Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
PETRÓLEOS DEL PERÚ - PETROPERÚ S.A.
PROYECTO
“TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA CUENCA
DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
PTCP
BASES
PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONAL
PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL
SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE
LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO
NOR PERUANO”
2008
Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
OPERACIONES OLEODUCTO
CALLE HUÁNUCO N° 218 – PIURA
RUC: 20100128218
PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONAL
Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERU - PRIMERA CONVOCATORIA
I.
OBJETO DE LA CONTRATACIÓN
Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon
por el Oleoducto Nor Peruano.
II.
MONTO ESTIMADO REFERENCIAL
Reservado.
III.
LUGAR DE EJECUCIÓN
Sede Principal del CONTRATISTA en el extranjero, y aplicable a las Estaciones del Oleoducto Nor Peruano.
IV.
BASES
V.1. Lugar de Entrega de Bases y Registro de Proveedores interesados:
Unidad Logística - Operaciones Oleoducto - Calle Huánuco Nº 218 – 228 Ciudad de Piura.
Central: (073) 28 4100 / Fax: (073) 28 4151 / E-mail: [email protected]
V.2. Horario de Venta de Bases y Registro de Proveedores interesados:
Lunes a Viernes de 07:30 a 15:30 horas.
V.3. Forma de registrarse en el Proceso de Selección:
El proveedor interesado DEBE formalizar su registro mediante el Formato N° 13 de las presentes
Bases debidamente llenado, el cual puede ser remitido vía fax al (073) 28 4151, o por correo
electrónico a la dirección [email protected] o entregarlo personalmente o por
courrier en la Unidad Logística - Operaciones Oleoducto en Calle Huánuco Nº 218 – Piura.
V.
ACCESO A LAS BASES
Las Bases se encuentran publicadas en la página web de Petroperú: www.petroperu.com.pe
VI.
CALENDARIO
VII.1. Convocatoria
: El 21.11.2008
VII.2. Entrega de Bases y Registro
: Del 24.11.2008 al 23.12.2008 hasta las 15:30 horas
VII.3. Única visita a las Estaciones, auspiciada
por PETROPERÚ
VII.4. Plazo de presentación de consultas
VII.5. Absolución de consultas
VII.6. Integración de Bases
: Del 01.12.2008 al 04.12.2008
: Del 24.11.2008 al 15.12.2008 hasta las 15:30 horas
: El 22.12.2008
: El 23.12.2008
VII.7.
Entrega de Sobres 1 y 2, por la Oficina
de Trámite Documentario (**)
: El 12.01.2009 hasta las 15:30 horas
VII.8.
Presentación personal de Sobres 1 y 2 al
acto público, y Apertura de Sobre 1
(Propuesta Técnica)
: El 13.01.2009 a las 10:00 horas (*)
Apertura de
Económica)
: El 16.01.2009 a las 10:00 horas (*)
VII.9.
Sobre
2
VII.10. Otorgamiento de la Buena Pro
(Propuesta
: El 16.01.2009 a las 15:00 horas (*)
(*) El acto público se realizará en el Centro de Capacitación – Cenca de Operaciones Oleoducto
PETROPERÚ, ubicado en Calle Huánuco 218-228 Piura - Primer Piso.
(**) Los postores que opten por presentar los sobres en la Oficina de Trámite Documentario no es
obligatoria la presencia de su representante. Ver detalle en el Anexo N° 05; Disposiciones Generales.
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Oleoducto Nor Peruano”
BASES ADMINISTRATIVAS
“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO
DE LA CUENCA DEL MARAÑON DEL OLEODUCTO NOR PERUANO”
PCI-0001-2008-OLE/PETROPERU
1. GENERALIDADES
1.1 Petróleos del Perú – PETROPERU S.A., en adelante PETROPERU, N° 20100128218, domiciliado
en Calle Huanuco N° 218 – 228 Piura convoca el Proceso por Competencia Internacional para
la “Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la
Cuenca del Marañon por el Oleoducto Nor Peruano” que se realizará en los términos y
condiciones que se detallan en las presentes Bases y sus Anexos.
1.2 Se ha definido el proceso como uno de competencia Internacional de servicios de
consultoría, con el fin de contratar una empresa consultora capacitada para la configuración
apropiada del sistema de transporte de crudo pesado, Servicios de Ingeniería Básica del
Sistema de Transporte de Crudo y Reingeniería en las Estaciones de Bombeo, Estimado de
Inversiones, Estudio de Mercado y Precios y Plan de Implementación. El detalle de las
características del oleoducto actual se encuentra documentado en la Ingeniería Conceptual
del Proyecto de Transporte de Crudos Pesados (Anexo 01).
2. MARCO LEGAL
2.1 De manera supletoria, la Ley General de Sociedades, Código Civil y demás disposiciones
legales vigentes en la República del Perú que resulten de aplicación.
2.2 Reglamento de Adquisiciones y Contrataciones Internacionales de PETRÓLEOS DEL PERÚ PETROPERÚ S.A., aprobado el 18 de marzo de 2008.
2.3 Otras disposiciones legales de la República del Perú vigentes, que resulten de aplicación.
3. MONTO ESTIMADO REFERENCIAL Y SISTEMA DE CONTRATACIÓN
El Monto Estimado Referencial se ha definido para el presente Proceso de carácter reservado. El
Sistema de Contratación de los servicios de consultoría es a Suma Alzada. Se otorgará la Buena
Pro a la propuesta que obtenga el mayor puntaje total (técnico – económico).
4. RECURSOS FINANCIEROS
Con recursos propios de PETROPERÚ S.A.
5. VALIDEZ DE OFERTA
La validez de la oferta tendrá una vigencia mínima de sesenta (60) días calendario a partir de la
fecha fijada para la recepción de propuestas, la misma que podrá ser ampliada hasta la
suscripción de EL CONTRATO, en caso de requerirse.
6. DE LOS POSTORES
6.1 Tratándose de un proceso de contratación internacional, solo podrán participar como
postores las personas naturales o jurídicas constituidas en el extranjero, según corresponda,
y no domiciliadas en el territorio nacional, que desarrollen Servcios de Consultoría en
Ingeniería Conceptual, Básica, de detalle, entre otros relacionados con actividades como;
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Upstream - E&P exploración y producción de campos petroleros, Midstream -Proceso de
almacenamiento y transporte de hidrocarburos liquidos, gas natural, GNL. (gas natural
licuado), Downstream - Refinación y Comercialización, a condición de estar capacitadas para
cumplir con las condiciones de las Bases; no encontrarse impedidos de contratar con
PETROPERÚ S.A., y no estar inhabilitados para contratar con el Estado Peruano. PETROPERÚ
S.A. se reserva el derecho de verificar dicha condición.
6.2 Están impedidos de ser postores y contratar con PETROPERÚ S.A.
6.2.1. Presidente y los Vicepresidentes de la República del Perú, los Representantes al
Congreso de la República del Perú, los Ministros y Viceministros del Estado Peruano;
los Vocales de la Corte Suprema de Justicia de la República del Perú, los Titulares y
los Miembros del Comité Colegiado de los Organismos Constitucionales Autónomos
del Perú hasta un año después de haber dejado el cargo.
6.2.2 Los Titulares de Instituciones o de Organismos Públicos descentralizados, los
Presidentes y Vicepresidentes Regionales, los Consejeros de los Gobiernos
Regionales, los Alcaldes, los Regidores, los demás Funcionarios y Servidores Públicos,
los Directores y funcionarios de las empresas del Estado Peruano; y en general, las
Personas Naturales y Jurídicas contractualmente vinculadas con PETROPERÚ S.A. que
tengan intervención directa en la definición de necesidades, especificaciones,
evaluación de ofertas, selección de alternativas, autorización de adquisiciones o
pagos.
6.2.3 El cónyuge, conviviente o pariente hasta el cuarto grado de consanguinidad o segundo
de afinidad de las personas a las que se refieren los numerales precedentes.
6.2.4 Las personas jurídicas en las que las personas naturales a que se refieren los
numerales anteriormente señalados tengan una participación superior al 5% del
capital o patrimonio social, dentro de los 24 meses anteriores a la convocatoria.
Tratándose de asociaciones civiles, organizaciones no gubernamentales u otras,
bastará que las personas naturales a que se refieren los numerales precedentes las
integren para que se configure el impedimento.
6.2.5 Las personas naturales o jurídicas cuyos apoderados o representantes legales sean
aquellos a que se refieren los numerales 6.2.1, 6.2.2 y 6.2.3.
6.2.6
Las personas naturales o jurídicas que se encuentren sancionadas
administrativamente con inhabilitación temporal o permanente en el ejercicio de sus
derechos para participar en procesos de selección y para contratar con el Estado.
6.2.7 Las personas jurídicas cuyos asociados, socios, accionistas, participacionistas o
titulares que formen o hayan formado parte de personas jurídicas sancionadas
administrativamente con inhabilitación temporal o definitiva para participar en
procesos de selección y para contratar con el Estado, o que habiendo actuado como
personas naturales, se encontraran con los mismos tipos de sanción. Este
impedimento se aplicará siempre y cuando la participación sea superior al 5% del
capital o patrimonio social y por el tiempo que la sanción se encuentre vigente.
6.3 Los agentes o representantes nacionales podrán presentar la propuesta de los postores no
domiciliados en el país; la relación contractual, liquidación y cualquier reclamo posterior se
efectuará directamente con el proveedor no domiciliado.
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6.4 No se admitirán propuestas de empresas nacionales que subcontraten empresas y/o
personal no domiciliado en el país, que vayan a realizar las prestaciones principales del
servicio.
6.5 Las Bases del presente proceso estarán disponibles en la página web de PETROPERÚ S.A.
Sin embargo, para poder participar, los postores interesados deberán registrarse como
participantes. Para tal efecto, deberán remitir el formato del Anexo N° 10 debidamente
llenado al fax o dirección electrónica señalada en las presentes Bases.
De presentarse como postor un Consorcio, bastará que se haya registrado como
participante uno de sus integrantes.
Al momento de registrarse como participante, los potenciales postores dejarán constancia
escrita del nombre o razón social con que participarán, precisando su domicilio legal,
nombre del representante legal, teléfono, fax y correo electrónico a los que se remitirán las
comunicaciones pertinentes. Los postores que indiquen ser notificados electrónicamente,
deberán consignar la dirección de correo electrónico y mantenerla activa, confirmando los
recibos de los correos enviados. En caso el postor no deje constancia escrita de sus datos,
PETROPERÚ S.A. podrá registrarlo de oficio según disponga de la información respectiva.
6.6 Los integrantes de un Consorcio no podrán presentar propuestas individuales ni conformar
más de un Consorcio.
7. CONDICIONES DEL PROCESO
7.1 Podrán efectuarse consultas o solicitar aclaraciones respecto a las Bases, las cuales serán
atendidas mediante un pliego absolutorio debidamente fundamentado por el Comité Ad Hoc, y publicado en la página web de PETROPERÚ S.A. y adicionalmente en la forma
establecida en la convocatoria de este proceso. De haber modificaciones o precisiones al
texto original de las Bases, éstas serán aprobadas por el mismo nivel que aprobó las Bases y
se incorporarán automáticamente.
Asimismo, en la etapa de absolución de consultas, el Comité Ad – Hoc, podrá modificar las
Bases, incluyendo la proforma del Contrato; previo sustento del Originador y aprobación por
el mismo nivel que aprobó las Bases.
7.2 Las consultas a las Bases y sus respuestas formarán parte de las presentes Bases.
7.3 PETROPERU S.A. podrá postergar cualquier etapa del proceso, incluso hasta momentos
previos al acto materia de postergación; la nueva fecha será dada a conocer por los mismos
medios en que se efectuó la convocatoria, su correo electrónico autorizado y por la página
web de PETROPERÚ S.A. (www.petroperu.com.pe).
7.4 En caso que el día señalado en la convocatoria, para los actos públicos, resulte no laborable
para PETROPERU S.A., el acto público respectivo se efectuará al siguiente día hábil,
dejándose constancia de esta circunstancia en el Acta.
7.5 El proceso podrá ser cancelado por el Comité Ad-Hoc, en cualquier etapa del mismo hasta
antes del otorgamiento de la Buena Pro, cuando por hechos sobrevinientes desaparezca la
necesidad de contratar el servicio, varíen los Términos de Referencia establecidos
originalmente en las Bases, por modificaciones presupuestales o en el caso que sobrevinieran
causas de fuerza mayor o caso fortuito que tornen imposible la contratación de los servicios.
En este caso se publicará en la página web de PETROPERÚ S.A. y adicionalmente en la forma
establecida en la convocatoria del proceso por competencia, dentro de los dos (2) días
hábiles siguientes de haberse producido el hecho.
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7.6 El proceso podrá declararse desierto en el caso que no se haya presentado ninguna
propuesta, no exista propuesta válida, o cuando el ganador de la Buena-Pro o el segundo en
el orden de prelación no cumplan con suscribir el contrato, o cuando la mejor oferta exceda
el Monto Estimado Referencial y no se obtenga la autorización interna correspondiente de
acuerdo al Cuadro de Niveles de Aprobación de PETROPERÚ S.A. En este caso se publicará en
la página web de PETROPERÚ S.A. y adicionalmente en la forma establecida en la
convocatoria del proceso, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes de haberse producido
el hecho.
7.7 El proceso podrá ser declarado nulo por el Comité Ad-Hoc hasta antes de la suscripción del
contrato, cuando se hayan realizado actos dictados por órganos incompetentes, que
contravengan normas legales, contengan un imposible jurídico o prescindan de las normas
esenciales del procedimiento o de la forma prescrita en el “Procedimiento de Adquisiciones y
Contrataciones Internacionales para Proyectos Bajo Modalidad Especial” En este caso se
publicará en la página web de PETROPERÚ S.A. y adicionalmente en la forma establecida en
la convocatoria del proceso por competencia, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes de
haberse producido el hecho.
7.8 PETROPERU S.A. se reserva el derecho de verificar lo informado en las propuestas, en cuanto
a plazos, condiciones de entrega, calidad y lo que considere pertinente a sus intereses y
rechazar las propuestas con información falsa o inexacta, sin que ello pueda dar derecho a
los postores, a demandar pérdidas, intereses o daños y perjuicios por los gastos en que
hubiera podido incurrir, como consecuencia de la preparación y presentación de las ofertas,
de la constitución de garantías o por cualquier otro concepto.
7.9 PETROPERU S.A., podrá solicitar a los postores documentos aclaratorios, siempre que ello no
constituya modificación de su propuesta Técnica – Económica.
Se entiende por modificación, la variación de precios, condiciones de pago, forma de pago,
especificaciones técnicas señaladas como delimitantes, plazo de entrega exigido en las Bases
y otras condiciones que puedan influir en la evaluación de propuestas.
7.10 Durante la ejecución del presente proceso, PETROPERU S.A. se reserva el derecho de
declarar desierto o cancelar el proceso, sin asumir responsabilidad alguna, en cuyo caso se
informará a los postores directamente a través de su correo electrónico autorizado y por la
página web de PETROPERU S.A. (www.petroperu.com.pe).
8. DE LAS PROPUESTAS – PRESENTACIÓN
8.1 La recepción y apertura de propuestas se hará en acto público con presencia de Notario
Público, y adicionalmente se participará al Órgano de Control Institucional (Gerencia de
Auditoría Interna), para los fines del caso, según corresponda. A este acto podrán asistir los
postores. En caso los postores no puedan estar presentes en el acto público, podrán
presentar sus propuestas a través de la Oficina de Trámite Documentario de Operaciones
Oleoducto - PETROPERÚ S.A.
La tardanza o ausencia del Veedor del Órgano de Control Institucional no impedirá la
realización del acto público.
La recepción de propuestas será en mesa, en dicho acto, por el Comité Ad-Hoc, en dos (2)
sobres cerrados, de los cuales el primero contendrá la Propuesta Técnica (Sobre N° 1) y el
segundo la Propuesta Económica (Sobre N° 2), en el día, hora y lugar establecidos en el
Calendario del Proceso del presente documento (Página 02) y actualizados, de ser el caso, en
el aviso de convocatoria publicado en la Página web de PETROPERÚ S.A. Las propuestas se
presentarán como se menciona en los numerales 1 y 2 del Anexo N° 03.
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8.2 Las propuestas también podrán ser entregadas en la Oficina de Trámite Documentario de
PETROPERÚ S.A. ubicada en calle Huánuco 218-228 Piura hasta un día antes del acto público,
de acuerdo con el Calendario (Página 02). Antes de iniciado el Acto Público, éstas serán
entregadas directamente al Notario Público designado para su custodia, y las propuestas que
sean recibidas en el mismo día del acto público, serán entregados en dicho acto, al Notario
Público, por un miembro del Comité Ad-Hoc.
8.3 Se precisa que, en este caso, el envío de las propuestas a la Oficina de Trámite Documentario
de PETROPERÚ S.A., será por cuenta y riesgo de los postores, y con la condición que éstas
lleguen en buenas condiciones y sin abrir; en el supuesto que lleguen abiertas por
consecuencia del transporte y/o aduana, éstas propuestas no serán consideradas para el acto
de recepción y apertura de propuestas, dejando constancia en dicho acto y verificado por el
Notario Público.
8.4 La entrega de propuestas en el acto público, se efectuará llamando a los postores en el orden
en que registraron su participación, si alguno no se encontrara presente al momento del
llamado, perderá la oportunidad de presentación de su propuesta. En el caso de las
propuestas que hayan sido presentadas en Trámite Documentario que estén en poder del
Notario, éstas, al llamado del presidente del Comité Ad –Hoc serán presentadas por uno de
los miembros del Comité Ad-Hoc o por el propio Notario.
8.5 Para el acto público de presentación de propuestas, podrán apersonarse los representantes
legales, apoderados o personal autorizado de los postores, debidamente acreditados ante el
Comité Ad – Hoc, mediante carta poder simple, quienes deberán presentar su documento
oficial de identidad. Una persona natural o jurídica no podrá representar a más de un postor
o Consorcio.
En el caso de Consorcios, éstos designarán un representante común mediante carta simple
suscrita por los representantes legales de cada uno de los integrantes del Consorcio.
8.6 La propuesta técnica y la propuesta económica, deberán estar foliadas, y se presentarán
como se establecen en las Bases, no recibiéndose ninguna propuesta una vez vencida la
fecha y hora estipulada, o luego que el Comité Ad-Hoc haya llamado al postor durante el acto
de recepción de propuestas.
8.7 En todos los casos, los postores deberán presentar los documentos solicitados en las Bases
(ver Anexo 4); y se precisa que toda la información entregada por el postor en su propuesta
tendrá el carácter de declaración jurada. Los postores serán responsables de la exactitud y
veracidad de todos los documentos.
8.8 En el acto público de presentación de propuestas, se abrirán los sobres de las propuestas
técnicas; y los sobres cerrados de las propuestas económicas, de ser el caso, serán
introducidos en un sobre o precintado, firmados en los puntos de cierre, por los Miembros
del Comité Ad – Hoc, por el Notario Público y por los postores que así lo deseen. Dicho sobre
o sobres precintados quedarán en custodia del Notario Público.
8.9
El Comité Ad – Hoc, verificará la presentación de todos los documentos requeridos en el
Anexo N° 04 - Contenido de las Propuestas y de los documentos correspondientes a los
Requerimientos Técnicos Mínimos indicado en las Bases Técnicas. De no encontrarse la
documentación completa, el Comité Ad - Hoc devolverá los sobres N° 1 y N° 2, teniéndolos
como no presentados; salvo que el postor exprese su disconformidad, en cuyo caso se
anotará tal circunstancia en el Acta y el Notario Público mantendrá la propuesta en su
poder hasta el momento en que el postor formule apelación. Si se formula apelación, se
estará a lo que finalmente se resuelva al respecto.
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8.10 Después de la recepción de propuestas, se procederá a su evaluación. El ComitéAd-Hoc
podrá solicitar a los postores aclaraciones respecto a su propuesta, siempre y cuando ello
no signifique modificación de la propuesta presentada.
8.11 Se entiende por modificación, a la variación de los requisitos técnicos mínimos establecidos
en las Bases, las características técnicas, precio, objeto, plazo y otras condiciones que
puedan influir en la evaluación de propuestas.
8.12 De existir algún defecto subsanable, el Comité Ad-Hoc resolverá y tomará la decisión
fundamentada sobre ellas.
8.13 Estas subsanaciones no significarán modificación del alcance de las propuestas técnicas o
económicas.
8.14 Todos los documentos se redactarán en español o en inglés, en este último caso, se
acompañará la correspondiente traducción al español, a excepción de los catálogos, folletos
u otros que se presentarán en español o en inglés, salvo que su traducción sea solicitada en
el curso de la evaluación por parte del Comité Ad-Hoc.
8.15 Se dará por terminado el acto, luego de la lectura del Acta, consignándose las
observaciones que hubieran, la que será suscrita por los miembros del Comité Ad-Hoc,
Notario Público, Veedor del Órgano de Control Institucional y por los postores o
representantes acreditados que deseen hacerlo.
8.16 Las propuestas técnicas y económicas, serán presentadas en idioma español. Los catálogos,
folletos y similares y aquellos que se especifique en las Bases, deberán ser presentados en
idioma español o inglés.
8.17 Asimismo, los documentos emitidos por la autoridad pública extranjera (exceptuando los
poderes de representación señalados en el numeral 5.1.2 del Anexo N° 05), podrán
presentarse en copia simple sin perjuicio de su ulterior presentación formal previa a la
firma del contrato. De resultar favorecidos con la Buena Pro, para la suscripción del
contrato, se requerirá la presentación de dichos documentos debidamente legalizados por
el Consulado Peruano respectivo y por el Ministerio de Relaciones Exteriores en Lima.
8.18 PETROPERÚ S.A., se reserva el derecho de verificar lo informado en las propuestas, y
rechazará las propuestas con información falsa o inexacta, sin que ello pueda dar derecho a
los postores a demandar pérdidas o intereses por los gastos en que hubieran podido
incurrir, como consecuencia de la preparación y presentación de las ofertas, de la
constitución de garantías o de cualquier otro concepto.
9. EVALUACION DE LA PROPUESTA
9.1 Se evaluarán las propuestas que cumplan con lo especificado en las Bases, que incluyen los
Requerimientos Técnicos Mínimos del numeral 8 de las Bases Técnicas; considerando los
criterios y parámetros de evaluación detallados en el Anexo N° 03. Las propuestas técnicas
que cumplan los requisitos establecidos en las presentes Bases serán admitidas. Sólo una
vez admitidas, el Comité Ad – Hoc aplicará los factores de evaluación previstos en las
presentes Bases y asignará los puntajes correspondientes conforme a los criterios
establecidos para cada factor.
9.2 Las propuestas que en la evaluación técnica no alcancen el puntaje mínimo de 80 puntos,
no accederán a la evaluación económica.
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9.3 Una vez evaluadas y/o calificadas las propuestas técnicas, se procederá a la apertura de los
sobres de las propuestas económicas en acto público y en presencia de Notario Público, el
Veedor del Órgano de Control Institucional y los postores que asistan.
La tardanza o ausencia del Veedor del Órgano de Control Institucional no impedirá la
realización de los actos públicos.
9.4 El Presidente del Comité Ad-Hoc iniciará el acto dando lectura al resultado de la evaluación
técnica, y procederá a devolver los sobres cerrados de las propuestas económicas de los
postores que no hayan sido admitidas para evaluación técnica o no hayan alcanzado el
puntaje mínimo señalado en las presentes Bases. En caso de no estar presente el
representante del postor descalificado o de la propuesta no admitida, se procederá a dejar
en custodia del Notario Público el sobre cerrado de su propuesta económica.
9.5 La disconformidad de uno o más de los Postores presentes en el acto público con respecto
a los resultados de la evaluación técnica, será consignada en el Acta del acto y se procederá
a entregar al Notario Público el sobre cerrado conteniendo la propuesta económica de
dicho postor o postores, el cual se mantendrá en custodia hasta el momento en que se
formule la apelación, de acuerdo a lo señalado en el numeral 12 de las Bases, o deje
consentida la devolución al no apelar dentro del plazo señalado.
9.6 A continuación el Notario Público procederá a la apertura de los sobres de las propuestas
económicas, de aquellos postores que hayan calificado en la propuesta técnica. El Comité
Ad-Hoc procederá a verificar el contenido de los sobres de las propuestas económicas de
acuerdo a lo requerido en el Anexo N° 04 de las Bases, y posteriormente realizará la
evaluación económica correspondiente, de acuerdo al cronograma detallado en la página 2
de las presentes bases.
9.7 Elaborados los cuadros de la evaluación y determinado el ganador, en acto público, de
acuerdo al calendario del proceso, con asistencia del Notario Público, del Veedor del
Órgano de Control Institucional y de los postores que asistan, el Comité Ad-Hoc anunciará
las propuestas ganadoras, indicando el orden en que han quedado calificados los postores,
el mismo que constará en un cuadro comparativo. La tardanza o ausencia del Veedor del
Órgano de Control Institucional no impedirá la realización del acto público.
9.8 En el supuesto que dos o más propuestas alcancen igual puntaje, la adjudicación se decidirá
en favor del Postor que haya obtenido el mayor Puntaje Técnico, y de persistir la igualdad,
se hará la definición por sorteo.
9.9 La evaluación de las propuestas técnicas y económicas se efectuará de la siguiente manera:
a. Verificación del cumplimiento de Requerimientos Técnicos Mínimos y ponderación de
puntaje técnico y económico: Tanto la Evaluación Técnica como la Evaluación Económica
se califican sobre cien (100) puntos. El puntaje total será el promedio ponderado de las
evaluaciones técnica y económica, obtenido de la aplicación de la siguiente fórmula:
PTPi = c1 PTi + c2 PEi
Donde:
PTPi = Puntaje total del postor i
PTi = Puntaje de la evaluación técnica del postor i
PEi = Puntaje de la evaluación económica del postor i
c1 = Coeficiente de ponderación de la evaluación técnica (c1=0.50).
c2 = Coeficiente de ponderación de la evaluación económica (c2=0.50).
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La propuesta evaluada como la mejor, será la que obtenga el mayor Puntaje Total.
10. FORMA Y CONDICIONES DE PAGO
PETROPERÚ S.A. efectuará el pago en US$ Dólares Americanos, según cronograma de pagos
propuesto por el postor ganador de la Buena Pro, cada valorización indicada en el cronograma
deberá estar respaldada por el reporte de avance semanal aprobado por PETROPERÚ S.A. que
deberá presentar el consultor. El pago no excederá los veinte (20) días naturales después haber
presentado correctamente la factura, la que deberá ser presentada de preferencia dentro de los
dos (2) días hábiles de haberse obtenido la conformidad del avance del servicio.
Toda propuesta económica estará afecta a una retención del Impuesto a la Renta del Perú
equivalente al 15% o 30% por los Servicios de Asistencia Técnica (Diseños Básicos) dependiendo
de la documentación a presentar, según el D.S. N° 179-2004-EF y la Ley 28442.
El monto contractual ofertado deberá ser establecido en la Propuesta Económica por cada
Postor considerando y analizando cuidadosamente lo siguiente:
De acuerdo a la Legislación Peruana vigente del Impuesto a la Renta (D.S. N° 179-2004-EF y Ley
N° 28442), la asistencia técnica utilizada económicamente en el país está gravada con un 15 % si
se entrega al usuario (PETROPERÚ S.A.) una declaración jurada donde se declare que el servicio
de consultoría corresponden a servicios de asistencia técnica (según Formato N° 12) y un
informe de auditores de Prestigio Internacional, o del 30% si el Contratista decide no presentar
dichos documentos. Los montos facturados por Asistencia Técnica están afectos, por tanto, a
una retención de impuesto del 15 % o 30 % del monto contractual que se facture según el
cronograma de pagos contractuales, y decisión de adjuntar las declaraciones e Informe de
Auditores referida.
PETROPERÚ S.A. entregará al Contratista el Certificado de Retenciones de no domiciliados, luego
de ser pagadas a la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (SUNAT) del Perú.
Se tendrá en cuenta que el monto así ofertado, figurará tal cual como monto contractual por el
Diseño Básico, y sus cobros deberán facturarse, sin variaciones ni notas de ninguna especie, y
sobre dichas cantidades se aplicará definitivamente la retención de ley, pagándose en efectivo al
CONTRATISTA únicamente el 85% de la cantidad contractual facturada. Si no presentara
declaración jurada ni informe de auditores, se le pagará únicamente el 70% de la cantidad
contractual facturada.
Emitir factura a nombre de: PETRÓLEOS DEL PERÚ - PETROPERÚ S.A.
RUC
: 20100128218
DIRECCIÓN
: Av. Enrique Canaval Moreyra Nº 150 – San Isidro – Lima.
Hacer llegar a la Oficina de Trámite Documentario – Oficina Principal – PETROPERÚ, ubicada en
Av. Enrique Canaval Moreyra Nº 150 – San Isidro – Lima, los siguientes documentos:




La factura correctamente emitida.
Valorización aprobada por PETROPERÚ.
Copia del Contrato
De ser el caso; Declaración Jurada refrendada por el Consulado Peruano en el país de
origen y un Informe de Auditores de Prestigio Internacional (Se debe presentar con cada
factura).
Los pagos se efectuarán dentro de los veinte días (20) calendario previa verificación y aprobación
de PETROPERÚ S.A. de acuerdo al cronograma de pagos.
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Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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11. OTORGAMIENTO DE LA BUENA PRO
11.1 El día señalado en el calendario del proceso, en acto público con asistencia del Notario
Público, del Veedor del Órgano de Control Institucional y de los postores que asistan, el
Comité Ad-Hoc otorgará la Buena Pro a la mejor propuesta de acuerdo a los criterios y
parámetros de evaluación establecidos en las presentes Bases, es decir obtenga el mayor
puntaje resultante de la sumatoria ponderada de los puntajes de la propuesta técnica y
económica.
La tardanza o ausencia del Veedor del Órgano de Control Institucional no impedirá la
realización del acto público.
11.2 El Presidente del Comité Ad-Hoc, en el Acto Público del Otorgamiento de la Buena Pro, hará
de conocimiento de los Postores el Monto Estimado Referencial previo a la lectura de la
correspondiente propuesta ganadora.
11.3 En caso se presente una sola propuesta, se otorgará la Buena Pro, a condición que ésta
cumpla con los requisitos señalados en las presentes Bases.
11.4 El otorgamiento de la Buena Pro, realizado en acto público se presumirá notificado, a todos
los postores, en la misma fecha del acto. Se informará asimismo, a través de la página Web
de PETROPERÚ S.A. de donde podrá ser descargada por los POSTORES.
11.5 El informe con los resultados de la evaluación, así como el otorgamiento de la Buena Pro o
declaratoria de desierto, constará en Acta.
12. RECURSOS DE APELACIÓN
12.1 Los postores podrán presentar Recurso de Apelación solo respecto a la evaluación de
propuestas, después del otorgamiento de la Buena Pro. Dicho recurso será resuelto por la
Gerencia General de PETROPERU en instancia única.
12.2 Sólo podrán ser objeto de apelación aspectos relacionados con la evaluación técnica y/o
económica. En ningún caso, se admitirán apelaciones que constituyan cuestionamientos a
las bases del proceso.
12.3 El Recurso de Apelación se presentará por escrito ante el Comité Especial, suscrito por el
representante legal del postor en un plazo no mayor de tres (03) días hábiles después de
comunicado el otorgamiento de la Buena Pro.
12.4 El Recurso de Apelación se presentará acompañado de una Carta Fianza a favor de
PETROPERU, con vigencia no menor de treinta (30) días naturales contados a partir de la
fecha de presentación, por un monto equivalente al 3 % del Monto Estimado Referencial
del proceso.
La Carta Fianza debe ser incondicionada, solidaria, irrevocable, sin beneficio de excusión y
de realización automática al sólo requerimiento de PETROPERU, y será emitida por una
Entidad Bancaria o Entidad Financiera, autorizada y acreditada en el Perú por la
Superintendencia de Banca y Seguros, o estar considerada en la última lista de Bancos
Extranjeros de primera categoría que periódicamente pública el Banco Central de Reserva
del Perú, a satisfacción de PETROPERU y según Modelo sugerido y señalado en las Bases,
Formato N° 11.
El Recurso de Apelación será declarado improcedente, cuando sea interpuesto fuera del
plazo establecido, cuando el que suscriba el recurso no sea el postor o su representante
acreditado, o cuando no cumpla con presentar adecuadamente la carta fianza.
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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El Recurso de Apelación será declarado infundado cuando el objeto de impugnación no
verse sobre la evaluación téncnica y/o económica y carezca del sustento correspondiente.
De declararse infundado el Recurso de Apelación, PETROPERU ejecutará y honrará a su
favor la Carta Fianza presentada.
12.5 En caso que no cumpla con subsanar en un plazo no mayor de dos (2) días hábiles de
comunicado alguna omisión en la presentación del recurso (documentos, garantía o
suscripción), o se presente fuera de plazo, éste se declarará inadmisible.
12.6 Para atender el recurso de apelación, el Comité Ad-Hoc, elevará conjuntamente con el
recurso, el Expediente al Área de Administración, quién nombrará un Comité de Apelación,
el cual se encargará de elaborar el Informe Técnico-Legal, y el Proyecto de Resolución, que
someterá al nivel respectivo, para su aprobación. El plazo para resolver será dentro de los
cinco (5) días hábiles de admitido el recurso.
12.7 Es procedente el desistimiento del recurso de apelación dentro de los cinco (5) días hábiles
de admitido el recurso; en este caso, PETROPERÚ S.A. ejecutará el 10% del monto de la
garantía. El desistimiento se solicitará mediante escrito con firma legalizada ante Notario
Público nacional o extranjero. De corresponder, el Notario Público le devolverá el sobre
económico sin abrir.
12.8 El Contratista se somete a las normas y Tribunales de la República del Perú, renunciando
expresamente a cualquier reclamación diplomática o fueros internacionales.
13. DE LAS GARANTÍAS
El postor ganador de la Buena Pro deberá presentar la siguiente garantía para la suscripción del
Contrato:
Garantía de Fiel Cumplimiento.- Carta Fianza de Fiel Cumplimiento de Contrato deberá ser
emitida por una suma equivalente al 10% del Monto Total del Contrato y debe tener una
vigencia hasta la conformidad de la recepción de la prestación del servicio a cargo del
CONTRATISTA. Esta garantía se ejecutará en caso de incumplimiento imputable al CONTRATISTA
en la ejecución del servicio.
La garantía será de carácter incondicional, solidaria, irrevocable, de realización automática y sin
beneficio de excusión, al solo requerimiento de PETROPERÚ, y será emitida por Entidades
Bancarias o Entidades Financieras, autorizadas y acreditadas en el Perú por la Superintendencia
de Banca y Seguros.
14. DEL CONTRATO
14.1 De acuerdo a la Legislación Peruana vigente del Impuesto a la Renta (D.S. N° 179-2004-EF y
Ley N° 28442), la asistencia técnica utilizada económicamente en el país está gravada con
un 15 % si se entrega al usuario (PETROPERÚ S.A.) una declaración jurada y un informe de
auditores de Prestigio Internacional, o del 30% si el Contratista decide no presentar dichos
documentos. Los montos facturados por Asistencia Técnica (Diseños Básicos) están afectos,
por tanto, a una retención de impuesto del 15 % o 30 % del monto contractual que se
facture según el cronograma de pagos contractuales, y decisión de adjuntar las
declaraciones e Informe de Auditores referida.
14.2 El Postor al que se haya otorgado la Buena Pro deberá cumplir, antes de la formalización
del Contrato, con entregar las garantías y documentos indicados en el numeral 5 del Anexo
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N° 5, dentro de los diez (10) días hábiles posteriores a la notificación del consentimiento de
la Buena Pro, pudiendo ser prorrogados por diez (10) días hábiles adicionales.
14.3 El incumplimiento de lo estipulado en el numeral anterior, en el plazo establecido, originará
la pérdida de su derecho al otorgamiento de la Buena Pro procediéndose a informar al
Tribunal de Contrataciones y Adquisiciones del Estado de este hecho. PETROPERU ejecutará
y tramitará el honramiento de las garantías respectivas, salvo que, y por razones
debidamente justificadas, extienda dicho plazo.
14.4 Una vez cumplido el plazo señalado, PETROPERU extenderá el Contrato cuya Proforma
figura en el Formato 14, al ganador de la Buena Pro, y lo citará para suscribir el Contrato. En
caso el Postor no pueda presentarse en el plazo señalado por razones debidamente
justificadas, PETROPERU podrá extender dicho plazo. Si finalmente no se presentara en el
último plazo comunicado, el Postor ganador de la Buena Pro perderá su derecho a la
adjudicación de la Buena Pro y PETROPERU ejecutará y tramitará el honramiento de las
garantías respectivas.
14.5 En los casos mencionados en los numerales 14.3 y 14.4 de las Bases, PETROPERU S.A. podrá
optar entre convocar un nuevo proceso o adjudicar la Buena Pro a la propuesta del postor
siguiente según la calificación efectuada, comunicando este hecho a los postores
directamente a través de su correo electrónico autorizado y por la página web de
PETROPERU S.A. (www.petroperu.com.pe), en el menor plazo posible.
15. PENALIDADES
15.1 El incumplimiento por parte del Contratista, en la entrega del servicio en los plazos
acordados, sin que haya mediado hecho fortuito o motivo de fuerza mayor o de otra índole
no imputable al Contratista, sustentados en su oportunidad ante PETROPERU S.A. y
aceptado por esta última; estará sujeto a penalidad según la siguiente relación:
Las penalidades se aplicarán de acuerdo a lo siguiente:
Penalidad diaria
=
(0.10 x Monto)
0.25 x plazo en días
El Monto y plazo en días se refieren al contrato.
Monto máximo a penalizar corresponde al 10% del monto contractual.
15.2 La aplicación de la penalidad establecida en el punto anterior será deducida de la Factura
que corresponda, de los pagos a cuenta, del pago final o en la liquidación final; o si fuese
necesario de la Carta Fianza respectiva. En este último caso PETROPERÚ S.A. ejecutará y
tramitará el honramiento a su favor.
16. CAUSALES DE DESCALIFICACION DE PROPUESTAS
16.1 Las propuestas técnicas serán descalificadas cuando:
 No cumplan los Requerimientos Técnicos Mínimos de las Bases Técnicas.
 No incluyan la documentación requerida como obligatoria solicitada en los numerales
1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.6, 1.7, 1.8, 1.9, 2.1 y 2.2 del Anexo N° 4 de las Bases.
 Contengan información discrepante con los documentos sustentarios, que no permitan
determinar si la propuesta cumple los requerimientos establecidos como mínimos para
el proceso, o que no haya sido subsanada satisfactoriamente la solicitud del Comité AdHoc.
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 Contengan información falsa o inexacta con respecto al cumplimiento de los
Requerimientos Técnicos Mínimos y en los Factores de Evaluación.
 No alcancen el Puntaje Técnico Mínimo requerido para acceder a la evaluación
económica (80 puntos).
16.2 Las propuestas económicas serán descalificadas cuando:

Presenten errores u omisiones no subsanables.
17. DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA
Las presentes Bases aprobadas por el nivel correspondiente de PETROPERÚ S.A., prevalecen en
caso de cualquier discrepancia o conflicto, respecto al Reglamento de Adquisiciones y
Contrataciones Internacionales de Petróleos del Perú – PETROPERÚ S.A., vigentes y aprobados
por la misma Gerencia General.
EL COMITÉ AD-HOC
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BASES TÉCNICAS
"ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE
DEFINITIVO CON LA INCORPORACIÓN DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL
MARAÑON”
PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
TÉRMINOS DE REFERENCIA
1. INTRODUCCIÓN
En la década de los 70’s es el Oleoducto Nor Peruano (ONP) fue diseñado y construido para el
transporte de crudos ligeros (26.6°API @ 60°F, viscosidad de 38 cSt @ 70°F y una capacidad
instalada por equipamiento para 200 MBPD)
Desde sus inicios de operación hasta la fecha, la calidad (viscosidad y gravedad específica) y
el volumen transportado han ido decreciendo de manera paulatina. Es así que en la
actualidad se transporta crudos de 17.9°[email protected]°F, viscosidad de 425 [email protected]°F para una
producción
de
42 MBPD. Con este nivel de producción se debe almacenar el petróleo crudo por un periodo
de 10 días calendario y así poder hacer bombeos intermitentes a régimen de 140 MBD por 3
días calendario.
Actualmente, la producción en los Lote 1-AB y 8 continúan con tendencia decreciente en
calidad y los pronósticos de producción futura en la selva Norte del Perú (Lote 1-AB de
Pluspetrol,
39 de Repsol YPF y 67 de Perenco) es de producir crudos pesados (alta viscosidad y baja
gravedad API). Asimismo, de los trabajos exploratorios en los Lotes 39 y 67 se infiere la
existencia de reservas comerciales de crudos pesados (bajo 14°-15°API y altamente viscosos).
Siendo la salida natural de estos crudos a través del ONP que llega hasta Bayóvar; se debe
realizar el redimensionamiento de los equipos principales de bombeo y de la actual
infraestructura de transporte, que fue diseñada para el transporte de crudos ligeros, por lo
que es necesario adaptarla para el transporte de crudos pesados.
Debido a la evolución del contexto descrito anteriormente, las Cías. Perenco, Pluspetrol,
Repsol YPF y Petroperú han coordinado acciones y compromisos determinando que la mejor
alternativa tecnológica para el transporte de crudos pesados de la cuenca del Marañón a
través del ONP es mediante mezcla de diluyente con crudo pesado. Asimismo, la Cía. Perenco
elabora estudios de Impacto Ambiental y de Ingeniería Básica para el desarrollo del Lote 67 y
cumplir con su Plan de Desarrollo aprobado por PERUPETRO1 en julio del año 2007. Por tal
razón Petroperú ha iniciado la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para la
adecuación del ONP, ha desarrollado el Estudio de Factibilidad y, mediante las presentes
Bases, convoca el proceso para la “Elaboración de Ingeniería Básica para el Proyecto de
Transporte de Crudos Pesados”.
1
Empresa Estatal de derecho privado, encargada de promover la inversión en actividades de exploración y explotación
de hidrocarburos en el Perú. Además en representación del Estado, negocia, celebra y supervisa los contratos en
materia hidrocarburífera, así como los Convenios de Evaluación Técnica. Asimismo, comercializa, a través de terceros y
bajo los principios del libre mercado, los hidrocarburos provenientes de las áreas bajo contrato, en la modalidad de
servicios.
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2. MEMORIA DESCRIPTIVA DEL SERVICIO
Petróleos del Perú – PETROPERÚ S.A., en adelante Petroperú, con RUC 20100128218,
domiciliado en Av. Huánuco 218 - 228, Piura – Perú convoca el Proceso por Competencia
Internacional para el Servicio de Consultoría de la “Elaboración de Ingeniería Básica del
Proyecto Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor
Peruano”, en adelante Servicio de Consultoría, que se realizará en los términos y condiciones
detallados en los presentes Términos de Referencias y sus Anexos.
El servicio de consultoría de elaboración de la Ingeniería Básica ha sido definido como un
proceso de Competencia Internacional de Servicios de Consultoría, con el fin de contratar
una empresa consultora capacitada para dar servicios de ingeniería básica del sistema de
transporte de crudo pesado y reingeniería en las estaciones de bombeo, estimado de
inversiones, estudio de mercado y precios y plan de implementación. El detalle de las
características del oleoducto actual se encuentra documentado en la Ingeniería Conceptual
del Proyecto de Transporte de Crudos Pesados (versión simplificada), en adelante Ingeniería
Conceptual, elaborada por Petroperú y revisada por la Cía. Mustang Engineering como parte
del Estudio de Factibilidad del Proyecto Transporte Crudos Pesados de la Cuenca del
Marañón desarrollado por dicha Cía. La Ingeniería Conceptual está adjunta en el Anexo 01 de
los presentes Términos de Referencia, la versión completa de la Ingeniería Conceptual será
entregada después de la suscripción del Contrato con el Postor Ganador del Servicio de
Consultoría.
2.1 Descripción general del Proyecto
El Proyecto Transporte de Crudos Pesados por el Oleoducto Nor Peruano (PTCP)
contempla construir un nuevo oleoducto para diluyente desde el Terminal Bayóvar
hasta la Estación 5, luego convertir el actual Oleoducto Ramal Norte (ORN) de 16” de
diámetro en un oleoducto que transporte diluyente en sentido inverso, pudiendo así
transportar este producto desde el Terminal Bayóvar hasta los lotes de producción.
Además se plantea construir un nuevo oleoducto desde la Estación Andoas hasta
Estación 5, para el transporte del crudo diluido. A partir de la Estación 5 se utilizará el
actual Tramo II de 36” de diámetro para transportar el crudo de manera continua hasta
el Terminal Bayóvar. La Figura 1 muestra el esquema de transporte descrito
anteriormente, también podemos encontrar mayor información del proyecto
actualizado a la fecha en la Ingeniería Conceptual (Anexo 01).
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Figura 1 Esquema del Proyecto Transporte de Crudos Pesados
2.2 Ejecución del Proyecto
Con el fin de optimizar las inversiones en los campos de producción de crudo pesado el
proyecto contempla implementarse en dos etapas:
1. Acondicionar el ONP inicialmente para una producción temprana con el fin de
tener una mejor delineación de las reservas, poder hacer una mejor
caracterización de los pozos y definir con el detalle adecuado el
comportamiento del crudo pesado en las facilidades de superficie.
2. Implementar el proyecto integral, tal como se ha descrito en el apartado 1.1
para la producción nominal de los concesionarios de los lotes 67, 39 y 1-AB.
2.2.1 Primera Etapa – Instalación de Loops al ORN
En esta primera etapa, se transportará la producción temprana de los lotes de
producción 1-AB y 67 de la Cuenca del Marañón por el ONP, para esto se
instalarán dos tramos paralelos (Loops) al ORN con el fin de incrementar la
capacidad de transporte y cubrir con los requerimientos de la producción
temprana. La Figura 2 muestra un esquema de la primera etapa, la cual
contempla también modificaciones de capacidad de almacenamiento en la
Estación Andoas y del sistema de bombeo en las Estaciones Andoas y Morona. El
suministro de diluyente para esta etapa tendrá un recorrido temporal y distinto
al que será implementado en la segunda etapa, dicho suministro no es parte del
PTCP ni del servicio de consultoría.
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Figura 2 Esquema de la implementación de la Primera Etapa del Proyecto
2.2.2 Segunda Etapa – Proyecto Integral
El proyecto integral de adecuación del Oleoducto Nor Peruano contempla
construir un ducto para diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta la Estación 5,
luego convertir el actual Oleoducto Ramal Norte (ORN) de 16” de diámetro en un
ducto para diluyente, pudiendo así transportar este producto desde el Terminal
Bayóvar hasta los lotes de producción. Además se plantea construir un oleoducto
desde Estación Andoas hasta Estación 5, para el transporte del Crudo diluido (los
Loops de la primera etapa formarán parte del oleoducto a construir en la
segunda etapa). A partir de Estación 5 se utilizaría el actual Tramo II de 36” de
diámetro para transportar el crudo hasta el Terminal Bayóvar. El esquema de la
segunda etapa se muestra en la Figura 1.
3. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
El Servicio de Consultoría debe ser ejecutado de la manera prescrita en los presentes
Términos de Referencia, Estándares de Ingeniería y Normas Técnicas aplicables, Estándares
Internacionales y en donde no sea prescrita, de acuerdo con las directivas de Petroperú y las
buenas prácticas de ingeniería.
El Contratista deberá, en todo momento, realizar la Ingeniería básica respetando la
Normativa Nacional e Internacional Vigente (Reglamentos de Transporte, normas y
legislación del Perú).
Marco Legal




Ley Orgánica de Hidrocarburos Nº 26221.
Decreto Supremo N° 042-2005-EM Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos.
Decreto Supremo N° 081-2007-EM Reglamento para Transporte de Hidrocarburos
por Ductos.
Decreto Supremo N° 015-2006-EM Reglamento de Medio Ambiente para las
Actividades de Hidrocarburos.
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Oleoducto Nor Peruano”



Decreto Supremo N° 036-2003-EM Reglamento de Seguridad para Almacenamiento
de Hidrocarburos.
Decreto Supremo N° 026-1994-EM Reglamento de Seguridad para el Transporte de
Hidrocarburos.
Decreto Supremo N° 043-2007-EM Reglamento de Seguridad para Actividades de
Hidrocarburos.
Estándares Nacionales


Especificaciones generales de Petroperú.
Código Eléctrico Nacional del Perú.
Estándares Internacionales
General







National Fire Protection Association (NFPA)
National Electrical Code (NEC)
Industrial Research Institute (IRI)
American Society of Mechanical Engineering (ASME)
American Petroleum Institute (API)
ISO 14001 y SGA de Operaciones Oleoducto
AACE International Recommended Practice No. 18R-97
Obras Civiles



Reglamento Nacional de construcciones (RNC)
American Concrete Institute (ACI)
American Institute of Steel Construction (AISC)
Instalaciones Metalmecánicas







ASME B31.3 Process Piping.
ASME B31.4 Code Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and
Other Liquids.
API RP 1102 Recommended Practice for Liquid Petroleum Pipelines Crossing
Railroads and Highways.
API STD 1104 Welding of Pipelines and Related Facilities ASME Section IX –
Welding and Brazing Qualifications.
API 650 Welded Steel Tanks for Oil Storage.
API 651 Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks
API 652 Lining of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms
Instalaciones Eléctricas



National Electric Code (NEC-USA o NFPA 70).
National Electrical Manufacturers Association (NEMA).
Institute of Electrical and Electronical Engineering (IEEE).
Instrumentación

API 551
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Oleoducto Nor Peruano”



Manual of Petroleum Measurement Standard (MPMS)
Instrumentation, System and Automatization Society (ISA)
NFPA 72.
También se listan los códigos y especificaciones de los materiales para oleoductos:




API 5L – Specifications for Line Pipe.
API 6D—Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball, and Check Valves).
ASME B16.5—Pipe Flanges and Flanged Fittings.
ASME B16.34—Valves—flanged, Threaded, and Welding End.
4. EJECUCIÓN DEL SERVICIO DE CONSULTORÍA
El servicio de consultoría para Elaboración de la Ingeniería Básica del Proyecto Transporte de
Crudos Pesados se deberá llevar a cabo en 3 fases las mismas que definen el cronograma que
presentará el postor en su Propuesta Técnica.
4.1 Primera Fase – Visitas Técnicas y Recopilación de Información
Luego de la evaluación y análisis de los documentos listados en el Numeral 10 (los que
se entregarán con la suscripción del Contrato), el equipo técnico de Petroperú realizará
una charla de inducción al personal del Contratista en donde se tratarán los siguientes
puntos:




Objetivos del Servicio de Consultoría para la Ingeniería Básica del PTCP
Principales trabajos a realizar durante el Servicio de Consultoría
Objetivos de las Visitas Técnicas al ONP
Ingeniería Conceptual del PTCP
Posterior a la charla de inducción, el Contratista deberá programar las visitas técnicas a
las Estaciones de Bombeo y a las zonas críticas del ONP, asimismo deberá evaluar la
posibilidad de realizar estas visitas secuencialmente o en forma paralela. Las visitas
técnicas se realizarán junto a la supervisión encargada de Petroperú y deberán iniciarse
en el menor tiempo posible desde la firma del Contrato del servicio de consultoría.
Estas visitas tendrán como fin evaluar todos los requerimientos planteados en el
Numeral 5 “Alcance del Servicio” de los presentes Términos de Referencia y deberán
coordinarse con previa anticipación con la supervisión de Petroperú.
El Contratista deberá contar con un Equipo de Trabajo altamente especializado para
realizar las visitas técnicas a las Estaciones de Bombeo y el Terminal Bayóvar. Asimismo
deberá realizar visitas adicionales cuantas veces considere necesario los siguientes
lugares:





Estaciones Andoas y Morona.
Progresivas de los futuros empalme para los Loops del ORN.
Estaciones 5, 6, 7, 8, 9.
Ubicación de la futura Estación Olmos para bombeo de diluyente.
Terminal Bayóvar.
Asimismo, el Contratista deberá coordinar las visitas técnicas a la ruta del ONP con la
supervisión de Petroperú, con el fin de evaluar y definir el trazo de los nuevos ductos:
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de diluyente (desde el Terminal Bayóvar hasta la Estación 5) y de crudo diluido (desde
la Estación Andoas hasta la Estación 5). Las progresivas mínimas del ONP en las que se
deberán realizar visitas técnicas están indicadas en el Informe Técnico Riesgos
Geológicos e Hidrodinámicos del Anexo 02. Para el Monto establecido en su Propuesta
Económica el Postor deberá tomar en cuenta los puntos críticos indicados en dicho
informe
Petroperú proporcionará movilidad terrestre a las Estaciones de Bombeo del ONP al
personal del Contratista. Las visitas que requieran transporte aéreo deberán ser
previamente coordinadas con la supervisión de Petroperú.
Al culminar la primera fase del servicio de consultoría, el Contratista se reunirá con la
supervisión de Petroperú en la ciudad de Piura para exponer los resultados de las
evaluaciones técnicas y posibles replanteos al servicio de consultoría. Al término de la
reunión se elaborará un Acta de Acuerdo que contenga lo acordado en dicha reunión.
4.2 Segunda Fase – Ingeniería Básica de Instalación de Loops al ORN
La Segunda Fase del servicio de consultoría consiste en el desarrollo de la Ingeniería
Básica para la Primera Etapa del Proyecto descrita en los Numerales 2.2.1 y 5.8:
hidráulica de Loops, incremento en la capacidad de bombeo y almacenamiento,
empalmes de los Loops, facilidades en estaciones, etc.
Antes de desarrollar la Ingeniería Básica de la Primera Etapa del Proyecto, el
Contratista debe elaborar el Diseño Hidráulico y Mecánico del Oleoducto de Crudo
Diluido de Estación Andoas a Estación 5 que se construirá durante la Segunda Etapa
del Proyecto, debido a que las tuberías de los Loops de la Primera Etapa del Proyecto
serán parte de dicho Oleoducto, por lo tanto sus parámetros técnicos deberán cubrir
también los requerimientos técnicos del Oleoducto de Crudo Diluido. Este análisis
también incluye a los sistemas de bombeo y la capacidad de almacenamiento en las
estaciones de bombeo.
Durante el desarrollo de esta fase el Contratista deberá presentar un Informe Mensual
detallado y un Informe Semanal del Avance del Proyecto para revisión de Petroperú. El
Líder del Proyecto por parte del Contratista deberá ser el encargado de realizar todas
las coordinaciones con Petroperú. Asimismo, Petroperú designará a la persona de
contacto con el Contratista.
El plazo de entrega de los documentos listados en el Numeral 6.2, Tabla 5 deberá ser
como máximo dos (02) meses a partir del día posterior a la firma del Contrato. Los
documentos restantes, listados en la Tabla 6 serán entregados un mes después para la
revisión y aprobación respectiva de Petroperú. De ser necesario, a solicitud de
Petroperú, se realizará una reunión referente a la segunda fase del servicio en las
Oficinas de Petroperú, en la ciudad de Lima.
4.3 Tercera Fase – Ingeniería Básica del Proyecto Integral
En la Tercera Fase del servicio de consultoría, el Contratista deberá desarrollar la
Ingeniería Básica del Proyecto Integral (ducto para crudo diluido desde la Estación
Andoas hasta la Estación 5, ducto de diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta la
Estación 5 y adaptación del ducto de 16” de diámetro para transporte de diluyente de
Estación 5 a Estación Andoas principalmente). Los entregables respectivos a esta fase
del servicio están indicados en el Numeral 6.3.
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Oleoducto Nor Peruano”
Durante el desarrollo de esta fase el Contratista deberá presentar a Petroperú,
Informes Mensuales detallados y Reportes Semanales del avance del proyecto. El Líder
del Proyecto por parte del Contratista deberá ser el contacto para las coordinaciones
con Petroperú. Asimismo, Petroperú designará a la persona de contacto con el
Contratista.
Al término de esta fase, el Contratista deberá realizar una presentación preliminar a
Petroperú en la Oficina Principal de la ciudad de Lima. El Contratista realizará la
presentación final una vez sean levantadas todas las observaciones realizadas por
Petroperú y entregará el Estudio Final Ingeniería Básica con todos los entregables del
servicio de consultoría incluidos los de la fase 2 y 3.
5. ALCANCE DEL SERVICIO
En este numeral se detallan los trabajos que el Contratista deberá elaborar para la correcta
ejecución del servicio de consultoría. Se deja establecido que lo indicado a continuación es de
carácter enunciativo más no limitativo, y que el Contratista debe desarrollar todos los
trabajos complementarios de ser necesarios, de tal manera que el Servicio se ejecute de
manera integral según los presentes Términos de Referencia y se cumpla con el objeto del
Contrato.
Gran parte del servicio de consultoría consiste en realizar numerosas simulaciones
hidráulicas para los oleoductos nuevos y existentes, así como para realizar análisis de
sensibilidad a los mismos. Por lo tanto, es necesario que el Contratista cuente con un
software especializado y reconocido para diseño de Oleoductos el que deberá estar basado
en las normas y criterios técnicos aplicables. Dicho software debe facilitar los análisis técnicos
de sensibilidad, permitiendo así, identificar los posibles riesgos de operación. También
deberá permitir realizar análisis de transitorios tales como: sobrepresiones en las Estaciones
de Bombeo y en puntos críticos del oleoducto, parada y arranque de estaciones de bombeo,
golpe de ariete en las válvulas del oleoducto, etc.
Al término del Servicio, los derechos de uso del software empleado para el Diseño de los
Oleoductos deberán ser transferidos a PETROPERU S.A.
El Contratista también deberá contar con un software de procesos que permita:




Cálculo de mezclas entre distintos tipos de crudos pesados.
Cálculo de mezclas entre crudo pesado y diluyente.
Determinación de las propiedades de crudos y diluyentes a distintas temperaturas y
presiones.
Diseño y simulación de una planta de recuperación de diluyente.
Al término del Servicio, los derechos de uso del software empleado para el Diseño de los
Oleoductos deberán ser transferidos a PETROPERU S.A.
5.1 Documentación General
5.1.1 Introducción
En este documento se describirá taxativamente el alcance del Servicio de
Consultoría para la Ingeniería Básica, deberá contener lo siguiente:

Memoria Descriptiva
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
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



Objetivos del Servicio
Alcances del Servicio
Resumen Ejecutivo
Conclusiones
5.1.2 Lista de Documentos de la Ingeniería Básica
En esta lista se detallarán todos los documentos que forman parte de la
Ingeniería Básica del Proyecto, la que deberá indicar lo siguiente:



Número de cada elemento listado.
Nombre de cada documento listado.
Número de la revisión de cada documento listado.
5.1.3 Criterios de diseño, Especificaciones Técnicas y Procedimientos
Constructivos
Este documento deberá contener los criterios de diseño, las especificaciones
técnicas aplicables a la Ingeniería Básica del PTCP (materiales, insumos, equipos e
instrumentación requeridos), así como los Procedimientos Cosntructivos
correspondientes.
5.2 Análisis Hidráulico de la Máxima Capacidad Actual de Transporte del ONP
En el Documento respectivo al presente numeral, el Contratista deberá indicar los
resultados de las simulaciones hidráulicas realizadas para determinar la máxima
capacidad de transporte de crudo a través del ORN y el Tramo II del ONP. Asimismo,
deberá adjuntar íntegramente las simulaciones hidráulicas realizadas en un anexo.
Se deberá determinar la máxima capacidad de transporte para distintas calidades de
crudo, (gravedades API y viscosidad variables). Como mínimo se deberán realizar
simulaciones para 5 valores de grados de API: 13, 15, 17, 19, 21. Para cada uno de estos
valores se analizará la máxima capacidad de transporte variando la viscosidad entre
100 y 1500 cSt a temperatura de línea. Los resultados deberán ser mostrados en tablas
y gráficas. A manera de ejemplo se muestra en la Figura 3 una gráfica de la máxima
capacidad del Tramo II del ONP variando la viscosidad de 100 a 1500 cSt para una
gravedad de 19ºAPI.
600
500
Caudal (MBPD)
400
300
200
100
0
10
510
1,010
1,510
2,010
2,510
Viscosidad (cSt)
Máximo Caudal - Crudo 19 API
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
3,010
3,510
4,010
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Oleoducto Nor Peruano”
Figura 3 Ejemplo de Resultados de Máximo Caudal por el ORN Tramo II
Petroperú entregará al Contratista la siguiente documentación para la elaboración de
las simulaciones hidráulicas:







Topografía del terreno donde se ubica Oleoducto Nor Peruano (con curvas de
nivelequidistantes cada 50m).
Planta y Perfil de trazo de la tubería (obtenido a partir de ILI geoinercial).
Espesores nominales del Oleoducto Nor Peruano para todas las Progresivas.
Resistencia actual de la tubería (obtenida a partir de ILI de pérdida de metal).
Perfiles de Temperaturas obtenidos con el Raspatubos Instrumentado y las
registradas durante la operación continua del ONP.
Carpeta Técnica del Oleoducto Nor Peruano.
Curvas Características de todas las bombas del Oleoducto Nor Peruano.
5.3 Diseño de Oleoductos
El Contratista deberá realizar el diseño hidráulico y mecánico de los nuevos oleoductos,
así como la verificación hidráulica y mecánica de los oleoductos existentes, las
especificaciones técnicas de los fluidos a transportar están indicadas en la siguiente
tabla:
Tabla 1 Especificación de Fluidos a transportar
Fluido
Crudo Diluido
Crudo Diluido
Diluyente
Diluyente
Especificación
19.5ºAPI y [email protected]ºC
19.72ºAPI y [email protected]ºC
64ºAPI y [email protected]ºC
64ºAPI y [email protected]ºC
Tramo
Nuevo oleoducto de Est. Andoas a Est. 5
Tramo II del ONP
Nuevo oleoducto de Bayóvar a Est. 5
ORN
El diseño mecánico de la tubería deberá considerar las particularidades de cada cruce
de río, sectores con problemas de estabilidad geotécnica que no puedan ser evitados,
cruces de carreteras, canales, puentes colgantes existentes en el actual trazo del
oleoductos, soportes de la tubería para vencer depresiones topográficas, cercanía a
centros poblados o áreas sensibles, etc., para lo cual deberá contemplarse que las
exigencias de las normas son requerimientos mínimos, los mismos que deberán ser
enriquecidos por la experiencia propia del El Contratista, considerando principalmente
la protección del medio ambiente y la seguridad del sistema de transporte.
5.3.1 Selección de Diámetro Óptimo para los Oleoductos Nuevos
En el Documento respectivo a este numeral, el Contratista deberá determinar el
diámetro óptimo para la tubería de crudo diluido que va de Estación Andoas a la
Estación 5 y para la tubería de diluyente que va del Terminal Bayóvar hasta la
Estación 5.
Para determinar el diámetro óptimo el Contratista deberá calcular la curva de
Costo Total de cada oleoducto nuevo. Tal como se muestra en la Figura 4, la
curva de Costo Total se determina a partir del costo de bombeo y las cargas fijas
(costo de inversión), el diámetro óptimo estará en el mínimo global de la curva
Costo Total
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Figura 4 Gráfica de Costo Total para cálculo de Diámetro Óptimo
El presente Documento deberá contener como mínimo lo siguiente:



Diámetro óptimo seleccionado para cada nuevo oleoducto
Tablas de y gráficas con los costos de bombeo, costos fijos y costos
totales para cada diámetro de tubería.
Conclusiones
5.3.2 Hidráulica de Oleoducto de Crudo Diluido
El Contratista deberá realizar simulaciones hidráulicas para determinar:


Perfil Hidráulico del nuevo Oleoducto de Estación Andoas a Estación 5.
Perfil Hidráulico del Tramo II de 36” según los nuevos requerimientos de
caudal y propiedades del crudo diluido.
El Contratista deberá definir para cada tramo y cada 100 m de tubería los
siguientes parámetros técnicos:










Flujo
Diámetro
Espesor
Velocidad
Temperatura
Número de Reynolds
Factor de Fricción
Cabeza de Máxima Resistencia
Presión de Operación (MOP)
Presión de Operación Máxima Admisible (MAOP)
Una vez definidos los parámetros mínimos de los ductos, el Contratista deberá
realizar simulaciones hidráulicas adicionales al Tramo II y el nuevo ducto de crudo
diluido de Estación Andoas a Estación 5, con el fin de identificar la máxima
capacidad de transporte para distintas calidades de crudo diluido. Como mínimo
se realizarán simulaciones para 5 valores de grados API: 13, 15, 17, 19 y 21; para
cada uno de estos valores el Contratista deberá hallar la máxima capacidad
admisible del oleoducto para un rango de viscosidades entre 100 a 1500 cSt.
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El Contratista deberá presentar dentro de este Documento un análisis específico
del flujo bifásico que se generará en las zonas de Caída Libre (Slack Flow) del
oleoducto de crudo diluido (Andoas – Estación 5 y Tramo II). Este análisis deberá
determinar los posibles inconvenientes en el perfil hidráulico y sus soluciones a
nivel de Ingeniería Básica.
El Documento correspondiente al presente numeral deberá contener:





Memoria Descriptiva del Modelo Hidráulico desarrollado para el PTCP.
Resumen de resultados de las simulaciones hidráulicas.
Máxima Capacidad de Transporte para el Nuevo Oleoducto de Crudo
diluido y el Tramo II.
Análisis de flujo bifásico en zonas de Caída Libre (Slack Flow) y soluciones
a nivel de Ingeniería Básica.
Conclusiones.
Todas las simulaciones hidráulicas realizadas con el software respectivo deberán
adjuntarse en un anexo específico.
5.3.3 Hidráulica de Oleoducto de Diluyente
El Contratista deberá realizar simulaciones hidráulicas necesarias en el software
de Diseño de Oleoductos para determinar:

Hidráulica del nuevo Oleoducto de Diluyente del Terminal Bayóvar a
Estación 5.
 Hidráulica del ORN de 16” de diámetro para transporte de diluyente.
El Contratista deberá definir para cada tramo y cada 100 m de tubería los
siguientes parámetros técnicos:










Flujo
Diámetro
Espesor
Velocidad
Temperatura
Número de Reynolds
Factor de Fricción
Cabeza de Máxima Resistencia
Presión de Operación (MOP)
Presión de Operación Máxima Admisible (MAOP)
El Contratista deberá presentar dentro de este Documento un análisis específico
del flujo bifásico que se generará en las zonas de Caída Libre (Slack Flow) del
oleoducto de diluyente (Bayóvar – Estación 5 y ORN). Este análisis deberá
determinar los posibles inconvenientes en el perfil hidráulico y sus soluciones a
nivel de Ingeniería Básica.
El Documento correspondiente al presente numeral deberá contener:



Memoria Descriptiva del Modelo Hidráulico desarrollado para el PTCP.
Resumen de resultados de las simulaciones hidráulicas.
Máxima Capacidad de Transporte para el Nuevo Oleoducto de diluyente.
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

Análisis de flujo bifásico en zonas de Caída Libre (Slack Flow) y soluciones
a nivel de Ingeniería Básica.
Conclusiones.
Todas las simulaciones hidráulicas realizadas con el software respectivo deberán
adjuntarse en un anexo específico.
5.3.4 Hojas de Datos de la Tubería
El Contratista deberá preparar las Hojas de Datos para la procura de la Tubería, la
cual deberá contener, entre otros parámetros técnicos: Grado API, Diámetro,
Longitud del Tramo, Espesor, Tipo de costura, Tipo de Recubrimiento, etc.
El grado del material de la tubería API5L se deberá determinar tomando el
Costo/Beneficio que involucra cada grado API. También se deberá tomar en
cuenta los requerimientos técnicos para la soldabilidad e instalación según sea el
grado la tubería. En la Figura 5 se muestran los precios de la tubería por Grado
según API 5L.
Figura 5 Precios de la tubería según el Grado API
5.3.5 Evaluación y análisis del sistema de bombeo
En el Documento respectivo al presente numeral, el Contratista deberá definir los
parámetros técnicos que permitan una adecuada selección del sistema de
bombeo requerido en cada Estación para el PTCP. Dentro de los parámetros
técnicos mínimos a determinar para cada estación tenemos:







Presión de succión
Presión de descarga
Presión diferencial
Caudal de Bombeo
Potencia hidráulica
Potencia mecánica
RPM/Torque
Con esta información, el Contratista evaluará en que Estaciones se requerirá
incrementar la capacidad de bombeo instalada y realizará el diseño respectivo
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utilizando, en donde sea posible y conveniente, los equipos existentes. La
información técnica de los equipos de bombeo del ONP está detallada en la
Ingeniería Conceptual.
Este Reporte relativo al presente numeral deberá incluir los siguientes puntos:





Memoria Descriptiva de los nuevos requerimientos de bombeo para el
PTCP.
Memoria de Cálculo de los nuevos requerimientos de bombeo para el
PTCP.
Listado de los nuevos equipos de bombeo y los equipos existentes que
permanecerán en funcionamiento.
Curvas de bombeo de todos los sistemas de bombeo seleccionados
incluyendo el punto óptimo de funcionamiento.
Conclusiones
5.4 Evaluación y Análisis de la Capacidad de Almacenamiento
El Contratista deberá evaluar y analizar la capacidad de almacenamiento necesaria para
el PTCP en cada una de las Estaciones de Bombeo y en el Terminal Bayóvar tomando en
consideración que el bombeo será continuo y no por “bacheo” (como se realiza
actualmente). La capacidad de almacenamiento actual del ONP en cada Estación y
Terminal Bayóvar está indicada en la Ingeniería Conceptual.
El Contratista deberá adjuntar al presente Documento, la Memoria de Cálculo utilizada
para definir la capacidad nominal de almacenamiento para el PTCP.
El Contratista deberá iniciar el análisis de la capacidad de almacenamiento necesaria
para la implementación de la Primera Etapa del Proyecto (Instalación de Loops al
ORN). Esto deberá estar reflejado en el cronograma de trabajo, con el fin de no
retrasar los Entregables de la Segunda Fase del servicio de consultoría. La capacidad
de almacenamiento definida para la Primera Etapa del Proyecto debe ser tomada
como parte de la capacidad de almacenamiento del Proyecto Integral.
5.5 Evaluación y selección de la ruta de los Nuevos Oleoductos
En el presente Documento, el Contratista deberá definir la ruta de los nuevos
oleoductos siguiendo, según sea conveniente, el actual trazo del Oleoducto Nor
Peruano y ORN.
El Contratista evaluará, sin tener carácter limitativo, las zonas críticas identificadas de
la ruta actual del ONP, las cuales están indicadas en el Informe Técnico “Riesgos
Geológicos e Hidrodinámicos”, adjunto en el Anexo 02.
El Contratista deberá efectuar un diseño individual para cada uno de los sectores
incluidos en el Anexo 02, así como para cada uno de los cruces del Ducto a proponer
con ríos, quebradas, carreteras, etc. El diseño será individual y deberá incluir, según
corresponda, las cargas externas adicionales por sismo, la incidencia de movimientos y
deslizamientos de las laderas circundantes, el riesgo derivado de la presencia de fallas
geológicas, la determinación de los niveles de socavación potencial en cada cruce de río
(para periodos de retorno de 75 años como mínimo), las posibles pérdidas de soportes
del ducto, las cargas dinámicas derivadas del tráfico sobre el ducto en carreteras, etc.
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El Contratista deberá considerar que el actual trazo del Oleoducto en el Tramo II cuenta
con 02 puentes colgantes (Km 403 y Km 400 del ONP), construidos para superar
problemas de deslizamientos ocurridos durante la etapa de operación del Oleoducto.
En dichos sectores deberá evaluarse la posibilidad de usar las estructuras existentes
para soportar el nuevo oleoducto y las obras de reforzamiento, si estas fueran
necesarias.
El Contratista también debe tener en cuenta que en el Tramo II (Km 483 del ONP) el
actual trazo del oleoducto se encuentra ubicado en un túnel de 800 m de longitud,
construido para atravesar un deslizamiento activo, bajo su plano de falla. El presente
estudio deberá considerar la ubicación de la nueva tubería dentro de la sección del
túnel (de forma de baúl, de 2.5 m de ancho y 3.0 m de altura).
El Contratista también deberá evaluar la alternativa de colocar un tramo de la nueva
tubería, de aproximadamente 20 Km (a partir de la Estación 9 con dirección a la
Estación 8, entre los Km 649 al Km 629 del ONP), en la plataforma de la carretera
Fernando Belaúnde Terry, debido a que a partir del año 2009, el actual trazo del
oleoducto, se verá afectado por el llenado de la Primera Etapa del Embalse Limón
(Proyecto Olmos), y en largo plazo, se deberá completar la Segunda Etapa del embalse,
cuya aguas llegarán hasta la Estación 9.
El Contratista también deberá evaluar la alternativa de cambio de trazo en el cerro
Huabico (Km 403 del ONP), debido a que dicho sector presenta dificultades
constructivas por las fuertes pendientes, así como problemas de erosión pluvial
importantes que generan continuos desprendimientos de rocas.
El Contratista también deberá evaluar el cambio de trazo en los centros poblados cuyo
crecimiento ha invadido el actual derecho de vía del Oleoducto Nor Peruano. Un caso
particular es el Centro Poblado de Pucará (Km 604 al Km 606 del ONP), donde el actual
trazo atraviesa el centro de la ciudad.
Durante la ejecución del Servicio y para una adecuada evaluación y selección de ruta, el
personal especialista del Contratista trabajará en estrecha coordinación con el personal
de Petroperú durante las visitas técnicas. El personal de Petroperú podrá sugerir
alternativas para replantear la nueva ruta en base a su amplia experiencia y
conocimiento de la zona.
El Contratista deberá presentar una memoria descriptiva que precise la ruta final de los
nuevos oleoductos, dentro de ella debe estar la ruta seleccionada para las zonas
críticas indicadas en el Anexo 02, así como los diversos cruces (de ríos, quebradas,
carreteras, etc.), la ruta propuesta deberá estar fundamentada técnicamente con
análisis de estabilidad de laderas, estudios geotécnicos y/o estudios hidráulicos, obras
de estabilización necesaria, según correspondan, además de un programa de
monitoreo en caso exista algún nivel de riesgo.
Petroperú entregará las Planos Topográficos (digitales) de la franja adyacente al actual
derecho de vía, incluyendo las zonas críticas mencionadas en el Anexo 02, a partir de
los que se podrán determinar las áreas de influencia (cuencas) de cada uno de los
cruces de ríos, para la determinación de los caudales, y la sección de las laderas, para
los análisis de estabilidad requeridos.
Petroperú cuenta con un “Estudio de Hidráulica Fluvial y Drenaje del OIeoducto Nor
Peruano y Ramal Norte”, el mismo que comprende los principales ríos (con los mayores
caudales), información que será entregada al Contratista ganador de la buena pro, sin
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embargo, dicha información es incompleta, pues no incluye diversos ríos con caudales
medios y menores que atravesará el nuevo oleoducto para el traslado de diluyente.
Los requerimientos de apoyo de mano de obra no especializada serán proporcionados
por Petroperú a solicitud del Contratista, para trabajos tales como: confección de
calicatas, corte de maleza, toma de puntos topográficos, obtención de muestras de
suelo para identificación de laboratorio, etc.
A la Memoria Descriptiva se deberá adjuntar todos los planos de alineamiento de los
nuevos oleoductos, los cuales deberán incluir en trazo en planta (sistema UTM, Datum
WGS-84) y el perfil de la tubería (referido a Alturas Ortométricas).
Los planos a alcanzar deberán ser elaborados en CAD (Autocad ®™), estarán
georeferenciados (sistema de coordenadas UTM, Datum WGS-84 – Sector 17 ó 18,
según corresponda), y ser presentados en diferentes capas (layers) de forma que
puedan ser usados en un sistema de información geográfica (ARCGIS ®™). La
información mínima a presentar, en relación al trazo de la ruta, será:










Coordenadas y cotas del inicio y fin de cada uno Loops a construir en la Primera
Etapa.
Coordenadas y cota del inicio y llegada de cada tramo del Oleoducto a
construir en la Segunda Etapa (referido a la Trampa de scraper de salida en
Terminal Bayóvar, Trampa de scraper de llegada y salida en nueva Estación
Intermedia de Bombeo, ambas trampa de scraper de llegada en Estación 5,
Trampa de scraper llegada y salida en Estación Morona y Trampa de Srcaper de
salida en Andoas),
Coordenadas y cota de cada punto de inflexión del trazo de los Loops para la
Primera Etapa. Los planos deberán mostrar también la ubicación del actual
Ramal Norte (según información que proporcionará Petroperú al ganador de la
buena pro).
Coordenadas y cotas de cada punto de inflexión del nuevo trazo del oleoducto
para transporte de diluyente (Tramo II) y el nuevo ducto para crudos pesados
(Tramo ORN). Los planos deberán mostrar la ubicación del ONP (según
información que proporcionará Petroperú al ganador de la buena pro).
Instalación de las instalaciones existentes en una franja de 150 metros a cada
lado del eje del ducto (carreteras, caminos, viviendas, canales, postes
telefónicos, alumbrado eléctrico, centrales hidroeléctricas, etc.).
Límites distritales, provinciales y departamentales que atravesarán los nuevos
oleoductos.
Planos topográficos de acuerdo a información entregada por PETROPERU.
Planos catastrales de los diversos centros poblados existentes en una franja
300 m. (Petroperú proporcionará los levantamientos catastrales de los 69
centros poblados más importantes existentes en el Tramo II y ORN).
Los diversos accidentes geográficos y naturales por los que atravesará el nuevo
oleoducto, como son quebradas, ríos, carreteras, canales, caminos
secundarios, etc.
Indicación de diámetro, espesor, material del ducto, tipo de recubrimiento, etc,
precisando la coordenada, así como la progresiva de inicio y fin por cada
cambio de sus características o propiedades.
El Contratista deberá priorizar el desarrollar toda la documentación indicada en este
numeral para el desarrollo de la Ingeniería Básica de la Instalación de Loops al ORN.
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El Contratista deberá definir el período que tomará la selección de la ruta de los
Loops y lo indicará en el cronograma de trabajo a fin de no retrasar los entregables
de la segunda fase del servicio de consultoría.
El Contratista debe considerar que el derecho el Tramo II, principalmente el tramo
comprendido entre Estación 5 y Estación 7, presenta zonas con suelos inestables, los
cuales producen empujes externos a la tubería. Es necesario que se tomen todas las
precauciones en el diseño del ducto de diluyente para contrarrestar esta realidad,
limitando el esfuerzo derivado de la presión interna a un valor conservador,
incrementando el espesor de la tubería, mejorando las propiedades del material de la
tubería (resistencia), proponiendo
obras de protección adicionales, o una
combinatoria de ellas, de modo que el ducto pueda soportar la adición de posibles
esfuerzos externos derivados de dichas cargas externas (estabilidad de laderas), de
forma que de presentarse estos permitan ser detectados y se eviten posibles fallas de
la tubería, derrames y contaminación de los suelos y cursos de agua.
Considerando que en la actual ruta se deba atravesar lugares inestables debido a que
no exista posibilidad de cambios de trazo por ser pasos naturales únicos, el diseño
deberá considerar los accesorios necesarios (válvulas de bloqueos, etc), que permita
minimizar el daño al medio ambiente en caso de rotura de la tubería y derrame del
producto transportado (diluyente).
En el Tramo ORN la topografía es menos agreste que el Tramo II, por lo que no se ha
detectado problemas de estabilidad, a excepción del Km 220. Por ello, en este tramo,
así como en el Tramo II, deberá evaluarse con especial atención el nivel de socavación
de cada cruce río, debiendo sustentarse fehacientemente los niveles de enterramiento
de la tubería. El Contratista también deberá emitir opinión sobre la conveniencia
técnico-económica de efectuar el tendido de la tubería en los cruces de ríos mediante
la técnica de perforación dirigida o mediante zanjas excavadas con dragas.
5.6 Diseño de la Protección Catódica
En el presente Documento el Contratista deberá elaborar el diseño del sistema de
protección catódica para los nuevos oleoductos. El diseño deberá contemplar la
justificación del sistema de protección catódica a usar, material, tipo y número de
juntas aislantes requeridas. Asimismo, el Contratista deberá tomar en cuenta que los
nuevos ductos irán instalados en el mismo derecho de vía de los ductos existentes de
36” y 16” de diámetro, que ya cuentan con dicha protección.
Para el caso de los Loops a construir en la Primera Etapa, estos deberán contar con
bridas aislantes en sus extremos y contener un sistema de protección catódica
independiente del tramo de tubería.
El Contratista deberá preparar un Documento Técnico que contenga como mínimo lo
siguiente:






Memoria descriptiva.
Especificaciones Técnicas.
Relación de equipo mínimo.
Cálculo del número de ánodos requeridos.
Cálculo de la densidad de corriente requerida.
Planos de distribución e instalación de ánodos, de ubicación, de postes para la
toma de potencial, de juntas aislantes, etc.; para los nuevos ductos.
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El Contratista deberá empezar a desarrollar toda la documentación indicada en este
numeral para el desarrollo de la Ingeniería Básica de la Instalación de Loops al ORN a
fin de no retrasar los entregables de la segunda fase del servicio de consultoría.
5.7 Ingeniería Básica para la Instalación de Loops al ORN
El Contratista deberá desarrollar íntegramente la Ingeniería Básica de la Primera Etapa
del PTCP para el transporte de la producción temprana de los lotes 1-AB y 67 de la
Cuenca del Marañón a partir del año 2011.
La calidad del crudo (viscosidad y gravedad API) a ser recibido en Estación Andoas será:
310cSt @ 25°C, 19.5° API, de acuerdo a lo establecido en la Ingeniería Conceptual. Los
productores mezclarán sus respectivas producciones de crudo pesado con diluyente en
sus instalaciones para obtener el crudo en la especificación requerida, posteriormente
dicha mezcla será entregada a Petroperú en Estación Andoas para que sea
transportada al Terminal Bayóvar, vía Estación 5.
Los cálculos hidráulicos se realizarán para un caudal de 85MBPD de crudo diluido. En la
Tabla 2 se indican los principales parámetros técnicos que se deben tomar en cuenta
para el diseño hidráulico de los Loops.
Tabla 2 Parámetros Técnicos Mínimos para el Diseño de Loops
Parámetro Técnico
Viscosidad
Gravedad API
Caudal de Operación
Cantidad
310 @ 25°C
19.5
85
Unidades
cSt
API
MBPD
El Contratista debe elaborar el Diseño Hidráulico y Mecánico del Oleoducto de Crudo
Diluido de Estación Andoas a Estación 5 que se construirá durante la Segunda Etapa
del Proyecto, debido a que las tuberías de los Loops de la Primera Etapa del Proyecto
serán parte de dicho Oleoducto, por lo tanto sus parámetros técnicos deberán cubrir
también los requerimientos técnicos del Oleoducto de Crudo Diluido. Este análisis
también incluye a los sistemas de bombeo y la capacidad de almacenamiento en las
estaciones de bombeo
Tal como ya se ha mencionado, el documento “Ingeniería Básica de la Instalación de
Loops al ORN” deberá ser uno de los primeros en ser elaborado, debido a que es la
ingeniería de la Primera Etapa del PTCP. Es por esto que la primera parte importante de
este documento se entregará dos (2) meses después de la firma del Contrato, y la
segunda un (1) mes después, a continuación se listan los apartados correspondientes a
la primera entrega:



Memoria Descriptiva de la Ingeniería Básica incluyendo: descripción de Loops,
ubicación, coordenadas y progresivas de inicio y término de los Loops, etc
Diseño Hidráulico y Mecánico de Loops incluyendo todos los requerimientos
aplicables y listados en el Numeral 5.3.2.
Hojas de datos para la procura de las tuberías de los Loops, según Numeral
5.3.4.
Los apartados de la segunda entrega de este documento se listan a continuación:
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







Evaluación y diseño de los sistemas de bombeo de la Estación Andoas y
Morona, siguiendo todos los requerimientos descritos en los Numerales 5.3.5 y
5.9.1.
Hojas de datos de los principales equipos de bombeo para los Loops.
Ingeniería Básica de los Empalmes de los Loops con ORN.
Memoria descriptiva del trazo de Loops y planos de alineamiento en
coordenadas UTM considerando los requerimientos técnicos listados en el
Numeral 5.5.
Diseño de la protección catódica para los Loops considerando los
requerimientos técnicos listados en el Numeral 5.6.
Análisis y diseño de la capacidad de almacenamiento necesaria para la
Estación Andoas, tomando en cuenta que el bombeo será de tipo continuo y no
por “bacheo” como se bombea actualmente. Este análisis deberá hacerse en
conjunto con el Análisis de Almacenamiento de Crudo en las Estaciones del
Numeral 5.4., con el fin de especificar la capacidad mayor de los dos
requerimientos (Instalación de Loops al ORN o Proyecto Integral). El diseño se
realizará de acuerdo a lo considerado en el Numeral 5.9.2.
Términos de Referencia para el EPC de la Instalación de Loops al ORN.
Presupuesto Base de la Primera Etapa según los requerimientos del Numeral
5.14.
La Ingeniería Básica de los empalmes de la nueva tubería con la tubería actual deberá
contener lo siguiente:







Memoria descriptiva de las interconexiones al inicio y término de los Loops.
Trampas Scrapers: Memoria de cálculo y planos de Ingeniería Básica, el diseño
de las Trampas Scraper deberá considerar como mínimo:
o Trampa de recepción y lanzamiento y sistemas de cierre
o Válvula de aislamiento
o Válvula Kickoff
o Válvula Bypass
o Válvula de aislamiento de la línea principal (en el Bypass)
o Sistema Blowdown
o Sistema de Drenaje
o Anclajes y soportería
Planos P&ID de trampas Scrapers.
Planos Lay Out de los empalmes.
Planos de la interconexión de líneas de Loops con manifold en Estación
Morona.
Planos de la interconexión de líneas de Loops con manifold en Estación 5.
Planos de detalle de Trampas Scraper para 16” y 24” de diámetro.
5.8 Evaluación y Diseño del Sistema de Control y Supervisión
El Contratista deberá evaluar el esquema actual de control y supervisión del ONP y
ORN, definir y diseñar las modificaciones o adiciones de equipos nuevos requeridos
para garantizar un sistema eficiente y adecuado a las nuevas condiciones.
El Contratista deberá describir los lineamientos generales de la instrumentación que se
empleará en las estaciones, deberá contener:

Variables a medir / controlar.
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






Arquitectura del sistema
Tipo de instrumentación
Interface con el operador
Sistema de control y monitoreo SCADA
Sistema de telemetría.
Sistema de fibra óptica para comunicación y control.
Sistema de transmisión de datos.
5.9 Diseño y Rediseño de Estaciones de Bombeo
El Contratista deberá desarrollar la Ingeniería Básica de las nuevas estaciones de
bombeo y de las instalaciones existentes. Para lo cual, deberá presentar como mínimo
seis (6) documentos para cada una las siguientes estaciones:






Estación de bombeo de inicio en el Terminal Bayóvar
Estación de rebombeo del Oleoducto de Diluyente (Estación Olmos)
Estación Andoas
Estación Morona
Estación 5
Estación 7
Cada uno de los Documentos para las estaciones listadas en el párrafo anterior deberá
considerar los siguientes apartados, en donde sean aplicables:






Sistema de bombeo y tuberías. Los requerimientos técnicos a considerar se
detallan en el Numeral 5.9.1.
Tanques para Almacenamiento de Crudo y Diluyente. Los requerimientos
técnicos a considerar se detallan en el Numeral 5.9.2.
Instalaciones para la Recepción y Despacho de Crudo, incluye sistemas de
transferencia y custodia. Los requerimientos técnicos a considerar se detallan
en el Numeral 5.9.3.
Sistema de Generación y Distribución Eléctrica. Los requerimientos técnicos a
considerar se detallan en el Numeral 5.9.4.
Sistema de Instrumentación y Control. Los requerimientos técnicos a
considerar se detallan en el Numeral 5.9.5.
Sistemas contraincendio. Los requerimientos técnicos a considerar se detallan
en los Numerales 5.9.6.
En los siguientes numerales se detallan los apartados que conforman cada uno de los
puntos anteriores:
5.9.1 Diseño de Sistemas de Bombeo
El diseño y rediseño de los sistemas de bombeo debe involucrar, como mínimo,
las siguientes actividades:

Estudios pertinentes para la ubicación de los nuevos Sistemas de
Bombeo, teniendo como marco de referencia el IRI “Industrial Risks
Insurance”, NFPA en cuanto a los sistema de Seguridad y Contraincendio,
Código Eléctrico Nacional etc., y todas las facilidades relacionadas con el
Proyecto.
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

Preparación de la configuración inicial del sistema a diseñar, cálculo de la
capacidad máxima de recibo de Crudo y sus tolerancias, cálculo y
selección de tuberías, tanques, electrobombas, sistema de protección
catódica por corriente impresa, sistema de detección de fugas de crudo,
sistema eléctrico, iluminación, sistema de instrumentación y de control
propuesto.
Elaboración de los Planos de tuberías e instrumentación (P&I), Unifilar
Eléctrico y de instrumentación.
El desarrollo de los puntos mencionados anteriormente comprende los siguientes
apartados, separados por especialidad:
Ingeniería Civil





Memoria Descriptiva con la ubicación general
Plano de Ubicación General
Estudio de Suelos (para las nuevas estaciones de bombeo)
Diseño del Sistema de drenajes: Pluvial y aceitoso.
Plano del Sistema de drenajes: Pluvial y aceitoso
Ingeniería Mecánica






Planos P&ID completos.
Especificaciones técnicas del sistema de bombeo
Memoria de cálculo del diseño mecánico de las tuberías y manifolds. En
el caso de la Estación 5 se deberá considerar el cambio de sentido de
transporte de fluido.
Memoria de cálculo del dimensionamiento y diseño de las Trampas
Scrapers para los nuevos sistemas de bombeo.
Planos de distribución e instalación de tuberías y sus soportes
correspondientes.
Memoria descriptiva de la selección de bombas y equipos relacionados.
Ingeniería Eléctrica






Planos de áreas peligrosas. Identificación de la clasificación del área
donde se ubicarán los equipos de riesgo.
Diseño del sistema de protección catódica por corriente impresa para los
nuevos sistemas de bombeo.
Desarrollo de cálculos para determinar la máxima demanda de
electricidad.
Dimensionamiento de los cables alimentadores en función a las cargas
proyectadas y protecciones.
Diseño del Sistema de puesta a tierra.
Planos de Diagrama Unifilar.
Ingeniería de Instrumentación


Desarrollo y selección de un sistema de control y supervisión para los
nuevos sistemas de bombeo.
Preparación de la lógica de la operación automatizada de los equipos.
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
Elaboración de las especificaciones generales de todos los instrumentos y
sistema de automatización que requiera la ejecución del Proyecto.
5.9.2 Diseño de Tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos
El Contratista, durante la segunda fase del servicio de consultoría determinará la
ubicación final de los nuevos Tanques y sus interconexiones contando con el
apoyo y coordinación del personal de Petroperú.
El diseño de los tanques de almacenamiento debe involucrar, como mínimo, las
siguientes actividades:



Estudios pertinentes para la ubicación de los nuevos tanques de
hidrocarburos para el PTCP, teniendo como marco de referencia el
Decreto Supremo N° 036-2003-EM “Reglamento de Seguridad para
Almacenamiento de Hidrocarburos”, el IRI “Industrial Risks Insurance”,
NFPA en cuanto a los sistema de Seguridad y Contraincendio, API 650,
Código Eléctrico Nacional etc., y todas las facilidades relacionadas con el
Proyecto.
Preparación de la configuración inicial del sistema a diseñar, cálculo de la
capacidad máxima de almacenamiento de hidrocarburos y sus
tolerancias, cálculo y selección de tuberías, electrobombas, sistema de
protección catódica por corriente impresa, sistema de detección de fugas
de crudo, sistema eléctrico, iluminación, sistema de instrumentación y de
control propuesto.
Elaboración de los Planos de Ubicación, tuberías e instrumentación
(P&ID), Unifilar Eléctrico y de instrumentación.
El desarrollo de los puntos mencionados anteriormente comprende los siguientes
apartados, separados por especialidad:
Ingeniería Civil






Planos de Ubicación General
Estudio de Suelos
Análisis y diseño de áreas estancas y muros contra incendio.
Planos de áreas estancas y muros contra incendio
Diseño del Sistema de drenajes: pluvial y aceitoso.
Planos del Sistema de drenaje: pluvial y aceitoso.
Ingeniería Mecánica






Planos diagramas P&ID completos.
Diseño hidráulico y dimensionamiento de las tuberías y manifolds para
las interconexiones entre tanques. En el caso de la Estación 5 se deberá
considerar el cambio de sentido de transporte de fluido.
Plano de disposición de tuberías.
Diseño de tanques de almacenamiento de Crudo y Diluyente según la
capacidad seleccionada.
Planos de Tanques de almacenamiento nuevos
Selección de bombas y equipos relacionados.
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Ingeniería Eléctrica






Preparación de plano de áreas peligrosas. Identificación de la clasificación
del área donde se ubicarán los equipos de riesgo.
Diseño del sistema de protección catódica por corriente impresa para los
Tanques de Almacenamiento de Crudo nuevos.
Desarrollo de cálculos para determinar la máxima demanda de
electricidad.
Dimensionamiento de los cables alimentadores en función a las cargas
proyectadas.
Diseño del Sistema de puesta a tierra.
Plano Diagrama Unifilar
Ingeniería de Instrumentación


Desarrollo y selección de un sistema de control y supervisión para los
nuevos tanques de almacenamiento de Crudo.
Elaboración de las especificaciones generales de todos los instrumentos y
sistema de automatización que requiera la ejecución del Proyecto.
5.9.3 Diseño de Instalaciones para la Recepción, Despacho y Mezcla de
Hidrocarburos
Antes de proceder con el diseño de las instalaciones para recepción, despacho y
mezcla de hidrocarburos, el Contratista deberá evaluar durante las visitas
técnicas a las Estaciones de Bombeo dichos sistemas, siendo principalmente los
siguientes:


Sistema de recepción y custodia en la Estación Andoas proveniente del
lote 1-AB.
Sistema de recepción de crudo proveniente de Estación Andoas y
Estación 1 en Estación 5
A partir de este análisis, el Contratista deberá determinar los equipos para
recepción, despacho y mezcla más adecuados de acuerdo con las nuevas
especificaciones de hidrocarburos en cada una de las estaciones involucradas.
Dentro de cada sistema mencionado también deberá analizar la instrumentación
de los mismos: los sistemas de medición y control adecuados según la aplicación
(crudo diluido, crudo pesado o diluyente).
Dentro de los requerimientos mínimos a elaborarse en este documento tenemos:
Ingeniería Civil


Memoria Descriptiva con la ubicación general de cada sistema
Plano de Ubicación General de cada sistema
Ingeniería Mecánica



Planos P&ID completos.
Planos de disposición de los sistemas de recepción y despacho de
hidrocarburos en las estaciones de bombeo.
Memoria descriptiva de los sistemas de mezcla a instalarse en Estación 5.
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Ingeniería de Instrumentación





Memoria Descriptiva de la selección de toda la instrumentación
requerida (tecnología de los medidores de flujo) para los sistemas de
recepción y custodia de crudo para la Estación Andoas y Estación 5.
Memoria Descriptiva de la selección de toda la instrumentación
requerida (tecnología de los medidores de flujo) para los sistemas de
despacho de diluyente para la Estación Andoas.
Desarrollo y selección de un sistema de control y supervisión de los
hidrocarburos a transportar, el Contratista deberá tomar en cuenta el
control de la calidad de crudo a recibir en Estación Andoas, teniendo
como consigna la especificación de diseño para el ORN.
Preparación de la lógica de la operación automatizada de los equipos.
Elaboración de las especificaciones generales de todos los instrumentos y
sistema de automatización que requiera la ejecución del Proyecto.
5.9.4 Evaluación y rediseño de los Sistemas Contraincendios de las Estaciones
de Bombeo
El Contratista deberá evaluar los Sistemas Contra-incendio actuales de las
Estaciones involucradas en el PTCP, definirá y diseñará las modificaciones y
ampliaciones necesarias. El diseño del sistema contraincendio deberá regirse bajo
las normas de la NFPA.
El presente Documento deberá incluir como mínimo lo siguiente:




5.10
Determinación de la necesidad de captación y almacenamiento de agua
de acuerdo al riesgo evaluado.
Evaluación de los sistemas de bombeo contraincendio y definición de
necesidades adicionales y su respectivo diseño.
Evaluación de los sistemas de extinción de incendios por agentes
especiales y definición de necesidades adicionales y su respectivo diseño.
Planos de los sistemas contraincendio, actualización de los existentes y
preparación de los nuevos requerimientos
Re-Diseño de Terminal Bayóvar
Tal como se elaboró un documento por cada estación de bombeo, el Contrista
elaborará un Documento referente al rediseño del Terminal Bayóvar, el cual deberá
incluir como mínimo lo siguiente:





Diseño de Tanques de Almacenamiento y accesorios para Crudo Pesado, Crudo
Diluido y Diluyente, según lo prescrito en el Numeral 5.9.2.
Diseño de las Instalaciones para la recepción de crudo diluido según lo
prescrito en el Numeral 5.9.3.
Diseño del Sistema de Embarque y Desembarque, según lo prescrito en el
Numeral 5.10.1.
Diseño de Sistema de Calentamiento de Crudo Pesado, según lo prescrito en el
Numeral 5.10.2
Sistemas Contraincendio según lo prescrito en el Numeral 5.9.6.
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5.10.1 Diseño de Instalaciones para el embarque y desembarque de
hidrocarburos
El Contratista deberá evaluar durante la visita técnica al Terminal Bayóvar las
instalaciones para el embarque y desembarque de crudo (4 brazos de carga). Con
el fin de determinar las modificaciones que se realizarían para el PTCP.
El Contratista deberá presentar los siguientes apartados para la elaboración del
presente documento:
Ingeniería Mecánica



Memoria descriptiva de las modificaciones y ampliaciones a realizarse en
el muelle del Terminal Bayóvar para el PTCP.
Planos P&ID completos.
Planos de disposición de los sistemas de embarque y desembarque de
hidrocarburos.
Ingeniería de Instrumentación




Memoria Descriptiva de la selección de la instrumentación requerida.
Desarrollo y selección de un sistema de control y supervisión de los
hidrocarburos a transportar, el Contratista deberá tomar en cuenta el
control de la calidad de crudo a recibir en Estación Andoas, teniendo
como consigna la especificación de diseño para el ORN.
Preparación de la lógica de la operación automatizada de los equipos.
Elaboración de las especificaciones generales de todos los instrumentos y
sistema de automatización que requiera la ejecución del Proyecto.
5.10.2 Diseño de Sistemas de Calentamiento
El Contratista deberá diseñar sistemas de calentamiento en tanques de
almacenamiento y tuberías para embarque de Crudo Pesado a Buques Tanque.
Este Documento debe contener como mínimo, lo siguiente:






Tecnología adecuada del sistema de calentamiento.
Hoja de datos técnicas generales de los generadores de fluido de
calentamiento.
Hoja de datos de las tuberías y serpentines de calentamiento.
Especificaciones Técnicas del Aislamiento para Tracers
Lay Out de los sistemas de calentamiento en las Estaciones y Terminal
Bayóvar.
P&ID de los sistemas de calentamiento en las Estaciones y Terminal
Bayóvar.
Dentro de este entregable el Contratista deberá incluir las hojas de cálculo de
todos los elementos térmicos, tales como:


Venas de calentamiento de líneas de Crudo Pesado.
Serpentines de calentamiento en los tanques de almacenamiento de
crudo pesado
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
5.11
Sistema de calentamiento para los sistemas de despacho de Crudo
pesado en Terminal Bayóvar.
Diseño de la Planta de Recuperación de Diluyente
El Documento correspondiente a este numeral contendrá la información referida a la
selección de tecnología, desarrollo de la Ingeniería Básica y estimación de la inversión
necesaria para la Planta de Recuperación de Diluyente (PRD). Los parámetros técnicos
mínimos de diseño se indican en la siguiente tabla:
Tabla 3 Parámetros Técnicos mínimos para el diseño de la PRD
Parámetro Técnico
Caudal de diseño
Viscosidad de Crudo
Gravedad API
Proporción de Mezcla
Diluyente Make Up
Cantidad
150
394cSt @ 25°C
19.72
80%/20%
2%
Unidad
MBPD
cSt
API
Debido a que el perfil de transporte de crudo diluido varía drásticamente a lo largo del
horizonte de producción, el Contratista deberá diseñar la PRD de manera para operar
al 100% como al 25% de carga, manteniendo para cada caso una buena eficiencia de
operación.
El crudo que se procesará en la PRD, será el crudo diluido transportado por el ONP
después de implementarse el PTCP. Todos los parámetros técnicos necesarios para
poder realizar el diseño de la PRD deberán ser entregados por Petroperú.
En los planos de distribución de planta, que se entregaran con la firma del contrato se
indica las áreas disponibles para instalaciones futuras. El Contratista deberá proponer
un plano de planta revisado para la instalación de la Planta de Recuperación de
Diluyente, en coordinación con la supervisión de Petroperú.
Dentro de la memoria técnica y de cálculo que se presentará en este Documento el
Contratista deberá incluir como mínimo:







Descripción de la tecnología del proceso con sus condiciones de operación y
equipamiento general requerido.
Identificación y estimación de los balances volumétricos, rendimientos de los
productos (porcentajes en volumen del diluyente recuperado y el crudo
pesado).
Simulación de la PRD en el software de procesos propuesto (Hysys, PROII,
Aspen, etc.) especial para tratamiento de crudos pesados.
Identificación, cuantificación y caracterización de insumos, emisiones,
efluentes y residuos sólidos, con concentraciones previstas de contaminantes.
Estimados de los consumos unitarios de servicios industriales y químicos
(cantidad por barril de carga).
Definición de los consumos unitarios y costos de operación de la unidad de
separación de diluyente.
Identificación de consumos unitarios y tamaño de servicios industriales y
facilidades generales requeridas por el proceso (electricidad, agua, vapor,
combustible, aire comprimido, desagües, blown down y flare, almacenamiento,
mezcla, transferencia y despacho, sistema contraincendio, etc.). Estos servicios,
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

así como las facilidades generales requeridos, deberán ser definidas por el
Contratista, también a nivel de ingeniería básica.
Memoria de Cálculo de los principales equipos de la PRD (torre de destilación,
intercambiadores de calor, hornos de proceso, etc).
Estimado de las inversiones por la PRD según los requerimientos del Numeral
5.14.
Dentro del Documento Diseño de la PRD, el Contratista también deberá incluir los
siguientes entregables:
Documentos Generales


Diagramas P&I.
Diagrama de Flujo de Procesos de la PRD
Documentos Civiles




Estudio de Suelos en donde se ubicará la PRD
Ubicación general dentro del Terminal Bayóvar
Distribución general propuesta.
Levantamiento Topográfico.
Documentos Mecánicos










Isométricos de tuberías en PRD
Distribución de tuberías – PRD
Tuberías para despacho y recepción de Crudo en PRD.
Diagramas de flujo del Sistema Contraincendio.
Sistemas de bombeo para el crudo y productos.
Sistema de recepción de crudo y productos
Sistema de combustibles
Sistema de aire de planta e instrumentos
Plano de sistema de blowdown
Sistema de Recolección y Tratamiento de Desagües.
Documentos Eléctricos




Diagrama unifilar.
Aéreas peligrosas.
Instalaciones eléctricas en Estaciones.
Electrobombas: Instalaciones eléctricas.
Documentos de instrumentación








Lista de instrumentos.
Símbolo y leyenda de instrumentos.
Diagrama de bloques.
Lógica de control
Ubicación de la consola y paneles de control.
Panel de control – construcción.
Rack para bastidores.
Instalación de instrumentos.
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
Diagrama de control y supervisión de la operación.
Los planos referentes a los diagramas de flujos de todos los procesos de la PRD
deberán contener:






5.12
Corriente de entrada y de salida de los fluidos del proceso
Recipientes a presión (separadores, torres, etc.) con indicación de sus
características básicas.
Tanques atmosféricos, con indicación de sus características básicas, a saber:
tipo, dimensiones principales, temperatura de operación, etc.)
Otros equipos de proceso (bombas, compresores, filtros, intercambiadores de
calor, etc.), con indicación de sus características básicas como: tipo,
parámetros de operación, etc.
Tuberías principales, con indicación del fluido que circulará por las mismas,
diámetro y sentido de flujo.
Válvulas principales de bloqueo y control.
Análisis de Riesgo
En este documento se elaborarán los análisis de riesgo para las principales
instalaciones del PTCP (estaciones de Bombeo, Planta de recuperación de diluyente y
zonas de riesgo operacional del ONP), a nivel de Ingeniería Básica. Estos análisis
deberán servir como herramienta para el diseño final de las instalaciones y selección de
equipos. El Contratista deberá utilizar la siguiente normativa para el diseño de todos
los sistemas de seguridad:






Decreto Supremo Nacional 081
API 1160
ANSI/ISA S84.01 – Safety Systems for the Process Industry
IEC 61508 – Functional Safety for E/E/PES Safety Systems
IEC 61511 – Functional Safety for the Process Sector
IEC 62061 – Safety of Machinery
El Documento correspondiente al presente numeral deberá contener como mínimo:





Conceptualización
o Conocer e identificar los EUC (Equipment Under Control), peligros,
regulaciones aplicables, etc., de las Estaciones de Bombeo, Terminal
Bayóvar, Oleoductos y Planta de Recuperación de Diluyente.
Definición de Alcance
o Determinar las limitaciones de los EUC.
Análisis de Riesgo
o Determinar peligros del proceso y equipos asociados, eventos y
secuencias peligrosas y riesgos, usando valores numéricos de falla tales
como la Probabilidad de falla bajo Demanda (PFD) para definir el SIL
del sistema.
o Determinar riesgo para cada evento, mitigar o eliminar.
Requerimientos de Seguridad (general)
o Desarrollar las Especificaciones de Requerimientos de Seguridad (SFs).
o Determinar si alguna de las SFs son SIFs (Safety Instrumented
Functions).
Asignación de Requerimientos
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Oleoducto Nor Peruano”
o Asignar cada SF a los sistemas de reducción de riesgo determinados y
asignar un SIL (Safety Instrumented Level) a cada SIF. Considerar
independencia (diversidad) y fallas de modo común
5.13
Lista de materiales y equipos
El Contratista preparará la lista de todos los materiales necesarios para ejecutar el
PTCP, bajo el siguiente esquema: Número de Ítem, descripción, especificación técnica
para compra (incluir referencias de proveedores), cantidad y número de plano de
referencia.
Las Hojas de Datos (Datasheets) para la compra de los equipos serán preparadas por el
Contratista como resultado de los cálculos realizados y de los criterios aplicados en la
selección de todos los equipos.
5.14
Presupuesto y Precios Unitarios
El Contratista deberá preparar el estimado de inversiones por sistemas (estaciones de
bombeo, nuevos ductos, planta de separación de diluyente, etc.) y cada sistema deberá
separarse en rubros según la disciplina (trabajos civiles, mecánicos, eléctricos,
electrónicos, etc.) y los costos referenciales de los principales equipos que se
necesitarán adquirir para el proyecto.
El Contratista deberá presentar dos presupuestos, el primero para la Instalación de los
Loops al ORN a los dos meses de la firma del Contrato y el segundo para el Proyecto
Integral, segunda etapa, al término del servicio de consultoría.
Con la finalidad de que todos los suministros a proporcionar y los trabajos a ejecutar
queden incluidos en el Presupuesto Base Referencial del PTCP, es necesario que el
Contratista elabore, en forma ordenada, las Partidas que sean necesarias.
5.14.1 Presupuesto
Se deberán considerar todas las partidas que sean necesarias para ejecutar el
proyecto; las cuales deberán reflejar todas las actividades necesarias para la
ejecución del Proyecto.
5.14.2 Precios Unitarios
La lista de precios unitarios, de los materiales y equipos del Proyecto, será
determinada por el Contratista y deberá tener una precisión acorde a la Clase 3
del Estándar AACE International Recommended Practice No. 18R-97, (-10/15%).
Además, se requiere que se presente lo siguiente:


Para la compra de los materiales y equipos principales: Copias de las
cotizaciones del Proveedor, con precios actualizados al periodo vigente
del Contrato.
Para el Servicio: Análisis de Precios Unitarios de cada una de las partidas
componentes del Presupuesto Base Referencial, con precios actualizados
al periodo vigente del Contrato (Adjuntar copia de la información de la
fuente de los datos).
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
Todos los precios considerados en el Expediente Técnico deberán respaldarse con
las cotizaciones (mínimo 3) de los proveedores nacionales o extranjeros. El
Contratista entregará a Petroperú la cotización original de los Proveedores.
5.15
Cronograma de Ejecución del Proyecto
Será preparado por el Contratista, quien presentará la siguiente información:

Diagrama de barras de todas las partidas involucradas en el Proyecto
(Diagrama de Gantt), en Microsoft Project.
Diagrama de barras de los suministros, en Microsoft Project o paquete
equivalente.
Diagrama PERT-CPM del Proyecto, indicando la ruta crítica del Proyecto.


Detalles menores de trabajos y materiales no usualmente
mencionados en los términos de referencia pero necesarios para
realizar un correcto diseño y para la preparación de los expedientes
técnicos deben ser incluidos por el Contratista, dentro de los
alcances, de igual manera que se hubiesen mostrado en el
documento mencionado.
5.16
Elaboración de Términos de Referencia para el EPC 2da Etapa del PTCP
El Contratista deberá elaborar los Términos de Referencia necesarios para que
Petroperú Contrate la empresa encargada de ejecutar el EPC de la Segunda Etapa del
PTCP.
6. ENTREGABLES DEL SERVICIO DE CONSULTORÍA
Los Entregables del Servicio de Consultoría corresponden a todos los Documentos solicitados
en el Numeral 5 de los presentes Términos de Referencia. Estos documentos deberán ser
confeccionados incluyendo lo siguiente: Elementos de identificación del documento (Rótulo
con indicación de: N°, Título, Contratista, fecha de emisión y de las revisiones posteriores,
etc.).
Se deja establecido que el número de documentos por numeral indicado a continuación es
de carácter enunciativo mas no limitativo, y que el Contratista debe desarrollar todos los
trabajos complementarios de ser necesarios, de tal manera que se ejecute de manera
integral el Servicio de acuerdo a las Bases y se cumpla con el objeto de la Convocatoria.
6.1 Entregables - Primera Fase del Servicio
El Contratista deberá presentar los documentos listados en la Tabla 4 siete días
después del término de las visitas técnicas realizadas durante la primera fase a la ruta,
estaciones de bombeo, terminal Bayóvar, etc.
Tabla 4 Entregables de la Primera Fase de la Ingeniería Básica
Entregable
Nº
1.1
1.2
1.3
Título
Entregables
Formato
Informe Técnico de las Visitas Técnicas al Oleoducto Nor
Peruano – Exposición presencial
Actualización del Plan de Trabajo de la Consultoría
Cronograma Actualizado del Servicio
1
Documento
PDF/Word
1
1
Documento
Documento
PDF/Word
MSProject
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
6.2 Entregables - Segunda fase del Servicio
Los entregables de la segunda fase tendrán dos fechas de entrega, los documentos de
la Tabla 5 deberán ser entregados 2 meses después de la firma del Contrato, el
Documento principal de este grupo de entregables son las Hojas de Datos para la
procura de las tuberías, con las que se construirán los Loops en el ORN.
Tabla 5 Entregables de la Segunda Fase de la Ingeniería Básica
Entrega
ble Nº
2.1
Referencia
en Bases
5.3
5.3.1
2.2
5.3.2
5.7
2.4
5.7
2.5
5.7
Título
Diseño de Oleoductos
Selección del Diámetro Óptimo para Oleoductos
Nuevos (Crudo Diluido)2
Hidráulica de Oleoducto de Crudo Diluido
Ingeniería Básica de Instalación Loops del ORN
(primera entrega)
Memoria Descriptiva y diseño hidráulico y mecánico
de Loops
Hojas de Datos para Tuberías de Loops
Entregables
Formato
1
Documento
1
Documento
PDF & Word &
Excel
PDF &Word
1
Documento
PDF &Word
6
Datasheet
PDF &Word
Los documentos de la segunda entrega están listados en la Tabla 6, y deberán ser
entregados un mes después de la primera entrega. En estos documentos deberá
entregarse toda la Ingeniería Básica y los Términos de Referencia para poder contratar
el EPC para la ejecución de la Primera Etapa del PTCP.
Tabla 6 Entregables de la Segunda Fase del servicio de consultoría
Entrega
ble Nº
2.6
Referencia
en Bases
5.2
2.7
5.3.5
5.7
2.8
5.7
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
2.16
2.17
2.18
2.19
2.20
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
Título
Entregables
Formato
Análisis hidráulico de la máxima Capacidad de
Transporte del ONP
Evaluación y análisis del sistema de bombeo
Ingeniería Básica de Instalación Loops del ORN
(segunda entrega)
Evaluación y diseño de sistema de bombeo para
Instalación de Loops en el ORN (Andoas y Morona)
Hoja de datos de equipos de bombeo
Planos del Sistema de Bombeo
Memoria descriptiva de trazo de Loops
Planos de alineamiento
Diseño de Protección Catódica para Loops
Planos Protección Catódica de Loops
Análisis y diseño de la capacidad de Almacenamiento
para Loops (Estación Andoas)
Planos de Tanques de Almacenamiento
Ingeniería Básica de Empalmes
Planos Generales de Instalación de Loops al ORN
Presupuesto Base para la Instalación de Loops
Términos de Referencia para el EPC de Loops
1
Documento
PDF &Word
1
Documento
PDF &Word
1
Documento
2
9
1
40
1
6
1
Datasheet
Plano
Documento
Plano
Documento
Plano
Documento
PDF &Word
Excel
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
13
1
6
1
1
Plano
Documento
Plano
Documento
Documento
Autocad
PDF &Word
Autocad
PDF & Excel
PDF &Word
6.3 Entregables Tercera Fase
Los documentos de la Tercera Fase están listados en la Tabla 7, y deberán ser entregados de acuerdo
a su cronograma de actividades y pagos propuestos. Además debe entregarse los Términos de
Referencia para poder contratar el EPC para la ejecución de la Segunda Etapa del PTCP.
2
Este documento solo es necesario la selección del diámetro óptimo del oleoducto de crudo diluido, la selección del diámetro del
oleoducto de diluyente será incorporado con los entregables de la tercera fase
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
&
Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
Tabla 7 Entregables de la Tercera Fase del servicio de consultoría
Entrega
ble Nº
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Referencia
en Bases
5.1.1
5.1.2
5.1.2
5.1.3
5.3
5.3.1
3.6
3.7
3.8
5.3.3
5.3.4
5.4
3.9
5.5
3.10
3.11
3.12
3.13
5.5
5.6
5.6
5.8.5
3.14
3.15
3.16
3.17
3.18
5.9
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.2
5.9.2
5.9.3
3.19
5.9.3
3.20
3.21
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.4
3.22
3.23
3.24
3.25
3.26
3.27
3.28
3.29
3.30
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.2
5.9.2
5.9.3
3.31
5.9.3
3.32
3.33
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
3.34
3.35
3.36
3.37
3.38
Título
Entregables
Formato
Introducción
Lista de documentos de la Ingeniería Básica
Cronograma Real del Servicio de Consultoría
Criterios de diseño y Especificaciones Técnicas
Diseño de Oleoductos
Selección del Diámetro Óptimo para Oleoductos
Nuevos (documento completo incluyendo oleoducto de
diluyente)
Hidráulica de Oleoducto de Diluyente
Hoja de Datos de la Tubería
Análisis de la Capacidad de Almacenamiento en las
Estaciones del ONP
Evaluación y Selección de la Ruta de los Nuevos
Oleoductos
Planos de Alineamiento
Diseño de la Protección Catódica
Planos de Protección Catódica
Diseño del Sistema de Instrumentación y
Automátización del ONP
Diseño de Estaciones de Bombeo
Re-diseño de Estación Andoas
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Tanques de Almacenamiento
Planos de Tanques de Almacenamiento
Diseño de Instalaciones para la Recepción y Despacho
de Crudo y Diluyente
Planos de Instalación para la Recepción y Despacho de
Crudo y Diluyente
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Estación Morona
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño del Sistema de Generación y Distribución
Eléctrica
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Estación 5
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Tanques de Almacenamiento
Planos de Tanques de Almacenamiento
Diseño de Instalaciones para la Recepción y Mezcla de
Crudo
Plano de Diseño de Instalaciones para la Recepción y
Mezcla de Crudo
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Estación 7
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Diseño de Estación Olmos
Diseño de Sistema de bombeo y tuberías
1
1
1
20
Documento
Documento
Documento
Documento
PDF &Word
PDF &Word
MSProject
PDF &Word
1
Documento
PDF &Word
Excel
1
10
1
Documento
Datasheet
Documento
PDF &Word
PDF &Word
PDF &Word
1
Documento
PDF &Word
800
1
6
1
Plano
Documento
Plano
Documento
Autocad
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
1
9
1
13
1
Documento
Plano
Documento
Plano
Documento
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
2
Planos
Autocad
1
2
Documento
Planos
PDF &Word
Autocad
1
9
1
Documento
Plano
Documento
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
2
Plano
Autocad
1
9
1
11
1
Documento
Plano
Documento
Plano
Documento
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
2
Plano
Autocad
1
2
Documento
Plano
PDF &Word
Autocad
1
9
1
2
Documento
Plano
Documento
Plano
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
Autocad
1
Documento
PDF &Word
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
&
Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
Entrega
ble Nº
3.39
3.40
3.41
3.42
3.43
3.48
3.49
3.50
Referencia
en Bases
5.9.1
5.9.2
5.9.2
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.2
5.9.2
5.10.1
3.51
5.10.2
3.52
3.53
3.54
5.9.6
5.9.6
5.11
5.11
3.55
3.56
5.11
3.57
3.58
5.11
3.59
3.60
5.11
3.61
3.62
5.11
3.63
3.64
3.65
3.66
3.67
3.68
3.69
5.11
5.11
5.12
5.13
5.14
5.15
5.16
3.44
3.45
3.46
3.47
Título
Entregables
Formato
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Tanques de Alivio
Planos Tanques de Alivio
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Diseño de Estación Bayóvar (Diluyente)
Diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Terminal Bayóvar
Diseño de Tanques de Almacenamiento
Planos de Tanques de Almacenamiento
Diseño de Instalaciones para la Recepción y Despacho
de Crudo y Diluyente
Planos de Instalaciones para la Recepción y Despacho
de Crudo y Diluyente
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Planta de Recuperación de Diluyente
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
procesos de la planta.
Planos de Procesos
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos Civiles
Planos Civiles
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos Mecánicos.
Planos Mecánicos
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos Eléctricos.
Planos Eléctricos
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos de Instrumentación.
Planos de Instrumentación
Hojas de Datos de Equipos Principales
Análisis de riesgo
Lista de Materiales y Equipos
Presupuesto de la Segunda Etapa
Cronograma de Ejecución del Proyecto
Términos de Referencia del EPC para el PTCP
9
1
1
1
2
Plano
Documento
Plano
Documento
Plano
Autocad
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
Autocad
1
9
1
2
Documento
Plano
Documento
Plano
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
Autocad
1
13
1
Documento
Plano
Documento
PDF &Word
Autocad
PDF &Word
4
Plano
Autocad
1
4
Documento
Plano
PDF &Word
Autocad
1
Documento
PDF &Word
4
1
Plano
Documento
Autocad
PDF &Word
4
1
Plano
Documento
Autocad
PDF &Word
10
1
Plano
Documento
Autocad
PDF &Word
4
1
Plano
Documento
Autocad
PDF &Word
8
10
15
1
1
1
1
Plano
Documento
Documento
Documento
Documento
Documento
Documento
Autocad
PDF &Word
PDF &Word
PDF &Word
PDF &Word
MSProject
PDF &Word
El Servicio de Consultoría de la Ingeniería Básica del PTCP deberá elaborar un aproximado de
1139 entregables, comprendidos por 113 Documentos Técnicos y 1026 Planos. Cabe
mencionar que el número de documentos y planos que se han estimado en las Tablas 4, 5, 6
y 7 es carácter enunciativo, aproximado y no es limitativo.
7. FORMATO Y CONTENIDO MÍNIMO DE ENTREGABLES.
7.1 Planos
Todos los planos del proyecto están impresos en papel especial con el nombre de la
compañía del Contratista, título y número del proyecto; título del plano y número de
identificación, nombre del dibujante y persona que chequeo el dibujo, claramente
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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colocados en un recuadro en la esquina inferior derecha. También deben hacerse
precisiones para anotar en el dibujo cualquier modificación al texto inicial. Los dibujos
deben confeccionarse con símbolos convencionales aceptados por las normas
intencionales.
Los planos referentes a los diagramas de flujos de todos los procesos deberán
contener:






Corriente de entrada y de salida de los fluidos del proceso
Recipientes a presión (separadores, torres, etc.) con indicación de sus
características básicas.
Tanques atmosféricos, con indicación de sus características básicas, a saber:
tipo, dimensiones principales, temperatura de operación, etc.)
Otros equipos de proceso (bombas, compresores, filtros, intercambiadores de
calor, etc.), con indicación de sus características básicas como: tipo,
parámetros de operación, etc.
Tuberías principales, con indicación del fluido que circulará por las mismas,
diámetro y sentido de flujo.
Válvulas principales de bloqueo y control.
Los planos referentes a los Diagramas P&ID usados para proveer información
concerniente al proceso, deberán contener lo siguiente:






Formato del documento en DIN / IRAM tamaño A1 (como máximo).
La identificación de instrumentación se hará con simbología ISA.
Equipos con su identificación, condiciones de diseño y dimensiones principales.
Válvulas con indicación con su N° de identificación.
Instrumentos con indicación de su tipo y N° de identificación.
Tuberías, incluidas las de servicios auxiliares, con indicación de:
o Diámetro.
o Número de línea incluyendo la clase de las tuberías.
o Sentido de flujo.
o Indicación de aislación térmica/protección personal y tracing (cuando
corresponda).
Los planos de clasificación de áreas deberán confeccionarse utilizando los estándares
IRAM IAP A-20 (API RP 500). El grado y extensión del área clasificada deberá ser
indicado claramente en el plano.
Los equipos / sistemas sujetos a ser evaluados para la clasificación de áreas peligrosas
deberá incluir, pero no limitarse a los siguientes:








Recipientes y equipos de proceso
Venteos de proceso
Tanques de almacenaje que contengan líquidos inflamables.
Válvulas de alivio
Bombas para servicios de hidrocarburos.
Trampas de lanzamiento y recepción de scrapers.
Drenajes de proceso
Sumideros.
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
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7.2 Memoria de Cálculo
El Contratista fundamentará los cálculos realizados de tal manera que puedan ser
fácilmente entendidos y comprobados. En la medida que sea posible se incluirán en los
cálculos las hojas de base de cálculos, y cualquier asunción y aproximación hecha, con
suficiente detalle sobre los métodos, para ser verificados. Los cálculos de diseño son
dados normalmente en hojas estándar. El encabezamiento en el tope de cada hoja
deberá incluir el título del proyecto, número de identificación y, las iniciales de la
persona que verifica los cálculos. En tales documentos se deberá indicar:



Datos de entrada
Procedimiento de cálculo - indicando metodología del mismo -, ecuaciones,
fuentes, bibliografía, normas, etc.
Resultados
7.3 Hojas de Datos
El Contratista deberá elaborar las hojas de especificaciones estándar para transmitir la
información requerida para detallar el diseño o adquirir los equipos tales como
intercambiadores, bombas, tanques, columnas etc. La información debe ser presentada
clara y sin ambigüedades, para chequear las listas de equipo y verificar que toda la
información requerida este incluida.
8. REQUISITOS MÍNIMOS
8.1 Experiencia del Postor

El postor debe haber realizado mínimo diez (10) trabajos y por lo menos uno de
ellos en selva tropical, montaña y cordillera en la elaboración de Estudios de
Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de más de
20” de diámetro y más de 200 Km de longitud, de no contar con esta experiencia su
Propuesta Técnica será declarada NO ADMITIDA.

Dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo de diez (10) años a la
fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme con el formato
sugerido en el Formato 4-A (para trabajos varios) y Formato 4-B (para trabajos
realizados en selva tropical, montaña y cordillera).

En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y sustentados
por cada integrante que ejecutará el servicio.
8.2 Experiencia del Líder del Equipo de Trabajo
El líder del equipo de trabajo debe contar con:

Experiencia mínima de dos (02) trabajos realizados como líder del equipo de
trabajo en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos
para transporte de hidrocarburos de más de 20” de diámetro y más de 200 Km de
longitud ejecutados por el profesional propuesto.

Si el líder que presente el postor no cuenta con esta experiencia su Propuesta
Técnica será declarada NO ADMITIDA.
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
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Oleoducto Nor Peruano”


Dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo máximo de diez (10)
años a la fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme con el
Formato 5.
La Propuesta deberá ser sustentada con Currículum Vitae resumido.
8.3 Plazo de Entrega
El postor deberá proponer un plazo no mayor a 9 meses, caso contrario su Propuesta
Técnica será declarada NO ADMITIDA, y deberá presentar un Cronograma propuesto
para el desarrollo del servicio, presentado en MS Project o equivalente (diagrama tipo
PERT-GANTT) el cual debe indicar necesariamente ruta crítica e hitos, con el detalle de
las principales actividades del alcance de la consultoría. Presentar según Formato 6.
9. OTRAS OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA
EL Contratista debe contar con el personal en número y calificación según las características
del proyecto y asimismo, debe disponer de la organización, procedimientos y recursos que le
permitan garantizar la ejecución del proyecto en el tiempo y con la calidad requerida por
Petroperú.
Petroperú podrá solicitar la sustitución del personal que no cumpla con lo requerido y este
será sustituido por otro de igual o mayor calificación, sin costo adicional para Petroperú.
Toda la documentación, literatura, correspondencia y otros pertinentes de la Ingeniería serán
en Idioma Español, salvo aquellas especificaciones técnicas que por su naturaleza, sea
imprescindible presentarlas en su idioma original.
Todos los cálculos utilizados en este proyecto serán entregados en forma impresa y
digitalizada (en CD’s o memoria USB) a Petroperú, incluso los cálculos realizados por los
software, durante o al final del Servicio, así mismo, entregará el procedimiento detallado que
ha seguido para realizar estos cálculos.
Las simulaciones deberán realizadas por simuladores comerciales reconocidos (Flomatic,
Pipesim, Pipephase, HYSYS, SIGECOR etc.), con las versiones más actualizadas, cualquier otro
simulador que presente el Contratita deberá ser aprobado por Petroperú.
Es imprescindible que el Contratista proporcione listas de planos que contemplen la
Ingeniería de Detalle y los planos de montaje, con los números y fecha de emisión de los
mismos.
El Contratista deberá contar como mínimo con un representante de su empresa para que
trabaje permanentemente en Perú, con la finalidad de realizar las coordinaciones respectivas
entre las empresas involucradas, así como también coordinar las visitas correspondientes a
las Estaciones del Oleoducto Nor Peruano. El Contratista deberá correr con todos los gastos
de transporte y alimentación hasta la ciudad de Piura, Perú, a partir de allí Petroperú asumirá
los gastos de transporte y alimentación a las Estaciones de Bombeo.
El Contratista deberá entregar toda la documentación, diseño, memorias de cálculos
hidráulicos, mecánicos, balances energéticos, etc. y P&IDs, de todos los sistemas de bombeo
y procesos analizados.
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
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Oleoducto Nor Peruano”
Cuando los cálculos requieran de tablas, códigos, estándares, reglamentos, leyes o
disposiciones gubernamentales, deberá hacerse referencia y adjuntarse una copia de la
carátula de la página de la normatividad aplicada.
Mensualmente, el Contratista deberá presentar un informe escrito detallado y sustentarlo en
la ciudad de Lima, respecto a la marcha técnica del desarrollo del proyecto; y un cronograma
de seguimiento de las partidas principales. Además deben presentar Reportes Semanales
simples para el control del avance. En caso de producirse eventos fuera de lo normal y no
rutinarios, deben comunicarse en forma inmediata.
Será responsabilidad del Contratista la toma de datos de campo en el interior de las
instalaciones de Petroperú, para lo que en todo momento deberá cumplir la normativa
interna de seguridad, Reglamento de Seguridad y todas aquellas indicaciones que la
representación de Petroperú imponga en los correspondientes permisos de trabajo para su
ejecución.
El Contratista debe contar con equipos e instrumentos mínimos para las visitas en campo
para realizar el levantamiento de información en las Estaciones de Bombeo del ONP.
Además, debe contar con computadora portátil, cámara fotográfica digital y cualquier otro
bien necesario para ejecutar correctamente los trabajos requeridos.
El Contratista debe gestionar las Autorizaciones de Ingreso de su personal a las instalaciones
de las Estaciones Andoas y Morona con un plazo mínimo de dos (02) días hábiles, mediante
carta simple dirigida al Administrador del Contrato adjuntando copia simple del DNI o
Pasaporte del personal y Certificado de Antecedentes Policiales. En el caso que ingrese algún
vehículo del Contratista, este debe tener permiso de ingreso, para lo cual se deberá
presentar la licencia de conducir del chofer y la tarjeta de propiedad de la unidad. Debido a
que el personal que ejecutará el servicio permanecerá un periodo mayor a treinta (30) días EL
CONTRATISTA debe tramitar un Fotocheck de Contratista, para lo cual debe cumplir con los
siguientes requisitos:






Solicitud de emisión de Fotocheck, formato que será entregado por Petroperú.
Certificado de Antecedentes Policiales.
Certificado de Antecedentes Judiciales.
Certificado Domiciliario.
Copia de DNI o Pasaporte.
Copia de la Tarjeta de Vacunación de las siguientes vacunas: Antitetánica, Amarílica y
Hepatitis B.
El Personal del Contratista al ingresar a las instalaciones debe portar su Fotocheck de
Contratista para su identificación en las Garitas de Vigilancia cuantas veces le sea solicitada.
El Contratista debe gestionar el Certificado Médico para su personal que ingrese a las
estaciones de Bombeo tal como se expresa en el Manual de Salud para Contratistas. Dicho
certificado debe incluir como mínimo los siguientes exámenes:

Historia clínica y examen físico general:
o Índice de Masa Corporal (Peso y Talla)
o Presión arterial
o Examen físico general
o Oídos (examen con otoscopio)

Exámenes Auxiliares
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Proceso por Competencia Internacional N° PCI- 0001-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o

Hemograma completo, hemoglobina, grupo sanguíneo y factor Rh
Glucosa, Urea, creatina, Perfil lipídico, transaminasas, Elisa.
Examen visual completo
Examen completo de orina
Examen de heces
Examen oftalmológico completo
Agudeza visual de cerca y de lejos
Campimetría
Tonometría
Fondo de ojo
Visión de colores
Audimetría
Radiografía de Tórax
Electrocardiograma en reposo
Prueba de esfuerzo para todo trabajador mayor de 50 años, o personas con
dos o más factores de riesgo cardiovascular.
Odontograma
Vacunas
o Antitetánica
o Antiamarílica
o Antihepatitis
El Contratista es responsable de brindar asistencia médica a su personal en casos de
accidente o enfermedades imprevistas, salvo algunos casos de primeros auxilios que podría
brindar Petroperú.
El Contratista debe proporcionar a todo su personal el Equipo de Protección Personal (EPP)
necesarios para ejecutar la supervisión de la instalación de las motobombas, tanto en
cantidad como calidad, de acuerdo a las Normas de Seguridad de Petroperú y otras Normas o
Estándares aplicables a las tareas a ejecutar en el Servicio.
En caso de presentarse problemas laborales entre el Contratista y sus trabajadores, y estos
últimos como medida de fuerza dejasen de laborar, el Contratista debe culminar la
prestación del servicio de consultoría para lo cual debe contratar personal que cumpla con el
perfil requerido y tener una experiencia igual o superior al (los) reemplazados; caso contrario
Petroperú se reserva el derecho de resolver el Contrato.
10. DOCUMENTOS PARA REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÍNIMOS.

Enfoque y concepción del proyecto. Involucra la interpretación detallada que ha
hecho el postor al Proyecto presentado en las Bases Técnicas del Proceso de
Selección. En este punto se presentará adicionalmente la oferta técnica del postor
mediante la descripción pormenorizada de los trabajos que ejecutará y los alcances
de cada uno de ellos. En este punto se presentarán también los comentarios,
sugerencias y/o aportes a las Bases.

El Postor deberá entregar en su propuesta las características completas del (los)
software(s) que se utilizará para realizar todas las simulaciones del proyecto. De
manera referencial también deberá listar todo el software de ingeniería que cuenta
su compañía.
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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
El Postor presentará el plazo de ejecución y un cronograma detallado de los
trabajos que realizará en el cual incluirá las fechas de conclusión de cada etapa, de
presentación de sus informes y las fechas de la Presentación Preliminar y Final de la
Ingeniería Básica del Proyecto.

El Postor deberá presentar el Organigrama óptimo para el proyecto que garantice el
éxito del proyecto. Este organigrama debe detallar cada uno de los puestos de los
integrantes del proyecto. Como requerimientos mínimos el Organigrama deberá
contar con un Gerente de Proyecto y con Jefes de las siguientes disciplinas:
o
o
o
o
o
o
o
Disciplina Planeamiento y Presupuestación
Disciplina de Geología y Topografía
Disciplina Civil
Disciplina Mecánica
Disciplina Procesos
Disciplina Eléctrica
Disciplina Instrumentación y Control

El Postor deberá presentar una lista detallada del personal que formará parte del
proyecto especificando el puesto que desempeñará en el proyecto, la cual deberá
presentar el currículo no documentado de cada uno de los profesionales indicados,
relevando los proyectos de diseño de Oleoductos en los que haya intervenido.

Referencialmente el Postor adjuntará a su propuesta económica una estructura de
costos de acuerdo a los entregables propuestos mostrando las diferentes partidas o
actividades del servicio que está ofertando, de tal manera de poder realizar un
adecuado control económico del proyecto. En este aspecto agradeceremos ser lo
más específico posible. Se entiende que al ser un contrato a suma alzada, el listado
de partidas valorizadas es solo referencial.
11. MATERIALES Y DOCUMENTOS PROPORCIONADOS POR PETROPERÚ
Los siguientes documentos serán entregados por Petroperú con la firma del Contrato del
servicio de consultoría con el Postor ganador de la Buena Pro.
I.
Carpeta Técnica del Oleoducto Nor Peruano
II.
Carta Topográfica de las zonas críticas del ONP.
III.
Decreto Supremo 081-2007
IV.
Ingeniería Conceptual del Proyecto Transporte de Crudos Pesados (Versión
Completa).
V.
Estudio de Factibilidad.
VI.
Planos topográficos (digitales, con curvas de nivel cada 50 m), de la franja donde
atraviesa el Oleoducto Nor Peruano y Ramal Norte.
VII.
Listado de Coordenadas y cotas (digital) de cada cordón de soldadura del actual trazo
del Oleoducto Nor Peruano y Ramal Norte. Información referida al Sistema UTM,
Datum WGS-84).
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VIII.
Levantamiento Catastral de 69 principales centros poblados en la ruta del Oleoducto
Nor Peruano y Ramal Norte.
IX.
Topografía del Oleoducto Nor Peruano.
X.
Perfiles de Temperatura del Oleoducto Nor Peruano
XI.
Especificaciones Técnicas de Petroperú.
XII.
Planos del Oleoducto Nor Peruano Impresos.
a. Planos de Estaciones de Bombeo y rebombeo de las Instalaciones actuales.
b. Planos As Built del Oleoducto Ramal Norte y Tramo Principal.
12. FACILIDADES QUE OTORGARÁ PETROPERÚ
Petroperú facilitará toda la información técnica disponible como planos, hojas de control de
operaciones, etc. que el Contratista solicite para el desarrollo del servicio de consultoría,
información que el Contratista se compromete a mantener en reserva bajo un tratamiento
de CONFIDENCIALIDAD.
Petroperú proporcionará a solicitud del Contratista alojamiento y alimentación en las
Estaciones de Bombeo del ONP para el equipo de trabajo encargado de evaluar la
Infraestructura del ONP sin costo alguno para el Contratista.
Petroperú proporcionará a solicitud del Contratista transporte entre las Estaciones de
Bombeo, esta facilidad estará sujeta a los cronogramas de entrada y salidas del personal de
relevos y a la disponibilidad de cupos. Petroperú también proporcionará transporte para las
visitas a las zonas críticas comprendidas entre el Terminal Bayóvar y Estación 7 del ONP.
En el supuesto que el Contratista considere la existencia de costo adicionales no
contemplados en la estimación aprobada, deberá justificarlos por escrito y presentarlos,
antes de su ejecución, al supervisor de Petroperú para su consideración y, de ser procedente,
para su aprobación. Si los costos adicionales se han ejecutado sin previa aprobación de
Petroperú no serán aprobados.
También serán considerados como gastos reembolsables la ejecución de levantamiento
topográficos, estudio de suelos, resistividad y estudios no considerados en la Propuesta
Técnica y necesarios para la Ingeniería Básica del PTCP.
Los requerimientos de apoyo de mano de obra no especializada serán proporcionados por
Petroperú a solicitud del Contratista, para trabajos tales como: confección de calicatas, corte
de maleza, obtención de muestras de suelo para identificación de laboratorio, etc.
Petroperú brindará facilidades de comunicación telefónica solamente a través de Servicio de
tarjetas Pre-Pago y Llamadas Collect Nacional (servicios 147, 141 y 129 de Telefónica del Perú
respectivamente); servicio VISA Phone; llamadas Collect Internacional a través de la serie 0800- de operadores internacionales acreditados en Perú.
Petroperú no proporcionará materiales, equipos, consumibles, implementos, insumos ni
facilidades tales como: gases, piedras de esmeril, aire comprimido, hospitalización, movilidad
u cualquier otra facilidad no indicada en los numerales precedentes.
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Oleoducto Nor Peruano”
13. CONFIDENCIALIDAD DE LOS DOCUMENTOS.
Queda establecido que por razones de seguridad, que toda información que sea entregada al
Contratista para la ejecución del Servicio y que no forme parte del Expediente de
Contratación, debe ser devuelta, inclusive las que estén deterioradas.
El Contratista está obligado a cumplir y hacer cumplir la prohibición de copiar y/o reproducir,
por cualquier medio, procedimiento o sistema, la información entregada, así como mantener
en estricta confidencialidad la información que obtenga como resultado del Servicio
contratado; bajo pena de acción legal correspondiente por parte de Petroperú.
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
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ANEXOS
ANEXO N° 01: INGENIERÍA CONCEPTUAL VERSIÓN SIMPLIFICADA
PETROLEOS DEL PERÚ – PETROPERU S.A.
2008
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el Oleoducto Nor Peruano”
INGENIERÍA
CONCEPTUAL
Versión
Simplificada
ESTE DOCUMENTO ES UNA VERSIÓN INCOMPLETA, EL
DOCUMENTO COMPLETO SE ENTREGARÁ AL GANADOR DE
LA BUENA PRO.
[PROYECTO DE
TRANSPORTE DE CRUDOS
PESADOS ]
.
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1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
1.1 Introducción
El Oleoducto Ramal Norte (ORN) y el Tramo II del Oleoducto Nor Peruano (ONP),
fueron diseñados en la década de los años 70´s para el transporte de crudos ligeros.
El ORN está formado por una tubería de 16” de diámetro entre la Estación Andoas y
Estación 5, con una Estación de rebombeo en Morona. El ORN tiene una longitud de
252 km. La capacidad de diseño de este ramal fue de 105 MBPD de un crudo de
12.1 cSt @ 70°F y una gravedad específica de 26.6° API
El Tramo II o Tramo Principal del ONP tiene una longitud de 550 Km de una tubería de
36” de diámetro y está comprendido entre la Estación 5 y el Terminal Bayóvar, con
cuatro estaciones de rebombeo intermedias (Est. 6, Est. 7, Est. 8 y Est. 9). La tubería
de este tramo del Oleoducto fue diseñada para transportar 500 MBPD y se le instaló
equipamiento para transportar 200 MBPD para un crudo de 38 cSt @ 70°F y una
gravedad específica de 26.6° API.
Figura 1-1 Trazo del Oleoducto Nor Peruano
Adicionalmente el ONP está conformado por el Tramo I de 24” de diámetro y 306 km
de longitud que transporta hacia la Estación 5 el crudo procedente del Lote 8 operado
por PLUSPETROL y el residual de primaria producido en la Refinería Iquitos.
Actualmente el ORN y ONP transportan la producción de los Lotes 8 y Lote 1 AB
operados por la Cía. Pluspetrol. Estos lotes se encuentran aledaños a las Estaciones de
inicio del Oleoducto Nor Peruano, el Lote 1AB cercano a la Estación Andoas y el Lote 8
cercano a la Estación 1. Cabe resaltar que la calidad de los crudos de estos lotes ha
disminuido progresivamente desde los inicios de operación del ORN y ONP, siendo por
ejemplo la calidad actual del crudo que se transporta desde el Lote 1 AB un crudo de
17.9 a 18.0 grados API, con una viscosidad de 418.67 cSt @ 83°F.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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Por otro lado la proyección de producción futura en la Selva Norte del Perú
(Lotes 1-AB de PLUSPETROL, 39 de REPSOL-YPF y 67 de Perenco que están cerca de la
Estación Andoas, inicio del ORN) es de crudos pesados, con calidades esperadas entre
10 y 14° API promedio y con viscosidades mayores a 100,000 cSt a temperatura
ambiente.
La salida natural para el transporte de los crudos pesados de los Bloques 1-AB, 67 y 39
hacia la costa es el Ramal Norte y el Tramo II o Principal del Oleoducto Nor Peruano.
En este contexto se necesita adaptar la actual infraestructura de transporte del ORN y
Tramo II del ONP, diseñada en los años 70’s para transportar crudos ligeros, al
transporte de crudos pesados, considerando que la proyección de producción futura
en la Selva Norte del Perú es de crudos pesados.
Figura 1-2 Lotes aledaños al ONP y ORN
1.2 Descripción General del Sistema Actual
El ORN se inicia en la Estación Andoas en la margen izquierda del río Pastaza, en la
localidad de Nuevo Andoas. En su recorrido cruza la selva virgen y los ríos Pastaza,
Huallaga, Huitoyacu, Morona y Marañón; además de otros menores como el Chapuli,
Cangas y Menchari. Siguiendo el recorrido, en la progresiva 167 Km se localiza la
Estación de Rebombeo Morona, ubicada en la margen izquierda del río Morona. Este
oleoducto finaliza en la Estación N° 5 del ONP.
El 88% del oleoducto está sobre el terreno y los espesores de tubería varían desde un
mínimo de 0.25” hasta un máximo de 0.562” en la zona a la salida de la Estación
Andoas. La capacidad de diseño de este oleoducto fue de 105 MBPD de petróleo
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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crudo ligero de las siguientes características: Viscosidad 12.1 cSt @ 70°F y gravedad
específica de 26.6° API.
Figura 1-3 Oleoducto Ramal Norte (ORN)
El ONP se inicia en la Estación N°1, en la orilla izquierda del río Marañón, junto al
caserío de San José de Saramuro, 20 Km al sur este de Concordia. Luego se extiende
hacia el oeste, paralelo a la ribera norte del río Marañón, continuando hacia el oeste
para cruzar la primera cadena de montañas, los cerros Campanquiz, a 40 Km del río. El
oleoducto continua al sur oeste hacia el río Nieva, para luego girar al oeste en un
curso paralelo al río y finalmente cruzarlo a la altura del 371.1 km para luego
continuar hasta la Estación 5. A este Tramo del ONP se le conoce como Tramo I, en
donde el 92% de su longitud (306 Km) está sobre una zanja de flotación, el 8% está
enterrado y cruza 7 ríos importantes. El diámetro nominal es de 24” y los espesores de
tubería varía entre 0.25” y 0.50”. La capacidad máxima de diseño por tubería es de
250MBPD y la capacidad instalada de equipamiento es de 70MBPD para un crudo con
las siguientes características: Viscosidad 52.0 cSt @ 70°F y gravedad específica de
24.8° API.
Figura 1-4 Tramo I del ONP (Izaje del ducto para inspección)
El Tramo II del ONP comprende desde la Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar, parte
de la mencionada Estación en dirección más o menos paralela a la carretera entre
Mesones Muro y Bagua, hasta la zona donde el río Chinchipe desemboca en el Río
Marañón. Luego continúa en dirección sur oeste hasta un segundo cruce del Río
Marañón al oeste del aeropuerto El Valor, para continuar a través de una cadena baja
de cerros e interceptar el valle del río Huancabamba en Chamaya. Desde aquí la ruta
sigue el cañón del río Huancabamba, algunas veces por la carretera, hasta la quebrada
Hualapampa, donde se desvía al oeste hacia el Paso de Porculla
(672.3 KM) a una elevación de aproximadamente 2,390 m.s.n.m. A partir de este
punto comienza a descender y gira en dirección oeste hasta cortar la carretera
Panamericana en un punto aproximado a 2.5 Km del nor oeste de las Pampas. Desde
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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el cruce de la carretera Panamericana en el Kilómetro 708.5 del oleoducto, la ruta va
hacia el oeste en una dirección más o menos rectilínea hasta el Terminal Bayóvar.
El Tramo II del ONP es de 36” de diámetro, el 99% está enterrado y el 1% son cruces
aéreos sobre estructuras, los espesores de la tubería varían entre 0.312” hasta un
máximo de 0.875”. La capacidad de diseño por tubería es de 500 MBPD y la capacidad
por equipamiento instalado es de 200 MBPD, para un crudo con las siguientes
características: Viscosidad 38.0 cSt @ 70°F y gravedad específica de 26.6° API.
Figura 1-5 Tramo II del ONP (Puente Colgante Km 400)
Los principales Equipos de de Bombeo y capacidad de Almacenamiento disponible por
cada Estación de Bombeo, se resumen en los siguientes cuadros:
Tabla 1-1 Principales Equipos de Bombeo
Item
Estación
1
Andoas
Cantidad de
Equipos
2
2
2
2
Morona
2
2
3
Estación 1
1
1
4
Estación 5
2
5
Estación 6
2
6
Estación 7
2
7
Estación 8
2
8
Estación 9
5
Descripción
Turbobomba centrífuga marca Ruston-Bingham de
4000 BHP por equipo.
Motobombas centrífugas marca Caterpillar-Ingersoll
Rand de 750 BHP por equipo.
Motobombas tipo tornillo marca Caterpillar-IMO de
900 BHP por equipo.
Motobombas centrífugas marca Caterpillar-Bingham
de 825 BHP por equipo.
Motobombas tipo tornillo marca Caterpillar-IMO de
475 BHP por equipo.
Turbobombas marca Ruston-Bingham de 1500 BHP.
Motobombas centrífugas marca Caterpillar-Bingham
de 825 BHP por equipo.
Turbobombas marca Ruston-Bingham de 4000 BHP
(Un equipo en Stand-by).
Turbobombas marca Ruston-Bingham de 4000 BHP
(Un equipo en Stand-by).
Turbobombas marca Ruston-Bingham de 4000 BHP
(Un equipo en Stand-by).
Turbobombas marca Ruston-Bingham de 4000 BHP
(Un equipo en Stand-by).
Turbobombas marca Ruston-Bingham de 4000 BHP
(Dos equipo en Stand-by).
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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Tabla 1-2
Item
Estación
Cantidad de
Equipos
1
Andoas
3
2
Morona
1
3
Estación 1
5
4
Estación 5
7
5
6
7
8
9
Estación 6
Estación 7
Estación 8
Estación 9
Bayóvar
1
1
1
1
15
Descripción
01 Tanque de 125 MBls.
02 Tanques de 35 MBls.
01 Tanque de 5 MBls de alivio.
03 Tanques de 105 MBls.
02 Tanques de 40 MBls.
06 Tanques de 120 MBls.
02 Tanques de 12 MBls.
01 Tanque de 20 MBls de alivio.
01 Tanque de 20 MBls de alivio.
01 Tanque de 20 MBls de alivio.
01 Tanque de 20 MBls de alivio.
14 Tanques de 120 MBls.
01 Tanque de 20 MBls de alivio.
1.3 Descripción del modo actual de Operación
El transporte de la producción proveniente de la Cuenca de Marañón actualmente se
realiza mediante la segregación por calidad de crudo.
En la Estación de inicio del Ramal Norte ORN (Estación Andoas), se recibe la
producción del Lote 1AB, que actualmente se encuentra en 30,000 BPDO
aproximadamente, con un grado API de 17.9 a 18.1 y una viscosidad de
425 cSt @ 87° F en promedio. Operativamente, su bombeo se realiza en forma
continua y la calidad de crudo es única en ese Ramal.
En la Estación 1 (Inicio del Tramo 1), se recibe la producción del Lote 8 y el Residual de
primaria de la Refinería Iquitos. El volumen promedio diario total de hidrocarburo que
actualmente se envía de la Estación 1 hacia la Estación 5 es 13,000 BPDO. Un primer
batch de 7,500 BPDO que forma parte de este volumen, es la mezcla de hidrocarburos
de propiedad de PLUSPETROL, conformado por Residual Maquila, crudo Yanayacu y
Mayna Pesado cuyas calidades antes de ser mezclados son: 19° API, 20° API y 24.8° API
respectivamente.
El
producto
final
es
un
crudo
de
21°
a
22° API aproximadamente y una viscosidad de 286 cSt @ 87° F, conocido como
Mayna. El segundo batch del volumen bombeado es el Residual de Primaria de
propiedad de PETROPERU que tiene un volumen promedio diario de 3,800 BPDO que
tiene una calidad de 20° API y una viscosidad de 446 cSt @ 87 F.
Adicionalmente, en el Tramo I se tiene un tercer batch de un volumen promedio diario
de 1,700 BPDO de crudo de 24.8° API, 40 cSt @ 87ºF, para alimentar la Refinería de El
Milagro, que se encuentra en Estación 7 del ONP.
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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Por lo tanto, en el Tramo I actualmente se manejan tres segregaciones, las cuales son
bombeadas en baches separados por calidad a la Estación 5 (Inicio del Tramo II del
ONP).
En la Estación 5 (Inicio del Tramo II), punto de convergencia del ORN y el Tramo I,
recibe todos los crudos enviados desde la Estación 1 y de la Estación de Andoas. En
esta Estación son almacenados en tanques separados para luego ser bombeados en
baches separados hacia el Terminal Bayóvar con una frecuencia de diez días por mes y
un caudal de 140 MBPD aproximadamente.
Luego en el Terminal Bayóvar se almacenan estos crudos de manera segregada hasta
que completen los volúmenes adecuados de exportación; los cuales son definidos por
nuestro cliente Pluspetrol. Estos volúmenes oscilan aproximadamente en
380 MB y son embarcados a los Buque Tanques en una frecuencia de dos a tres por
mes.
Por último, cabe mencionar que en el Terminal Bayóvar también se cuenta con un
sistema de desembarque de Buques Tanques, con la finalidad de almacenar Petróleo
Crudo Importado para luego enviarlo a las Refinerías de Petroperú. Esto con el
propósito de aprovechar la capacidad de almacenamiento del Terminal Bayóvar y las
oportunidades de compra de crudo importado. La frecuencia de desembarques es de
aproximadamente una vez al mes en volúmenes variables desde 160MB hasta 450
MB por embarque.
En el siguiente esquema se indica el sistema de segregación aplicado, en la cual se
puede distinguir 5 tipos de Batch para el Tramo II y 4 tipos para el Tramo I.
Figura 1-6 Operación actual del Oleoducto Nor Peruano
1.4 Reservas y pronósticos
El Total de Reservas (probadas, posibles y probables) estimadas actualmente en la
Cuenca Marañón alcanzan un total de 567.0 MMB.
Las Tablas 1.3 a 1.5, presentan los pronósticos de producción, así como también las
producciones acumuladas anuales para cada operadora.
Tabla 1-3 Pronósticos de producción - Perenco
Tabla 1-4 Pronósticos de producción - Pluspetrol
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Tabla 1-5 Pronósticos de producción - Repsol
La Compañía Perenco al momento posee una certificación de Reservas, otorgada por
Cía. Americana NSA, Inc., mientras que Repsol-YPF y Pluspetrol han enviado
oficialmente sus pronósticos sin incluir los estudios de reservas.
La Producción Base a ser transporta en el Sistema de Transporte sería la que
actualmente proyecta Pluspetrol, la misma que se muestra en la Figura 1-7.
Con la incorporación de la producción de Perenco al Sistema de Transporte en el año
2011, la producción total a ser transportada se muestra en la Figura 1-8.
Figura 1-7 Pronósticos de producción de la compañía Pluspetrol
Figura 1-8 Pronósticos de producción de las compañías Pluspetrol y Perenco
Figura 1-9 Pronósticos de producción de las compañías Pluspetrol, Perenco y Repsol
La Figura 1-9 muestra el caudal que se transportaría con la producción de las Cías.
Perenco, Pluspetrol y Repsol.
La selección del caudal de diseño se realizará en base a la Figura 1-9, la cual se
describe en el apartado 2.2.2.
Las condiciones de diseño en las que fue construido el Sistema de Oleoducto, no
permiten bombear crudos de bajo API, por lo que en base a las tablas y figuras de las
producciones de crudo se vuelve imprescindible evaluar y utilizar una de las
tecnologías actuales para el transporte de crudos pesados.
1.5 Tecnologías analizadas para el transporte de Crudos Pesados
Tal como se mencionó en el Apartado 1.1, la mayor parte del crudo que se
transportará por el Oleoducto Nor Peruano (campos de Lote 67, 8 y 9, y 39; Perenco,
Pluspetrol y Repsol respectivamente) está clasificado como Crudo Pesado (densidad
por debajo de 20° API).
En realidad, no es la densidad lo que juega un papel determinante en las
complicaciones del manipuleo y transporte del crudo pesado, sino la viscosidad; la
cual depende directamente de la temperatura. Debido al gradiente térmico regional
elevado, las viscosidades de todos los crudos en reservorio están por debajo de
500 cP. Sin embargo, a condiciones atmosféricas, los valores de viscosidad pueden
superar los 100,000 cP, lo que hace prácticamente imposible el flujo de estos crudos
sin algún tratamiento.
En los siguientes apartados se tratarán los principales métodos para transporte de
Crudos Pesados analizados, entre los cuales tenemos:

Transporte por calentamiento

Transporte con inyección de diluyente.
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
Upgrading

Emulsión Crudo - Agua
1.5.1 Calentamiento de Crudo pesado
El transporte de crudo pesado mediante su calentamiento es posible debido a
que a que la propiedad clave del fluido, es decir la viscosidad depende
significativamente de la temperatura; cuando se calientan, los petróleos
pesados se vuelven menos viscosos. Para elevar la temperatura del crudo es
necesario instalar hornos de calentamiento en las estaciones de bombeo y a lo
largo del oleoducto, para permitir bombearlo sin complicaciones.
En la siguiente tabla se detallan las viscosidades de un crudo pesado de 9º API
de la selva peruana obtenidas a distintas temperaturas.
Tabla 1-6 Variación de la viscosidad con la temperatura
Temperatura
Viscosidad (cP)
Gravedad específica
Gravedad
(ºC)
API
32.30
65173.33
0.9953
10.67
43.24
37780.00
0.9877
11.76
67.35
2384.00
0.9702
14.35
Ventajas:

Reduce la viscosidad del crudo y aumenta su gravedad API
Desventajas

Alto costo de operación para hornos de calentamiento

Altos costos de instalación (aislamiento, hornos de proceso) debido a
que se debe adecuar las actuales instalaciones diseñadas para bombeo
isotérmico.

No se le da valor agregado al crudo extraído en la selva

Bajos precios de venta de crudo y pocos compradores
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1.5.2
Inyección de Diluyente
Esta tecnología consiste en inyectar un diluyente de alta gravedad API (crudo
liviano/mediano o hidrocarburos ligeros) para mezclarlo con el crudo de baja
gravedad API. El objetivo principal de la inyección de diluyente es reducir la
viscosidad del crudo e incrementar su gravedad API.
Ventajas:

Reduce la viscosidad del crudo y aumenta su gravedad API hasta el
rango deseado (dependiendo de la tasa de inyección)

Bajos costos operativos

Bajos costos de instalación de facilidades
Desventajas:
1.5.3

Alto costo de diluyente para poder reponer el volumen mínimo en un
ciclo cerrado de diluyente

Alto riesgo de robos en el oleoducto de diluyente (700 km de nafta
liviana o nafta craqueada)

No se le da valor agregado al crudo extraído en la selva

Bajos precios de venta de crudo y pocos compradores
Upgrading
Uno de los procesos de mejoramiento de crudos pesados se basa en la
introducción de hidrógeno, como “hydrotreating”, las moléculas de los
componentes más valiosos del crudo son reorganizadas, incorporando
hidrógeno en su estructura química. En la mayoría de los casos, la fuente de este
hidrógeno es mediante el reformateo de metano (gas natural).
Desafortunadamente, todos los campos de la Cuenca Marañón producen crudos
subsaturados, es decir tienen un contenido bajo de gas. Con la imposibilidad de
generar hidrógeno a costos factibles en la selva, por lo tanto quedan
descartados los procesos que exigen su presencia como elemento fundamental.
Sólo los procesos que utilicen la reducción del carbón son aptos para mejorar los
crudos pesados, de los cuales se pueden dividir en tres categorías

Procesos de separación física (extracción por diluyente).

Los procesos que utilizan catalizadores para aislar y atrapar el carbón.

Procesos termales que aplican calor para romper los lazos moleculares y
liberar el carbono.
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Extracción por diluyente
Mediante este proceso el crudo se mezcla con un diluyente antes de la
separación física. La ventaja de este proceso simple es su bajo costo de capital
para instalar y operar. Fue considerado como una opción de mejoramiento
parcial, sólo para mejorar la viscosidad para el transporte ya que el producto
requería una refinación antes de ser comercial. Es más aplicable para crudos
parafínicos ya que no hay una conversión molecular.
Los crudos pesados de la zona de producción son asfalténicos y el principal
problema de este proceso para estos crudos es que, sin conversión molecular, el
rendimiento del volumen líquido es muy bajo. Un porcentaje no aceptable del
crudo termina como residuo, concentrado en metales y azufre. Además, el
problema de una cantidad de residuo no deseable no está limitado al proceso de
separación por solvente.
Craqueo Catalítico
El proceso de craqueo catalítico (FCC) es usado con éxito en muchas refinerías
para tratar la porción residual que queda después de procesos térmicos leves
como “visbreaking”. Aunque no hay ejemplo en la actualidad, no hay razón de
pensar que el proceso no sea aplicable al mejoramiento de crudos pesados,
siempre que satisfagan los requisitos de las reacciones químicas. Las principales
ventajas de este proceso para crudos pesados son dos:
El producto de la conversión es tan liviano (> 30° API) que puede usarse como
diluyente, evitando la necesidad de procesar todo el crudo.
La conversión es altamente eficaz, con un rendimiento de líquido por volumen
alto (> 95%), que significa muy poco residuo para deshacerse.
El costo de capital de este proceso es mucho mayor al de los métodos de
extracción por solvente o térmico moderado como visbreaking. Los costos
operativos pueden ser considerablemente superiores también dependiendo de
la cantidad requerida de catalizador, su costo y transporte. Pero las limitaciones
principales del craqueo catalítico tienen que ver con el crudo por procesar “feed
stock”. Por ser el único proceso que pretende una conversión total del crudo sin
una elevación significativa de la temperatura, depende de una reacción
eficiente.
El catalizador usado para la reacción es un mineral, como zeolita, que necesita
mantener un área de superficie máxima en contacto con los hidrocarburos. La
presencia de impurezas, especialmente metales, envenena el catalizador,
reduciendo su habilidad de fomentar la reacción. El resultado no sólo es un
rendimiento bajo del volumen líquido por una reacción incompleta, sino
problemas de mantenimiento y el aumento en la cantidad de catalizador
requerido. El proceso redistribuye azufre pero no lo elimina, por lo tanto, el
producto final puede sufrir descuentos si los valores de azufre del crudo superan
a 1%.
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Desafortunadamente, los crudos de las zonas productoras tienen altos
contenidos de azufre, por lo que se descarta también esta opción.
Procesos Térmicos
La aplicación de calor es el método de mayor eficacia para romper los lazos
atómicos a fin de liberar el carbón. Los dos procesos térmicos comúnmente
usados para el mejoramiento de los crudos pesados son el “Visbreaker” y el
“Coker”.
Visbreaking
Visbreaking es un proceso convencional de temperatura moderada que ha sido
utilizado en muchas refinerías para tratar el componente residual. Ha sido usado
eficazmente para crudos pesados, pero generalmente como parte de un proceso
de refinación en serie, es decir, en conjunto con una unidad de “Hydrotreating”
o Craqueo Catalítico (FCC). El costo, tanto capital inicial y operativo, es
relativamente bajo comparado con el proceso termal de mayor conversión, el
“coking”. Sin embargo, su uso como proceso único estaría limitado por su bajo
porcentaje de conversión, especialmente para crudos asfálticos.
Los crudos que han pasado por un proceso de visbreaking son inestables porque
son propensos a precipitar asfaltenos. Por lo tanto, para petróleos que tengan
un componente alto de asfaltenos, se recomienda no procesar más de 20 wt %
del crudo. Esta limitación, en combinación con el bajo rendimiento del proceso,
condiciona el visbreaking a un proceso intermedio de mejorar viscosidad y no de
producir un producto final, listo para comercializar. El porcentaje de residuo que
arroja el proceso en forma de alquitrán es alto, más difícil de manejar que el
residuo sólido “coke” y más complicado de deshacerse, especialmente en la
selva.
Coking
El proceso de Coking es un craqueo térmico que es el más eficaz de los procesos
para liberar el carbón de crudos pesados. Por la alta temperatura de los
reactores, la conversión química es la más completa, resultando en el
rendimiento más alto del componente líquido (% wt) de todos los procesos. En
los reactores de coking, las temperaturas llegan a más de 1,400°F. Las moléculas
complejas de las asfaltinas se desintegran, liberando los radicales como
nitrógeno, azufre, y oxígeno.
El proceso de coking no está limitado por el contenido de azufre en el crudo,
tampoco por el contenido de metales, que terminan concentrados en el carbón
residual no reactivo (coke). La única complicación del proceso desde el punto de
vista química es la posible inestabilidad de los componentes napténicos. En la
actualidad, todas las plantas de mejoramiento que usan crudo pesado como
“feedstock” emplean un proceso de hidrotratamiento para la porción de
napténicos. Si la decisión hubiera sido de colocar una planta de Coking donde no
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hay hidrógeno, sería necesario estudios adicionales para asegurar la estabilidad
de este componente.
Debido a su diseño, complejidad y exigencias metalúrgicas, las refinerías de
coking están entre las más costosas. Las plantas de coking requieren además
una superficie amplia e infraestructura diversa, requisitos difíciles de
compatibilizar con el compromiso de minimizar el impacto en la selva
Amazónica.
El desafío del residuo es otra complicación. Una planta convencional de
“Delayed Coking” que procesa 100,000 barriles por día de un crudo pesado,
produce 2,000 Ton por día de residuo en forma de coke. En cualquier otra parte
del mundo, este coke, en formas de partículas sólidas y manejables, se
comercializa por los menos a un valor que cubre su transporte. Pero no es así
necesariamente en la Selva Amazónica, donde la falta de infraestructura y
mercados de compra dificultan su comercialización. Esta opción se descarta por
temas de medio ambiente.
El método de “Flexicoking” patentado por ExxonMobil, es una alternativa del
proceso de coking que no arroja residual. El coke producido del craqueo térmico
se consume en una regeneradora que aprovecha del calor del reactor para
generar un gas combustible de bajo BTU. Este gas sería quemado en una caldera
de diseño especial para producir vapor que se utilizaría en turbinas
convencionales para la generación de electricidad. En el caso de un crudo
pesado, la cantidad de gas que resulte del proceso es significativo. Empleando el
método “Flexicoking”, en vez de producir 2,000 t de residuo en forma de coke,
se producirá suficiente gas para generar hasta 400 MW de electricidad.
Coking es el único proceso de mejoramiento que satisface los requisitos de
tratamiento de crudos pesados, debido a su alto rendimiento de líquidos y la
falta de restricciones por impurezas como azufre y metal. Empleando el variante
de “Flexicoking”, es posible hasta de reducir el residuo y convertirlo en
electricidad, producto necesario para las operaciones del desarrollo.
1.5.4
Emulsión Crudo - Agua
La emulsión es un sistema de dos fases que consta de dos líquidos parcialmente
miscibles, uno de los cuales es dispersado en el otro en forma de glóbulos. La
fase dispersa, discontinua o interna es el líquido desintegrado en glóbulos. El
líquido circundante es la fase continua o externa.
La proporción Crudo / Agua es de 60 / 40, y la viscosidad aparente está entre 80
y 200 cP
Aguas abajo del proceso de transporte, la dispersión debe romperse mediante
tratamiento de separación mecánico / electrostático con agregado de
desemulsionante (de ser necesario)
Ventajas
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
Disminuye la viscosidad del crudo

Fácil acceso y bajo costo del agua para la emulsión
Desventajas

Posibles problemas hidráulicos en las zonas de caída libre del Tramo II
del ONP.

Tratamiento del agua luego de ser separa de la emulsión. Este
tratamiento es muy costoso y podría generar un alto impacto ambiental.
1.6 Selección de Alternativas
De acuerdo a la información existente y alcanzada por las diferentes compañías
petroleras con las que se está coordinando el Análisis de la producción y transporte de
crudos pesados de la Selva Norte del Perú, se han podido definir las siguientes
alternativas:
Alternativa 1: Instalar Oleoducto para transporte de diluyente desde el Terminal
Bayóvar hasta la Estación Andoas, un oleoducto nuevo desde la Estación Andoas
hasta la Estación 5 y convertir el ORN en un oleoducto para diluyente.
Esta alternativa consiste en lo siguiente:
En Estación Andoas se recibirá y almacenará el diluyente que llega desde Bayóvar por
un oleoducto nuevo paralelo al Tramo II del ONP y por el ORN, a partir de este punto
se bombeará diluyente al lote de producción de los Concesionarios en donde se
realizará la mezcla del crudo pesado con el diluyente. En esta Estación se ampliará la
capacidad de almacenamiento tanto para crudo como para el diluyente. En esta
Estación se recibirán los crudos de los diferentes lotes en especificación (310 cSt
@25ºC). Así también se instalará el sistema de fiscalización (Unidad LAC).
Desde la Estación Andoas se podría bombear hasta 150 MBPD de la mezcla crudodiluyente a través de un nuevo ducto de 24” de diámetro hasta la Estación 5. Este
caudal también incluye el transporte de la actual producción del Lote 1AB (30 MBPD
de crudo con calidad promedio de 17.9API).
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Figura 1-10 Estación Andoas
En el Tramo Andoas – Estación 5 del ducto de 24” se tendrá una Estación de
rebombeo en la actual Estación de Morona del ORN.
Desde Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar se bombeará con la infraestructura actual,
es decir con las turbobombas centrífugas y por el Tramo II del ONP de 36” de
diámetro.
(a)
(b)
Figura 1-11 (a) Estación 9 del ONP. (b) Tramo II del ONP
En el Terminal Bayóvar se recepcionará la mezcla de crudo con el diluyente. Así
también se contempla la instalación de una planta de separación del diluyente para
poder ser recuperado y bombeado por un oleoducto para diluyente nuevo de 12” y
10” desde Bayóvar hasta la Estación 5, el cual usará el derecho de vía actual del Tramo
II del ONP. Desde la Estación 5 hasta Estación Andoas el diluyente se transportará
usando la tubería actual de 16” del ORN.
Para bombear el diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta la Estación Andoas, se ha
considerado colocar las siguientes Estaciones de Bombeo: Estación de inicio en el
Terminal Bayóvar, Estación de rebombeo en Olmos para poder vencer el abra de
Porculla, que se encuentra a 2,370 m.s.n.m, Estación de rebombeo en la Estación 5 y
por último en la Estación Morona.
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Para bombear el diluyente desde la Estación 5 a la Estación Andoas, se ha considerado
utilizar el ORN; para lo cual se instalará equipos de bombeo en la Estación 5 y se harán
los cambios en la tubería necesarios para poder bombear de manera inversa a la
actual.
Figura 1-12 Alternativa 1: Calentamiento desde Est. Andoas hasta Est. 5, Crudo
diluido desde Est. 5 a Terminal Bayóvar
Alternativa 2: Utilizar Calentamiento desde la Estación Andoas hasta la Estación 5,
instalar Planta de Upgrading en dicha Estación de Bombeo y utilizar el Tramo II hasta
el Terminal Bayóvar para el bombeo del crudo sintético.
Esta alternativa consiste en lo siguiente:
En las Estación de Andoas y Morona se debe colocar sistemas de calentamiento a
través de intercambiadores de calor con un aceite térmico calentado directamente
por hornos de calentamiento en circuito cerrado. Esto permitirá bombear el crudo
hasta la Estación 5.
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Figura 1-13 Horno de Calentamiento de Fluido Térmico
Entre la Estación Andoas y la Estación 5 se evaluará la posibilidad de construir un
oleoducto nuevo o loops adecuados para poder bombear la producción total de los
productores de Perenco y Pluspetrol.
En la Estación 5 se instalaría la Planta de Upgrading para procesar el crudo pesado y
obtener el crudo sintético de 20° API para que sea bombeado hasta el Terminal
Bayóvar. La instalación de esta Planta en esta zona implicará mejorar la carretera de
acceso entre la Estación 7 y la Estación 5. Esto permitirá tener un buen acceso para el
transporte terrestre de los insumos que se requieran en la Planta de tratamiento y
para la evacuación de los residuos generados.
Figura 1-14 Planta de Upgrading
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Figura 1-15 Alternativa 2: Calentamiento hasta Est. 5 y planta de Upgrading
A partir de la Estación 5 se utilizaría el Tramo II del ONP con la infraestructura actual.
Alternativa 3: Utilizar Calentamiento desde la Estación Andoas hasta la Estación 5,
construir un oleoducto de diluyente desde Estación 7 hasta Estación 5, instalar
Planta de Upgrading en la Estación 7 y utilizar el Tramo II a partir de la Estación 7
para el bombeo del crudo sintético.
Esta alternativa consiste en lo siguiente:
En las Estación de Andoas y Morona se debe colocar sistemas de calentamiento a
través de intercambiadores de calor con un aceite térmico calentado directamente
por hornos de calentamiento en circuito cerrado. Esto permitirá bombear el crudo
hasta la Estación 5.
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Figura 1-16 Horno de Calentamiento de Fluido Térmico
Entre la Estación Andoas y la Estación 5 se evaluará la posibilidad de construir un
oleoducto nuevo o loops adecuados para poder bombear la producción total de los
productores de Perenco y Pluspetrol.
Se contempla la instalación de un oleoducto de diluyente nuevo de 14” desde Estación
7 hasta la Estación 5. Este oleoducto usará el derecho de vía actual del Tramo II del
ONP.
Para bombear el diluyente desde la Estación 7 hasta la Estación 5, se ha considerado
instalar equipos de bombeo en la Estación 7 y 6 para vencer los cerros de Montenegro
y Pupuntas respectivamente. El diluyente se traerá por camiones cisterna desde la
costa; se podría analizar la posibilidad de obtener diluyente en la misma planta de
proceso (upgranding) en Estación 7.
En la Estación 7 se instalaría la Planta de Upgrading para procesar el crudo pesado y
obtener el crudo sintético de 20° API. Luego sea bombearía hasta el Terminal Bayóvar
usando la infraestructura actual del oleoducto.
Figura 1-17 Planta de Upgrading
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Figura 1-18 Alternativa 3: Calentamiento hasta Est. 5, transporte de diluyente
Est. 7 a Est. 5 y planta de Upgrading en Est. 7
Alternativa 4: Bombear desde Andoas hasta el Terminal Bayóvar una emulsión
crudo–agua, instalar Planta de separación de la emulsión crudo–agua y planta de
Upgrading en el Terminal Bayóvar.
Esta alternativa consiste en lo siguiente:
En la Estación de Andoas se instalaría los sistemas de mezcla del crudo con el agua
dulce y el surfactante, pudiendo así bombear la emulsión crudo-agua hasta el terminal
Bayóvar.
Figura 1-19 Proceso de Formación y Transporte Crudo - Agua
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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Entre la Estación Andoas y la Estación 5 se evaluará la posibilidad de construir un
oleoducto nuevo o loops adecuados para poder bombear la producción total de los
productores de Perenco y Pluspetrol.
Se tendría que instalar nuevos equipos en cada una de las Estaciones del ORN y Tramo
II del ONP para no romper la emulsión formada, por ejemplo: las bombas principales
de bombeo que serían de desplazamiento positivo porque tienen menor velocidad de
giro que las bombas centrífugas actuales, sistemas de calentamiento de crudo en
Tanques, entre otros.
En el Terminal Bayóvar se instalaría una Planta de desalado y de deshidratación para
romper la emulsión. Así también una Planta de tratamiento de agua y por último una
Planta de Upgrading para procesar el crudo pesado y obtener el crudo sintético de 20°
API.
Figura 1-20 Facilidades en Bayóvar para romper la emulsión
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1-21 Alternativa 4 Emulsión Crudo - Agua
1.6.1
Costos estimados
Para la determinación de los costos estimados, se ha considerado los valores
alcanzados por la Cía. Perenco, costos de la construcción del ONP y costos de
tuberías para el cambio de trazo del oleoducto por interferencia con el Proyecto
Olmos.
Tabla 1-7 Costos Alternativa 1
Item
Descripción
Unidad
1
Facilidades en Estación Andoas (Tanques para
capacidad máxima 500MB, Sistema de mezcla con
el diluyente y unidad de fiscalización)
Nuevo Oleoducto Andoas-Estación 5 de 24" para el
transporte de crudo diluido (tubería, instalación,
sistema de protección de tuberías epoxy, trabajos
en cruces de río, protección catódica, señalización,
tendido de fibra óptica y revegetación en derecho
de vía)
Nuevo Oleoducto Bayóvar-Estación 5 de 10” y 12"
para el transporte de diluyente (Tubería,
instalación, sistema de protección de tubería
poliken, trabajos en cruces de río, proyección
catódica, señalización, tendido de fibra óptica,
revegetación en derecho de vía
Facilidades en Estaciones Morona, 5, 6, 7, 8, 9 y
Terminal Bayóvar en cada Estación
Planta de separación de diluyente
2
3
4
5
Cantidad
Precio Unitario
MUS$
Costo Parcial
MUS$
Glb
1
47,600.00
47,600.00
Glb
1
341,100.00
341,100.00
Glb
1
399,500.00
399,500.00
Glb
1
94,200.00
94,200.00
Glb
1
74,200.00
74,200.00
Total
MMUS$
956.60
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Tabla 1-8 Costos Alternativa 2
Item
Descripción
Unidad
1
Facilidades en Estación Andoas y Bayóvar
(Tanques para capacidad máxima de 500MB y
unidad de fiscalización)
Sistemas de Calentamiento en las Estaciones
de Andoas y Morona
Glb
3
4
2
Cantidad
Costo Parcial
MUS$
1
Precio
Unitario
MUS$
17,000.00
Total
MMUS$
Glb
1
15,000.00
15,000.00
Nuevo Oleoducto Andoas-Estación 5 de 16" o
Loop para el transporte de crudo caliente
(Tubería, instalación, sistema de protección de
tubería epoxy, trabajos en cruces de río,
protección catódica, señalización, tendido de
fibra óptica y revegetación en derecho de vía)
Glb
1
209,342.40
209,342.40
Planta de Upgrading en Estación 5 (considera
mejoramiento de carretera desde Est. 7 hacia
Est. 5)
Glb
1
2,055,000.00
2,055,000.00
17,000.00
2,296.34
Tabla 1-9 Costos Alternativa 3
Item
Descripción
Unidad
1
Facilidades en Estación Andoas (Tanques
para capacidad máxima 500MB, Sistema de
mezcla con el diluyente y unidad de
fiscalización)
Sistemas de Calentamiento en las
Estaciones de Andoas y Morona
Nuevo Oleoducto Andoas-Estación 5 de 16"
o Loop para el transporte de crudo caliente
(Tubería, instalación, sistema de protección
de tubería epoxy, trabajos en cruces de río,
protección catódica, señalización, tendido
de fibra óptica y revegetación en derecho
de vía)
Sistema de mezcla del diluyente con el
crudo en Estación 5 e incremento de mayor
capacidad de almacenamiento
Nuevo Oleoducto Estación 7 - Estación 5 de
14" para el transporte de diluyente
(Tubería, instalación, sistema de protección
de tubería poliken, trabajos en cruces de
río, protección catódica, señalización,
tendido de fibra óptica y revegetación en
derecho de vía)
Planta de Separación de diluyente en
Bayóvar y sistema de desembarque de
diluyente (Brazo de descarga, oleoducto y
sistema de bombeo)
Planta de Upgrading en Estación 7
Glb
2
3
4
5
6
7
Cantidad
Costo Parcial
MUS$
1
Precio
Unitario
MUS$
17,000.00
Glb
1
15,000.00
15,000.00
Glb
1
209,342.00
209,342.00
Glb
1
15,000.00
15,000.00
Glb
1
129,260.03
129,260.03
Glb
1
185,000.00
185,000.00
Glb
1
1,500,000.00
1,500,000.00
Total
MMUS$
17,000.00
2,195.66
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Tabla 1-10 Costos Alternativa 4
Item
Descripción
Unidad
1
Facilidades en Estación Andoas (Tanques para
capacidad máxima 500MB, Sistema de mezcla
con el diluyente y unidad de fiscalización)
Sistemas de mezcla y de inyección de
surfactante en Estación Andoas
Nuevo Oleoducto Andoas-Estación 5 de 16" o
Loop para el transporte de crudo caliente
(Tubería, instalación, sistema de protección de
tubería epoxy, trabajos en cruces de río,
protección catódica, señalización, tendido de
fibra óptica y revegetación en derecho de vía)
Incremento
de
mayor
capacidad
de
almacenamiento en Estación 5 y Terminal
Bayóvar
Cambios en el ONP para no tener problemas en
las zonas de caída libre (Pupuntas, Montenegro
y Porculla) con la emulsión Crudo-Agua
Planta de deshidratación y tratamiento del agua
de la emulsión
Planta de Upgrading en Terminal Bayóvar
Glb
2
3
4
5
6
7
Cantidad
Costo Parcial
MUS$
1
Precio
Unitario
MUS$
17,000.00
Glb
1
35,000.00
35,000.00
Glb
1
209,342.00
209,342.00
Glb
1
28,000.00
28,000.00
Glb
1
250,000.00
250,000.00
Glb
1
300,000.00
300,000.00
Glb
1
1,300,000.00
1,300,000.00
Total
MMUS$
17,000.00
2,264.40
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1.6.2
Análisis comparativo de las alternativas
Para hacer el análisis de las alternativas se ha determinado las ventajas y desventajas de cada alternativa, las cuales se resumen en la
siguiente tabla:
Tabla 1-11 Análisis comparativo de las alternativas
Ventajas
Alternativa
Descripción
1
Instalar Oleoducto de diluyente desde el Terminal  Menor inversión inicial al no incluir inversión de Planta de Upgrading en el
Bayóvar hasta el la Estación 5, un oleoducto
Terminal Bayóvar.
nuevo desde Estación Andoas hasta Estación 5 y  Usa el mismo derecho de vía de los actuales oleoductos ORN y Tramo II del ONP.
convertir el ORN en oleoducto de diluyente  En el Tramo II del ONP no se tiene que hacer muchos cambios para implementar
(Alternativa planteada por la Cía. Perenco).
esta alternativa.
2
Utilizar Calentamiento hasta la Estación 5,  Se mejora el crudo y se le da valor agregado en la cadena de producción.
instalar Planta de Upgrading en dicha Estación de  Mejora de la carretera Est. 7 – Est. 5, para tener facilidades terrestres de
Bombeo y utilizar el Tramo II hasta el Terminal
transporte de insumos y de residuos generados en la Planta de Upgrading.
Bayóvar para el bombeo del crudo sintético.  Se obtiene mejor precio en el mercado del crudo sintético y mayor mercado para
(Alternativa planteada por Petroperú).
su comercio.
 En el Tramo II del ONP no se tiene que hacer muchos cambios para implementar
esta alternativa.
 Se cuenta con área en uso para poder mitigar el impacto al ambiente al instalar
plantas nuevas.
3
Utilizar Calentamiento hasta la Estación 5,
construir un oleoducto de diluyente desde
Estación 7 hasta Estación 5, instalar Planta de
Upgrading en la Estación 7 y utilizar el Tramo II a
partir de la Estación 7 para el bombeo del crudo
sintético.
4
Utilizar Calentamiento desde la zona de
producción hasta la Estación Andoas, bombear
desde Andoas hasta el Terminal Bayóvar una
emulsión crudo – agua, instalar Planta de
separación del crudo – agua y planta de
Upgrading en el Terminal Bayóvar.
Desventajas
 Alto riesgo de robos en el oleoducto de diluyente (700 km
de nafta liviana o nafta craqueada).
 No se le da valor agregado al crudo extraído en la selva.
 Bajos precios de venta de crudo y pocos compradores.
 Alto costo de nafta liviana para poder reponer el volumen
mínimo en un ciclo cerrado de diluyente.
 Es la alternativa más costosa.
 Tratamiento de los residuos de la Planta de Upgrading
estaría en una zona de Selva (Estación 5).
 Coordinar con el Ministerio de Transportes el
mantenimiento de la carretera Est.7 – Est. 5 luego de
construida la carretera. Así también el poder sacar
residuos por carretera.
 Si se convierte el Coke de la Planta de Upgrading en
energía, la probabilidad de interconectar esta producción
al Sistema Interconectado Nacional (SIN) es muy baja.
 Elevada inversión inicial.
 Tratamiento de los residuos de la Planta de Upgrading en la
Est. 7.
 Se mejora el crudo y se le da valor agregado en la cadena de producción.
 Se obtiene mejor precio en el mercado del crudo sintético y mayor mercado para
su comercio.
 Actualmente se tiene accesibilidad a la Planta de Upgrading.
 Se cuenta con área en uso para poder mitigar el impacto al ambiente al instalar
plantas nuevas.
 La conversión de Coke de la Planta de Upgrading en energía eléctrica tiene
excelentes posibilidades para tener un proyecto eléctrico de interconexión al SIN.
 Se mejora el crudo y se le da valor agregado en la cadena de producción.
 Elevada inversión inicial.
 Se obtiene mejor precio en el mercado del crudo sintético y mayor mercado para  Tratamiento del agua luego de ser separa de la emulsión.
su comercio.
No está definido por Pluspetrol.
 Se tiene facilidad para manejo de los residuos de la Planta de upgrading por tener  Posibles problemas hidráulicos en las zonas de caída libre
un muelle cerca.
del Tramo II del ONP.
 Se cuenta con área en uso para poder mitigar el impacto al ambiente al instalar
plantas nuevas.
 La conversión de Coke de la Planta de Upgrading en energía eléctrica tiene
excelentes posibilidades para tener un proyecto eléctrico de interconexión al SIN.
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1.7 Conclusiones

Existe una diferencia de más del 100% en la inversión inicial entre la
Alternativa 1 con respecto a las otras alternativas. Lo que la convierte en la
más atractiva desde el punto de vista económico.

Sin embargo, para el transporte de diluyente hasta la zona, implicará tener
mayores costos de inversión y operativos por la implementación de sistemas
de seguridad para prevenir posibles hurtos de la nafta liviana.

Las alternativas que contemplan la Planta de Upgrading permitirá mejorar la
calidad del crudo, con lo que se podrá aumentar el número de posibles
compradores en el mercado internacional y nacional, sin embargo, el costo
de dicha planta es bastante elevado, más aún si se instalara en la selva.

Una de las alternativas sugiere la instalación de la Planta de Upgrading en la
Estación 5. Esto permitirá ayudar a solucionar parte de los problemas
actuales de esa zona relacionados al transporte, debido a que se mejoraría la
carretera actual desde Estación 7 hasta la Estación 5 que actualmente es un
requerimiento de los pobladores de esa zona. En esta posible alternativa
deberá estar presente el Ministerio de Transportes para los mantenimientos
futuros de la carretera.

Todas las alternativas usarían los actuales derechos de vía del ORN y del
Tramo II del ORN; con lo cual se minimizaría el impacto al medio ambiente
haciendo más viable el proyecto de transporte desde el punto de vista social.

La alternativa de transportar el crudo emulsionado con agua tiene
desventajas considerables, puesto que se deberá instalar una planta de
tratamiento de agua que en Bayóvar luego de separar el crudo del agua
(romper la emulsión). Así mismo se tiene que analizar con detalle el
comportamiento de la emulsión en las zonas de caída libre en el ONP,
puesto que es factible que en estos tramos se rompa la emulsión por las
velocidades del fluido.

La alternativa de transporte de crudo emulsionado implicaría el cambio de
todos los equipos de bombeo principales en todas las estaciones del ORN y
ONP porque las velocidades de giros de los actuales equipos romperían la
emulsión Crudo – Agua. Estas razones y las del párrafo anterior hacen de la
Alternativa 4, una alternativa menos atractiva desde el punto de vista
técnico y económico.

Debido a que aún no se cuenta con mayor información oficial sobre el precio
del barril de crudos sintéticos, como tampoco información sobre el mercado
de los crudos pesados, no se ha considerado en este capítulo una evaluación
comparando ahorro en la inversión inicial de la Alternativa 1 respecto a la
ganancia originada en el mejoramiento de crudo de las alternativas que
incluyen la instalación de una Planta de Upgrading; se tomará la
Alternativa 1 como la más factible desde el punto de vista exclusivamente
económico.
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1.8 Recomendaciones

Se debe realizar un estudio de Factibilidad que determine en el mercado
internacional el posible precio de venta del crudo sin mejorar (10 a 13° API) y
compararlo con los precios que se pueden obtener por el crudo sintético
(20° API). Así también los posibles compradores de los mencionados crudos.
Esto ayudará a realizar una comparación económica para poder determinar
la alternativa más rentable.

Evaluar la siguiente alternativa: “Petroperú compre el crudo o parte de la
producción en Estación Andoas para asegurar así un diferencial de precio
que permita evaluar la implementación de la Planta de Upgrading y haga
rentable el Proyecto”.
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2. CRITERIOS DE DISEÑO
Esta Información será proporcionada al Ganador de la Buena Pro.
3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DEFINITIVO
Tal como se indicó en el Apartado 1.8 se optará por desarrollar la Alternativa 1 para el
transporte de crudos pesados, Instalar Oleoducto para transporte de diluyente desde el
Terminal Bayóvar hasta la Estación Andoas, un oleoducto nuevo desde la Estación
Andoas hasta la Estación 5 y convertir el ORN en un oleoducto para diluyente. Por lo
tanto el Proyecto de adecuación del ONP para el Transporte de Crudos Pesados contempla
la utilización de la actual infraestructura (Oleoductos, Estaciones de bombeo, Terminal
Bayóvar, Tanques de almacenamiento y todos los sistemas y subsistemas que conforman
el ORN y ONP). Además se instalará nueva infraestructura complementaria para poder
diluir el Crudo Pesado en la zona del Lote 67 y poder hacerlo transportable desde esa zona
hasta la costa del Perú. Esta nueva infraestructura comprende:

Un ducto para transporte de diluyente de 12” y 10” desde el Terminal Bayóvar
hasta la Estación 5.

Dos (02) Estaciones de Bombeo de diluyente, un Oleoducto de crudo diluido de
24” desde Estación Andoas hasta la Estación 5.

Una (01) Planta de separación de diluyente en el Terminal Bayóvar.

Facilidades de desembarque de diluyente en el Terminal Bayóvar.

Tanques de Almacenamiento en Estación Andoas, Estación 5 y Terminal Bayóvar,
entre otros sistemas de protección, monitoreo y control operativo para la
correcta operación del sistema.
En la Estación Andoas (Estación de Inicio del ORN) se recibirá y almacenará el diluyente
para luego mezclarlo con el crudo pesado bombeado desde el Lote 67. En esta Estación se
ampliará la capacidad de almacenamiento tanto para crudo como para el diluyente y se
instalarán sistemas de mezcla para poder obtener el crudo con la especificación adecuada
para ser bombeado. Así también se instalará el sistema de fiscalización para el crudo
transportado (Unidad LAC).
A partir de la Estación Andoas se bombeará el crudo diluido a través de un ducto de 24” de
diámetro hasta la Estación 5. Este oleoducto seguirá el mismo trazo que el ORN. Así
también se podrá asegurar el transporte de la actual producción del Lote 1AB (30 MBPD de
crudo con calidad promedio de 17.9API).
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Figura 3-1 Estación Andoas
En el Tramo Andoas – Estación 5 del ducto de 24” se utilizarán las actuales instalaciones de
Estación de Morona del ORN, con las modificaciones adecuadas para rebombear el crudo
hasta la Estación 5, tales como: Sistema de recepción y lanzamiento de raspatubos de 24”,
Sistema de alivio para 24”, Tanque de alivio para diluyente, incremento de la capacidad de
bombeo instalada, sistemas contraincendio, monitoreo, protección catódica, puesta a
tierra, entre otros.
En la Estación 5 se construirá mayor capacidad de almacenamiento para poder recibir los
distintos tipos de crudo provenientes del Tramo I y del nuevo oleoducto de 24”. Desde
esta Estación hasta el Terminal Bayóvar se bombeará con la infraestructura actual
existente en el Tramo II del ONP, es decir con las turbobombas centrífugas y por el Tramo
II de 36pulg de diámetro.
(a)
(b)
Figura 3-2 (a) Estación 9 del ONP, (b) Tramo II del ONP
En el Terminal Bayóvar se recibirá el crudo diluido. El Proyecto contempla la instalación de
mayor capacidad de almacenamiento, Planta de separación de diluyente, sistemas de
calentamiento en tanques y tuberías para despacho. Así también se contempla la
instalación de una planta de separación del diluyente para poder ser recuperado y
bombeado por un oleoducto de diluyente nuevo de 12” y 10” desde Bayóvar hasta la
Estación 5. Este oleoducto usará el derecho de vía actual del Tramo II del ONP.
Para bombear el diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta la Estación Andoas, se ha
considerado colocar las siguientes Estaciones de Bombeo: Estación de inicio en el Terminal
Bayóvar, Estación Intermedia de Rebombeo en la progresiva 688.60Km del ONP, cercano al
distrito de Olmos en la Región Lambayeque. Esta Estación es necesaria para poder vencer
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el abra de Porculla, que se encuentra a 2,370 m.s.n.m, desde este punto el diluyente
discurre por gravedad hasta la Estación Andoas.
Para transportar el diluyente desde la Estación 5 a la Estación Andoas, se ha considerado
utilizar el actual ORN (oleoducto 16”); para lo cual se realizarán los cambios necesarios
para invertir el sentido de flujo normal de bombeo en este ramal. Ver Figura 3.1, la cual
resumen el trazo de los oleoductos para adecua el ONP al transporte de crudos pesados.
El presente capítulo presentará los resultados óptimos del dimensionamiento del nuevo
oleoducto de crudos pesados obtenidos a partir de una serie de simulaciones.
El nuevo Oleoducto estará compuesto de la siguiente manera:
Oleoducto de Crudo diluido

Oleoducto que partirá desde Andoas hasta Estación 5 (Oleoducto nuevo de 24”).

Oleoducto que partirá desde Estación 5 hasta Terminal Bayóvar (Oleoducto
existente de 36”)
Oleoducto de Diluyente

Oleoducto que partirá desde Bayóvar hasta una estación de rebombeo intermedia
(Oleoducto nuevo de 12”)

Oleoducto que partirá desde Estación Intermedia hasta Estación 5 (Oleoducto
nuevo de 10”)

Oleoducto que partirá desde Estación 5 hasta Estación Andoas (Oleoducto
existente de 16”)
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Figura 3-3 Oleoducto para crudos pesados
3.1 Tubería de Diluyente
3.1.1
Oleoducto desde Bayóvar hasta Estación 5.
Este oleoducto estará formado por dos tramos de tubería de distinto diámetro:
el primer tramo, comprendido desde el terminal Bayóvar hasta una nueva
Estación de Rebombeo Intermedia instalada en la progresiva 688.60 de ONP o
en la progresiva 166.90 partiendo desde el Terminal Bayóvar, será de 12
pulgadas de diámetro y el segundo tramo desde la Estación de Rebombeo
Intermedia hasta la Estación 5 de 10 pulgadas de diámetro.
Para este oleoducto se tendrán dos estaciones de bombeo. Como ya se
mencionó en el párrafo anterior la primera estación estará ubicada en el
Terminal Bayóvar y la segunda en la progresiva 166.9 tomando como inicio el
Terminal Bayóvar del Oleoducto Nor Peruano.
El diámetro exterior será para cada tramo de:
Primer Tramo:
12 pulgadas.
Segundo Tramo:
10 Pulgadas.
Las presiones máximas para el nuevo oleoducto de diluyente que parte desde
Terminal Bayóvar hasta Andoas son las siguientes:
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Tabla 3-1 Tabla de espesores y presiones máximas del nuevo oleoducto de
diluyentes
Diámetro en
pulgadas
12
12
10
10
3.1.2
Longitud
km
148.4
18.53
6.1
366.3
Espesor
pulgadas
0.172
0.875
0.375
0.172
Presión Máxima
metros
802.92
2000.93
1194.09
Presión máxima
Kg/cm2
58.11
144.82
86.43
Oleoducto para Diluyente desde Estación 5 a Estación Andoas.
Este tramo del Oleoducto es parte del Oleoducto Nor Peruano, y bombea
crudo desde la Estación Andoas hasta Estación 5. Para el nuevo Oleoducto se
utilizará como un oleoducto de diluyente y el sentido de flujo será inverso, es
decir, irá desde Estación 5 hasta Estación Andoas.
En todo el tramo no será necesario de Estaciones de rebombeo, solo las
facilidades en la estación 5 para el cambio de diámetro y las trampas Scrappers
para los raspatubos.
En el Anexo 02 se detallan los espesores del oleoducto existente desde
Estación Andoas hasta Estación 5, de diámetro igual a 16 pulgadas y se
invertirá para transportar diluyente.
El Gradiente Hidráulico del oleoducto de diluyente, desde Terminal Bayóvar
hasta Estación Andoas se ha representado en la Figura 3-2.
3.2 Tubería de Oleoducto de Crudo Diluido
3.2.1
Oleoducto desde Estación Andoas hasta Estación 5
Este primer tramo del Nuevo Oleoducto transportará una mezcla de Crudo
Pesado con Diluyente.
El diámetro exterior óptimo para este tramo será de 24 pulgadas.
El material de la tubería (acero) tendrá una resistencia a la fluencia de
52,000 psi (API 5LX – 52) ó 36.60 Kg/cm2.
La presión máxima para el nuevo oleoducto para transporte de crudo diluido
que parte desde Andoas hasta Estación 5 es:
Tabla 3-2 Tabla de espesores y presiones máximas del nuevo oleoducto para
el transporte de crudo diluido
Diámetro
(pulg)
24
3
Espesor
(pulg)
0.250
Presión Máxima
(metros)
468.88
Presión máxima
(Kg/cm2)
43.94
El espesor de 0.875 pulgadas no corresponde a los espesores calculados con el perfil
hidráulico sino a espesores que se deben a cruces de ríos.
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3.2.2
Oleoducto desde Estación 5 hasta Terminal Bayóvar
Este tramo del Oleoducto es parte del Oleoducto Nor Peruano, y bombea
crudo desde la Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar.
En todo el tramo se utilizarán las estaciones de bombeo actuales (Estación 5, 6,
7, 8 y 9). El diámetro externo del oleoducto es de 36 pulgadas.
En los dos primeros casos el acero de la tubería tendrá una resistencia a la
fluencia de 52,000 psi (API 5LX – 52) ó 36.60 Kg/cm2 y es el mismo criterio de
diseño del oleoducto existente.
3.3 Descripción de Estaciones
3.3.1
Estación Andoas
Se encuentra ubicada en la localidad denominada Nueva Andoas de la Región
Loreto, al nororiente del Perú y sobre la margen izquierda del Río Pastaza,
comprendida dentro del área del Lote 1AB concesionado a la Cía. Pluspetrol.
Las instalaciones están divididas en 2 áreas: Zona industrial donde están los
equipos de la Estación de bombeo con una superficie de 5.3 Hectáreas; y el
campamento con servicios conexos con una superficie de 5 Hectáreas. Además
se tiene 125.9 Hectáreas como área de reserva para la Estación Andoas.
Esta Estación recibirá el petróleo crudo proveniente del Lote 67, situado a
163Km aproximadamente, para mezclarlo con el diluyente bombeado desde el
Terminal Bayóvar hasta que esté en especificación para el transporte.
De esta Estación se aprovecharán las siguientes facilidades existentes para el
transporte del crudo: Tanques de almacenamiento de crudo, equipos de
bombeo, sistemas control y medición, almacenamiento de combustible,
almacenamiento y bombeo de agua de servicio y contra incendio, edificio para
mantenimiento, taller y garage, caseta y equipos para generación y control
electrónico, oficinas y control de Estación, veredas, estacionamiento. Así
mismo se ampliará la capacidad de almacenamiento (560 MB para crudo y 150
MB para diluyente), la capacidad de bombeo, las bombas de refuerzo, tuberías
internas, se instalará un sistema de mezcla de crudo con diluyente, tanque de
alivio para diluyente, trampa de scrapper para ducto de 24pulg, entre otros
sistemas. Cabe mencionar que estas instalaciones se ubicarán dentro del área
actualmente utilizada y parte de ellos dentro de los límites de la zona de
reserva para Petroperú.
3.3.2
Estaciones de rebombeo
El sistema de bombeo del crudo diluido consistirá de siete (07) Estaciones
Rebombeo: Estación Morona, Estación 5, 6, 7, 8 y 9. Estas Estaciones de
Rebombeo son las mismas que actualmente operan en el Oleoducto Nor
Peruano, sólo se realizarán adecuaciones en la Estación Morona y Estación 5,
de acuerdo a:
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
En la Estación Morona se colocarán facilidades de recepción y
lanzamiento de raspatubos para la tubería de 24”, se ampliará la
capacidad de los equipos de bombeo, se ampliará la capacidad de
generación de acuerdo a la nueva demanda, se cambiará el actual
sistema de alivio y se ampliarán los sistemas de control, seguridad y
monitoreo de la Estación.

En la Estación 5 se ampliará la capacidad de almacenamiento para
crudo mezcla en 560 Mbls, se instalarán facilidades de recepción de
raspatubos para el nuevo ducto de 24pulg que viene de Estación
Andoas, se ampliarán los sistemas de tuberías internas, válvulas,
control, seguridad y generación de acuerdo a la nueva demanda.
Cada Estación de Rebombeo estará compuesta de dos o más equipos unidades
de bombeo de la línea principal. La unidad básica de bombeo estará formada
por bombas centrífugas accionadas por motores, para el caso de Estación
Morona, o turbinas a gas para el caso de las otras Estaciones. Las Estaciones
Andoas y 5 tendrán el control de caudal, dentro de los límites para las
presiones de succión y descarga. Las Estaciones restantes estarán controladas
por la presión de succión con un valor límite para la presión de descarga.
Todas las Estaciones tienen sus propios sistemas de generación, provisión de
combustible (tanques de almacenamiento de combustible, bombas de
transferencia), sistemas de agua potable para consumo del personal en la
Estación y en la vivienda, sistemas sanitarios, sistemas de alivio, Protección
contra incendios, caminos, playas de estacionamiento, cercos, entre otros.
3.3.3
Terminal Bayóvar
Este proyecto contempla la ampliación de la actual playa de tanques en 560
Mbls para crudo y 200 Mbls para diluyente; instalación de facilidades de
lanzamiento de raspatubos de 12 pulg para el diluyente, ampliación de los
sistemas contra incendio para los nuevos tanques (tuberías, sistemas de
bombeo, hidrantes, etc.); ampliación del sistema de generación, válvulas de
derivación, facilidades para desembarque de diluyente de Buques Tanque
(Brazo de descarga, tuberías, sistema de bombeo desde el muelle hacia la
playa de tanques), sistemas de calentamiento en tanques y líneas de despacho
para el crudo pesado, Planta de separación de diluyente del Crudo mezcla,
equipos para el bombeo del diluyente, sistemas de medición, ampliación de la
sala de control, drenajes, entre otros.
Así mismo utilizará las actuales instalaciones del Terminal Bayóvar tales como:
los 14 tanques de almacenamiento con capacidad total de 1,970 Mbls, bombas
de transferencia, sistemas de medición, servicios: generación eléctrica,
suministro de combustible, protección contra incendio, agua potable, caminos,
playas de estacionamiento, cercos, alumbrado, Plataforma de carga, muelle,
muelle para embarcaciones menores, sistemas de comunicación, sistemas de
control y monitoreo, viviendas y oficinas.
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3.3.4
Estación de Rebombeo de diluyente
Se instalará una Estación de rebombeo de diluyente en la progresiva
688.60 Km del ONP, con la finalidad de vencer el abra de Porculla que está a
2370 m.s.n.m. Esta Estación contará con las siguientes facilidades: Sistema de
bombeo, sistema de alivio (tanque de alivio de 2MB, válvulas de alivio, Skid del
sistema de alivio), facilidades de recepción y lanzamiento de raspatubos,
equipo de generación, sistemas de control y operación, servicios de suministro
de combustible, protección contra incendio, cercos alumbrado, oficinas,
vivienda, sistemas de drenaje, sistemas de comunicación y servicio de agua.
3.4 Potencia en Estaciones de bombeo
En la Tabla 3.3 se muestran las características actuales de las Turbobombas de las
estaciones de bombeo del ONP.
Tabla 3-3 Características principales de las turbobombas actuales
Estación
Capacidad
Potencia Total por
Etapas
Número de
Velocidad
Turbina
bombas
de giro
m3/h
hp
RPM
Estación Andoas
Estación Morona
Estación 5
1162.75
2045.24
2
2
3600
Estación 6
1396.63
1313.61
2
2
3550
Estación 7
1396.63
1249.30
2
2
3550
Estación 8
1396.63
1481.69
2
2
3550
Estación 9
498.03
4042.61
8
5
3490
Para determinar la potencia hidráulica requerida en cada estación de bombeo
(Terminal Bayóvar y Estación Intermedia para el diluyente y Estación Andoas,
Morona, Estación 5, Estación 6, Estación 7, Estación 8 y Estación 9 para el crudo
diluido) se ha tomado las presiones necesarias en cada estación de bombeo según el
perfil hidráulico de las Figuras 3.4, 3.5 y 3.6, así como también los resultados de la
Hidráulica adjunta en el Anexo 02.
El cálculo de la potencia mecánica de los accionamientos (turbinas o motores según
sea el caso) se ha realizado con la eficiencia de los equipos en las curvas
características de cada bomba, estas a su vez han sido modificadas para la viscosidad
del fluido que bombearán. En el Anexo 3 se adjuntan las curvas modificadas.
En los siguientes cuadros se indican las potencias requeridas en cada una de las
estaciones nueva y existente.
Tabla 3-4 Tabla de potencias requeridas en Oleoducto de Terminal Bayóvar a Estación
Andoas (Diluyente)
Estación
Bayóvar
Estación de Rebombeo Intermedia
4
0
Progresiva4
Presión de
Presión de
Potencia
Eficiencia
Potencia de
Descarga
Succión
Hidráulica
bombeo
km
kg/cm^2
kg/cm^2
hp
hp
0
48.08
5.53
258.33
0.75
344.44
166.9
139.6
3.85
822.28
0.75
1456.10
Para el oleoducto de diluyente se ha tomado en cuenta al Terminal Bayóvar en la Progresiva
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Nota: la energía proporcionada al fluido en la Estación Intermedia, progresiva 166.90, permitirá transportar el
diluyente hasta Estación Andoas.
De la Tabla 3.4, se concluye que para el ducto de diluyente se necesitarán equipos
nuevos de bombeo de 344.44 hp y 1456.10 hp para el Terminal Bayóvar y Estación
Intermedia respectivamente.
Tabla 3-5 Tabla de potencias requeridas en Oleoducto de Estación Andoas a Terminal
Bayóvar (Crudo diluido)
Estación
Progresiva5
Presión de
Presión de
Potencia
Eficiencia Número de
Velocidad
Potencia de
Descarga
Succión
Hidráulica
bombas
de giro
bombeo total
Km
kg/cm2
kg/cm2
hp
RPM
hp
Estación
0
43.94
7
1420.35
0.75
1893.8
Andoas
Estación
167
36.8
5
1156.11
0.75
1595.5
Morona
Estación 5
306.1
60.71
8.8
2045.24
0.581
2
3462
3520.21
Estación 6
417.9
55.24
21.9
1313.61
0.623
1
3226
2109.54
Estación 7
518.7
53.61
21.9
1249.30
0.618
1
3191
2022.83
Estación 8
593.5
50.22
15
1481.69
0.613
1
3415
2417.9
Estación 9
647.2
116.43
13.80
4042.61
0.548
3
3265
7381.07
De la Tabla 3.5 se concluye que en la Estación Andoas y Morona se instalarán nuevos
equipos de bombeo ya que los equipos actuales no son capaces de transportar el
caudal requerido.
A partir de la Estación 5 la potencia nominal de las turbobombas actuales es de
3250 hp, por lo tanto la única estación que se quedará sin un equipo Stand By es la
Estación 5.
3.5 Perfiles Hidráulicos
Las siguientes figuras muestran los “Perfiles y Pendientes hidráulicas” del oleoducto
de diluyente, oleoducto desde la Estación Andoas hasta Estación 5 y el tramo de la
Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar para los flujos y fluidos descritos
anteriormente.
En el Anexo 02 y 03 se encuentran las tablas con los datos que han sido utilizados
para graficar los perfiles topográficos.
5
Las progresivas de las estaciones Andoas y Moronas se han seleccionado tomando como
progresiva inicial (0 km) la Estación Andoas. Las progresivas de las Estaciones 5, 6, 7, 8 y 9
han sido seleccionadas tomando como progresiva inicial (0 km) la estación 1
0.0
7.5
15.0
22.5
30.0
37.5
45.0
52.5
60.0
67.5
75.0
82.5
90.0
97.5
105.0
112.5
120.0
127.5
135.0
142.5
150.0
157.5
165.0
172.5
180.0
187.5
195.0
202.5
210.0
217.5
225.0
232.5
240.0
247.5
255.0
262.5
270.0
277.5
285.0
292.5
300.0
307.5
315.0
322.5
330.0
337.5
345.0
352.5
360.0
367.5
375.0
382.5
390.0
397.5
405.0
412.5
420.0
427.5
435.0
442.5
450.0
457.5
465.0
472.5
480.0
487.5
495.0
502.5
510.0
517.5
525.0
532.5
540.0
547.5
555.0
562.5
570.0
577.5
585.0
592.5
600.0
607.5
615.0
622.5
630.0
637.5
645.0
652.5
660.0
667.5
675.0
682.5
690.0
697.5
705.0
712.5
720.0
727.5
735.0
742.5
750.0
757.5
765.0
772.5
780.0
787.5
795.0
Altura (m)
Ingeniería Conceptual Proyecto Transporte de Crudos Pesados Rev. 2
Tramo Terminal Bayóvar - Estación Andoas
Oleoducto Diluyente
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
-500
Progresiva (m)
Altura Topográfica
Figura 3-4
Altura Máx. Resistencia
Altura de Presión de Bombeo
Perfil y pendiente hidráulica de oleoducto de diluyente
000+000
003+300
006+600
009+900
013+200
016+500
019+800
023+100
026+400
029+700
033+000
036+300
039+600
042+900
046+200
049+500
052+800
056+100
059+400
062+700
066+000
069+300
072+600
075+900
079+200
082+500
085+800
089+100
092+400
095+700
099+000
102+300
105+600
108+900
112+200
115+500
118+800
122+100
125+400
128+700
132+000
135+300
138+600
141+900
145+200
148+500
151+800
155+100
158+400
161+700
165+000
168+300
171+600
174+900
178+200
181+500
184+800
188+100
191+400
194+700
198+000
201+300
204+600
207+900
211+200
214+500
217+800
221+100
224+400
227+700
231+000
234+300
237+600
240+900
244+200
247+500
250+800
Altura
Ingeniería Conceptual Proyecto Transporte de Crudos Pesados Rev. 2
Oleoducto Mezcla Crudo Diluido
1000
Tramo Estación Andoas - Estación 5
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Progresiva
Altura Topográfica (m)
Altura de máx. resist (m)
Altura de Presión de Bombeo (m)
Figura 3-5 Perfil y pendiente hidráulica de oleoducto de Crudo Diluido
306+100
311+500
316+900
322+300
327+700
333+100
338+500
343+900
349+300
354+700
360+100
365+500
370+900
376+300
381+700
387+100
392+500
397+900
403+300
408+700
414+100
419+500
424+900
430+300
435+700
441+100
446+500
451+900
457+300
462+700
468+100
473+500
478+900
484+300
489+700
495+100
500+500
505+900
511+300
516+700
522+100
527+500
532+900
538+300
543+700
549+100
554+500
559+900
565+300
570+700
576+100
581+500
586+900
592+300
597+700
603+100
608+500
613+900
619+300
624+700
630+100
635+500
640+900
646+300
651+700
657+100
662+500
667+900
673+300
678+700
684+100
689+500
694+900
700+300
705+700
711+100
716+500
721+900
727+300
732+700
738+100
743+500
748+900
754+300
759+700
765+100
770+500
775+900
781+300
786+700
792+100
797+500
802+900
808+300
813+700
819+100
824+500
829+900
835+300
840+700
846+100
851+500
Altura
Ingeniería Conceptual Proyecto Transporte de Crudos Pesados Rev. 2
Tramo Estación 5 - Terminal Bayóvar
Oleoducto Crudo Diluido
4000.00
3500.00
3000.00
2500.00
2000.00
1500.00
1000.00
500.00
0.00
Progresiva
Altura Topográfica
Altura de máx. resist.
Altura de Presión en tubería
Figura 3-6 Perfil y pendiente hidráulica de oleoducto de Estación 5 - Terminal Bayóvar
Ingeniería Conceptual Proyecto Transporte de Crudos Pesados Rev. 2
4. INVERSIONES ESTIMADAS
En el presente capítulo se presentan los montos referenciales estimados de la Alternativa 1
seleccionada en la presente Ingeniería Conceptual. En la siguiente tabla se muestra un
resumen de la inversión que se realizará tanto en ductos como en las estaciones.
Tabla 4-1 Costo estimado del proyecto: “Sistema de Transporte con la incorporación de
Crudo Pesado en la Cuenca del Marañón"
ITEM
Descripción
Monto
(MMUS$)
I
Oleoductos
1.1
Ducto combinado de 12 y 10 para el transporte de diluyente (Bayóvar - Est. 5)
399.5
1.2
Ducto 24" para el transporte de Crudo diluido (Andoas - Est. 5)
341.1
Total Oleoductos
740.6
II
Facilidades en Estaciones
Andoas
2.1
47.6
Morona
2.2
14.9
2.3
Estación 5
27.6
2.4
Estación 7
0.8
2.5
Estación Intermedia
10.8
2.6
Terminal Bayóvar
40.1
2.7
Planta de separación de Diluyente
74.2
Total Estaciones
216.0
Total de Inversión (MMUS$)
956.6
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
ANEXO N° 02: INFORME TÉCNICO ZONAS CRÍTICAS DE RUTA ONP
RIESGOS GEOLÓGICOS, HIDRODINÁMICOS Y ANTRÓPICOS – ESTUDIOS Y ACCIONES
EJECUTADAS Y REQUERIDAS

Generalidades
El Oleoducto Nor. Peruano (ONP), a lo largo de los 802 kilómetros que recorre, (no se incluye el
tramo I de 306 kilómetros), como toda obra de desarrollo lineal atraviesa y se emplaza en terrenos
de condiciones geológicas, tipos de suelos, características topográficas, climáticas, hidrográficas
e hidráulicas de características variables y heterogéneas, consecuentemente se encuentra sujeto
a la ocurrencia de eventos o amenazas naturales muchas veces de carácter y magnitud
imprevisibles, se emplaza adyacente o interfiere con centros poblados, terrenos agrícolas y
construcciones privadas y/o públicas (carreteras, caminos vecinales, canales de regadío, etc.),
que representan condiciones de peligro y riesgo potencial por acciones directas o indirectas
ocasionadas por el hombre (acciones antrópicas) que pueden incrementar la vulnerabilidad y
condicionar la integridad física de la tubería y/o la estabilidad estructural de la franja del derecho
de vía.(DV).
El trazo del ONP, se inicia en la Estación Andoas que se ubica en la ribera izquierda del río
Pastaza en la selva nororiental del Perú, departamento de Loreto recorriendo los 252 kilómetros
del Oleoducto Ramal Norte (ORN) en selva amazónica caracterizada por un relieve plano y de
pequeñas lomadas, vegetación tupida, precipitaciones intensas y altas temperaturas durante la
mayor parte del año, este ramal de tubería de 16” de diámetro emplazada sobre la superficie del
terreno culmina en la Estación Nº 5, ubicada aproximadamente a 20 kilómetros del puerto fluvial
de Saramiriza en el río Marañón, desde esta estación continúan en dirección oeste los 550
kilómetros del tramo II constituido por tubería de 36” de diámetro enterrada a profundidad variable
que llega hasta el Terminal Bayóvar en el litoral pacífico. Este tramo cruza los departamentos de
Amazonas, Cajamarca, Lambayeque y Piura en una topografía irregular constituida por montañas
o cerros de cientos de metros de altitud en alternancia con tramos de topografía llana, el máximo
nivel del ONP es la cota de 2400 m.s.n.m. en el abra de Porculla. (Km. 671) en los Andes
Occidentales, la vegetación en este tramo es de tipo tupida arbustiva en la zona de la selva alta y
sierra, hasta rala o inexistente en su recorrido final de la vertiente occidental de los Andes y las
pampas de Olmos y el desierto de Bayóvar, con respecto a las características de la precipitación
pluvial esta es de tipo estacional intenso (noviembre – mayo), en el sector de la sierra y selva alta
y esporádicas en zona de las pampas costeras. Al respecto se resalta la ocurrencia cíclica del
Fenómeno del Niño de lluvias e inundaciones extraordinarias que normalmente afecta la región
norte de la costa peruana.
Considerando el aspecto de accesibilidad y logístico inherente para la construcción del ONP, su
trazo se ubicó cercano o adyacente a las vías de comunicación (carreteras) existentes en el
período de construcción (1975 -1977), las mismas que con el transcurso del tiempo han sido
mejoradas o reestructuradas en sus características físicas y geométricas – incremento de la
clasificación u orden vial - (tipo y diseño de calzada obras de arte, programas de mantenimiento) por lo que la mayor parte del tramo II entre la Estación 5 y el abra de Porculla se ubica adyacente
o en el área de influencia de las actuales carreteras Saramiriza – Durán – El Reposo (tramos con
carpeta, y/o bicapa asfáltica y afirmados), y Fernando Belaúnde Terry (carpeta asfáltica en toda
su longitud desde su inicio en el puerto marítimo de Paita hasta el puerto fluvial de Yurimaguas en
el río Huallaga).
En el periodo de construcción del ONP la normatividad peruana no contemplaba la ejecución de
estudios geotécnicos, hidráulicos y ambientales detallados para la selección del corredor o
derecho de vía del ducto, rigiéndose el diseño, parámetros y las características del sistema, así
como los aspectos constructivos, supervisión, inspección y aprobación de lo construido por lo
establecido en las versiones vigentes ANSI/ASME B 31.4, normas NACE, API, etc., aplicables
para ductos de hidrocarburos líquidos y las especificaciones técnicas del contrato de construcción
que en determinados aspectos superaron los requerimientos establecidos por estas normas.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”

Acciones Relacionadas con la Estabilización del Derecho de Vía y la Integridad de la
Tubería.
Poco tiempo después de la puesta en operación del sistema del ONP ocurrido en mayo de 1977,
la empresa PETROPERU S.A. conformó áreas técnicas especializadas en estudios geológicos,
geotécnicos, hidrodinámicos y en tareas de mantenimiento (Unidad Mantenimiento de Línea y
Unidad de Estudios Geotécnicos), relacionadas con la estabilidad del DV y la tubería
implementándolas con el correspondiente personal técnico especializado, equipos y la
instrumentación requerida para la estructuración, desarrollo y ejecución de estas actividades.
La actividad inicial programada consistió en la implementación de un programa periódico de
patrullaje terrestre – aéreo (helicópteros), del derecho de vía con el objetivo de identificar, evaluar
e implementar acciones de mantenimiento oportunas y/o inmediatas en los sectores del derecho
de vía y su entorno que presentaban problemas de inestabilidad de taludes, procesos erosivos,
socavación en cruces de ríos y/o erosión ribereña originados por las modificaciones (cortes,
perfilajes, desbroce de la vegetación natural, dragado de ríos, etc.) ejecutadas en la construcción
para acondicionar la geometría requerida de esta franja para los trabajos y maniobras de
instalación de la tubería.
Para el caso de los problemas identificados que, por su complejidad geológica y geodinámica
como deslizamientos de tierras y/o macizos rocosos representaban un riesgo mayor para la
estabilidad estructural del derecho de vía y la tubería, se recurrió a la ejecución de estudios e
investigaciones puntuales por empresas consultoras especializadas los que incluían la ingeniería
de detalle de obras de protección, mitigación y/o solución (progresivas Km. 323, Km. Km.
399.6,Km. 400, 408, Km. 483, Km.548 del ONP y Km. 220 del ORN).
Adicionalmente a finales de la década del ochenta mediante un convenio financiero de
PETROPERU S.A con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se realizaron los siguientes
proyectos de nivel integral relacionados con esta problemática:

“Levantamiento Aerofotográfico y Catastro Geotécnico del subtramo Km. 306 hasta el Km.
724 ONP” en escala 1:10,000 que determinó las características geológicas y topográficas,
identificó problemas geotécnicos potenciales o activos y planteó las acciones
preventivas/correctivas correspondientes. Este proyecto no incluyó el ORN considerando las
características topográficas de este subtramo y la no ocurrencia (confirmada hasta la fecha)
de procesos geológicos – geodinámicos significativos de medio o alto riesgo para la
seguridad física de la tubería

“Estudio de Hidráulica Fluvial y Drenaje del Sistema del Oleoducto Nor. Peruano” que
permitió definir las características hidráulicas de los ríos que lo cruzan, estimar la magnitud
de socavación (degradación de fondo de cauce), y/o erosión ribereña en los sectores de
cruce o donde el oleoducto se ubica colindante al curso de un río, establecer acciones de
protección a nivel de ingeniería básica y/o monitoreo en los sitios que mostraban cambios
significativos que pudieran afectar la integridad del ONP:
Con base a la recopilación e integración de la información de campo recopilada progresivamente
y los estudios integrales y locales realizados se procedió a la estructuración y programación de
las siguientes acciones preventivas o correctivas con el objetivo de implementar un sistema de
seguridad e integridad física del derecho de vía y la tubería del ONP:

Investigaciones Geotécnicas Detalladas en sectores del DV afectados por procesos
geodinámicos activos, específicamente deslizamientos de masas mayores incluyendo las
correspondientes alternativas de solución a nivel de ingeniería básica o detalle Km. 483, Km.
400, Km. 399, etc.)

Construcción de las obras de protección y/o mitigación recomendadas por estos estudios y
en sectores afectados por amenazas naturales de menor magnitud; erosiones, cárcavas,
degradación de cobertura de la tubería etc.

Inspecciones ILI mediante raspatubos instrumentados calibradores geométricos que
identifican, registran y posicionan en coordenadas UTM – Datum WGS 84 restricciones
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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geométricas como abolladuras, deformaciones, arrugas y tramos de la tubería sujetos a
sobreesfuerzos por procesos de dinámica de suelos (asentamientos, desplazamientos
laterales del suelo).

Monitoreos topográficos y/o batimétricos para determinar las tendencias de los procesos
geodinámicos e hidrodinámicos potenciales identificados.

Inspecciones Técnicas terrestres periódicas para identificar y delimitar este tipo de problemas
y la implementación de las acciones preventivas - correctivas correspondientes, así como el
comportamiento de las obras de protección y mitigación existentes.

Identificación e inventario de invasiones (casas habitación, habilitación de terrenos de
cultivos, cercos agrícolas, etc.) en la franja del DV, estado de los postes indicadores, de toma
de potencial y válvulas de línea.

Coordinaciones técnicas con entidades particulares y públicas para definir y acondicionar los
diseños y la supervisión directa en la construcción de estructuras u obras en los tramos de
interferencia con el ONP (Presa Limón del Proyecto Hidroenergético Olmos – Reubicación de
6 kilómetros de la tubería de 36” – y la Rehabilitación y mejoramiento de las carreteras
Fernando Belaúnde Terry y El Reposo – Durán que ha incluido la Instalación de lozas de
protección para la tubería y la reubicación de algunas obras de arte o eje de la carretera)
Todas estas actividades realizadas desde la entrada de operación del sistema del ONP (1977) a
la fecha, nos ha permitido establecer, identificar y delimitar los “sectores críticos ”del ONP
afectados por amenazas naturales relacionadas con procesos geodinámicos, hidrográficos –
hidráulicos y antrópicos, sus características, evaluaciones, investigaciones y obras de protección
o mitigación ejecutadas, o acciones complementarias los cuales se referencian en el Cuadro 1 y
los sectores del DV en donde las condiciones existentes en el tiempo de la construcción del ONP
han sufrido cambios significativos que implican la probable reubicación del trazo del nuevo ducto
de crudos pesados o la implementación de obras especiales, y/o actualización de los estudios o
investigaciones realizadas de estabilidad geotécnica estos sectores se referencian en el Cuadro
N° 2.

Comentarios y Actualizaciones
 El ONP en forma progresiva y sistemática ha logrado establecer un conocimiento y
manejo del territorio donde se ubica, determinando sus características topográficas,
geológicas, hidrográficas, tipos de suelos y caracterizando y delimitando zonas de riesgo
relacionadas con la estabilidad y seguridad física del DV y la tubería.
 Los eventos naturales catastróficos que han afectado al ONP han ocurrido en las
progresivas Km. 323, Km. 400, Km. 408, Km. 483 y Km. 548 todos del tipo de
deslizamiento de masas de suelos y/o estratos rocosos dispuestas en laderas
topográficas de media a fuerte pendiente, la activación y/o reactivación así como la
magnitud de estos fenómenos naturales está sujeta a un alto grado de incertidumbre
relacionado directamente con la intensidad y duración de las precipitaciones pluviales y/o
magnitud local de sismos. Al respecto en estas progresivas se han implementado obras
de protección y mitigación o la reubicación de la tubería para garantizar su seguridad
estructural.
 Procesos de reptación de suelos (Creep) procesos geodinámicos que se caracterizan por
el desplazamiento imperceptible o muy lento del terreno, específicamente cuando el suelo
es del tipo residual o coluvial y engloba bloques rocosos es muy difícil determinar su
probabilidad de ocurrencia, convencionalmente su tratamiento se centra en labores
preventivas de liberar (descubrir) el sector de tubería afectado, descarga y perfilaje del
área (masa) afectada, drenaje de la escorrentía superficial, inspección y monitoreo
periódico y adecuación progresiva de estas acciones de acuerdo al avance y
comportamiento que se registren.
 Con relación a otros tipos de procesos geodinámicos e hidrodinámicos en el ONP, estos
se circunscriben a la ocurrencia de asentamientos, derrumbes rocosos, erosión eólica,
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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erosiones por escorrentía pluvial, formación de cárcavas, socavación y/o erosiones
ribereñas, su incidencia y cantidad no es relevante y sus efectos se centran mayormente
sobre el DV y eventualmente en la denudación de la cobertura de la tubería. Su extensión
e influencia es a nivel local, manejándose con obras y procedimientos rutinarios y de bajo
costo como restitución y reforzamiento del área afectada u obras de estabilización
convencionales (muros de gaviones, reforestación, contracorrientes, drenaje superficial,
enrocados ribereños, deflectores de corriente, etc.)
 La alternativa de la instalación del nuevo ducto en el DV del ONP presenta ventajas y
facilidades significativas como: reduce al mínimo los trabajos de movimiento de tierras y
consecuentemente la alteración y modificación del paisaje y el incremento de la
inestabilidad en laderas por trabajos de corte, manejo y control de la interferencia con
propiedades privadas e infraestructura de servicio público (carreteras, canales agrícolas,
líneas eléctricas, etc.), y accesibilidad adecuada para la logística y transporte de los
equipos y materiales requeridos, disponibilidad de instalaciones para campamentos,
talleres etc., con la consecuente reducción del monto de inversión, tiempo de ejecución y
la inherente facilidad constructiva.
 En los sectores donde el actual DV se ubica colindante o dentro del área de ampliación
urbana de poblados principales considerar la ejecución de estudios especiales y
coordinaciones que permitan definir la alternativa mas adecuada para el trazo del corredor
donde emplazar este nuevo ducto (Cuadro 2), adicionalmente incluir todos los poblados
menores colindantes con el ONP y la carretera El Reposo – Durán – Saramiriza,
asumiendo el asentamiento de nuevos pobladores y el crecimiento de estas poblaciones
derivadas de las mejoras relacionadas con la rehabilitación y mejoramiento de esta
carretera.

Los diversos tipos de fenómenos de movimientos de masas (deslizamientos, reptación de
suelos, etc.) y flujos canalizados de detritos son los riesgos dominantes en terrenos de
topografía accidentada y montañosa representando los mayores peligros en la ruta de un
ducto, la estadística histórica ha demostrado que fallas relacionadas con este tipo de
eventos ocurren más frecuentemente en los primeros años de la operación declinando la
frecuencia de roturas en el tiempo, sin embargo es necesario tener en cuenta y resaltar
que identificadas estas áreas, la activación o reactivación de estos procesos, su magnitud
y cargas externas que puedan generar sobre el ducto y los consecuentes efectos
(deformación o rotura), esta interrelacionada a la ocurrencia de otros procesos naturales
muy difíciles o imposibles de predecir, como precipitaciones pluviales anómalas en
duración o intensidad, y/o sismos o el grado de modificación del paisaje natural por
actividades antrópicas en el entorno, Considerando el historial, la susceptibilidad y
características físico – espaciales que presentan, estimamos necesario contemplar la
ejecución de estudios o análisis geotécnicos y/o de hidráulica fluvial de mayor detalle,
complementar y/o actualizar - incluyendo análisis de elementos finitos no lineal, o cálculos
equivalentes de simulación numérica en los siguientes sectores:
Sector
Características Topo - Geológicas
Km. 310 – Km. 328 Accidentada, parte DV en media ladera y cruces de quebradas
jóvenes, alternancia de rocas mayormente sedimentarias
competentes/incompetentes, suelos residuales
Km. 453 – Km. 495 Accidentada, gran parte del recorrido en ladera del Pongo de
Rentema en cordillera subandina (cañón del Río Marañón),
rocas ígneas y metamórficas meteorizadas alternancia de
rocas competentes/incompetentes, laderas de
suelos
residuales y/o coluviales. Parte DV adyacente carretera El
Reposo - Saramiriza
Km. 546 – Km. 615 Accidentada, estribación oriental de los andes occidentales,
gran parte colindante o cruza río Chamaya y Huancabamba,
laderas de suelos coluviales, alternancia rocas
incompetentes/competentes, Parte DV adyacente a carretera
FBT
Referencias
Presencia activa y potencial de
fenómenos de reptación de suelos, flujos
de detritos y erosión superficial
significativa
Presencia activa y potencial de
fenómenos de movimientos de masas,
flujo de detritos, erosión superficial
significativa y gran actividad antrópica
Presencia de fenómenos de movimiento
de masas y flujos canalizados de detritos.
Erosión superficial. cruce del DV con ríos
y quebradas de avenidas muy variables,
modificaciones constantes del entorno
del DV por intervención antrópica
Considerando el tipo y características del producto que se transportará por este ducto, el
objetivo de este requerimiento es identificar señales e indicadores “sutiles”, que permitan
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
con un grado de precisión confiable delimitar la geometría y categorizar áreas puntuales
de riesgo geológico y/o hidrodinámico potencial o activo y precisar y determinar en el
diseño e ingeniería a nivel de detalle las especificaciones adecuadas de los materiales
(espesor de tubería, tipo de electrodos para las pegas, pruebas especiales de tenacidad,
sistemas de monitoreo, instalación de indicadores de deformaciones en el ducto, obras de
protección o reforzamiento del área etc.), capaces de resistir y/o mitigar estas cargas
externas ante la probabilidad de ocurrencia de este tipo de eventos.
F. Hurtado. S / 25.10.2008 (rev, 3)
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el Oleoducto Nor Peruano”
CUADRO 1 - Caracterización de Sectores Criticos Evaluaciones y Acciones de Estabilización Ejecutadas en el ONP
Item
Progresiva
Fecha de
Evento(s)
1
Km. 318.7
Jun-99
Reptación en suelos residuales (Creep) / fisura Evaluación Geodinámica e instalación de Descarga de talud, drenaje superficial y tramo de Sector Estable
de tubería
sistema de monitoreo topográfico
tubería sin cobertura (descubierto)
Mantenimiento preventivo de DV a media ladera
lo ejecutado
2
Km. 319.9
Abr-96
Reptación de suelos residuales (Creep) / Evaluación Geodinámica e instalación de Descarga de talud, drenaje superficial y tramo de Sector Estable
Fisura en tubería
sistema de monitoreo topográfico
tubería sin cobertura (descubierto)
Mantenimiento preventivo de DV a media ladera
lo ejecutado
3
Km. 320.0
Dic-94
Reptación de suelos residuales (Creep) / Evaluación Geodinámica e instalación de Descarga de talud, drenaje superficial y tramo de Sector Estable
Fisura en tubería
sistema de monitoreo topográfico
tubería sin cobertura (descubierto)
Mantenimiento preventivo de DV a media ladera
lo ejecutado
4
Km. 322.0
Nov 1996/ May
1998
Reptación de suelos residuales (Creep) / Evaluación Geodinámica e instalación de Reemplazo de 14 m de tubería, Descarga de talud Sector Estable
Fisura y tramo tubería tensionada
sistema de monitoreo topográfico
y drenaje superficial
Mantenimiento preventivo de DV a media ladera
lo ejecutado
5
Km. 323.1
6
Km. 323.8
Marz 1981 / Feb Inestabilidad
geotécnica
de
estratos Investigación Geotécnica e Ingeniería de Reubicación de tramo afectado mediante Puente Sector Estable
1983 / Dic 1983 incompetentes
con
buzamiento
hacía Detalle de Obra
Colgante de 116 m de longitud
pendiente de ladera
Mar-08
Reptación de suelos residuales (Creep) / Evaluación Geodinámica
Perfilaje del terreno y drenaje superficial
Sector en observación
Fisura en tubería
7
Km. 326.3
8
Km. 399.6
Feb-97
Deslizamiento desestalbilizó soporte de cruce Estudio Geotécnico e Ingeniería a nivel de Construcción de puente colgante de 58 m. de Sector Estable
aéreo
detalle
longitud
Mantenimiento periódico de la DV en cruce de quebrada
estructura
de pendientes fuertes.
9
Km. 400
Mar-97
Deslizamiento de suelos que dejó colgada la Estudio Geotécnico e Ingeniería a nivel de Construcción de puente colgante de 216 m. de Sector Estable
tubería en una longirud de 110 m.
detalle
longitud
Mantenimiento periódico de la DV en ladera de suelos
estructura
residuales / coluviales
10
Km. 402
11
Km. 408
En 1983
12
Km. 441.5
13
Problema Identificado / Falla Ocasionada
Evaluaciones Realizadas
Jul 1994 / set 1994 Reptación de suelos residuales (Creep) / Evaluación Geodinámica
/ Abril 2006
Tramos de tubería deformada
Marz 1984 / Jun Carcavas por aguas de escorrentia descubren Evaluación Geodinámica
2006
tubería
Obras/Acciones Ejecutadas
Situación Actual
Perfilaje deterreno, drenaje superficial y tramo de Sector Estable
tubería sin cobertura (descubierta)
Restitución
de
sectores
erosionados
construcción de contracorrientes
y Sector Estable
Acciones Complementarias
Características
Topográficas
Mantenimiento períodico de la DV original en pie de
estructura
ladera rocosa
Instalación de Sistema de DV en pendiente
Monitoreo Topográfico
Instalación de Sistema de DV en pendiente
Monitoreo Topográfico
Inspeccion y mantenimiento DV con fuerte pendiente
de obras
longitudinal.
Inestabilidad
geotécnica
de
estratos Investigación geotécnica e Ingeniería de Perfilaje de ladera, conformación de banquetas, Sector Estable
incompetentes
con
buzamiento
hacía Detalle de obras
drenaje superficial y batería de subdrenes
pendiente de ladera
Monitoreo inclinometrico no DV en pie de ldera rocosa
registró desplazamientos
Jun-97
Reptación de suelos residuales (Creep) / Evaluación Geodinámica
Fisura de tubería
Perfilaje de terreno
Sector Estable
Inspecciones Períodicas
DV a media ladera
Km. 464
Ago-95
Erosión ribereña de terraza fluvial desestabilizó Evaluación Geodinámica
DV/ 85 m. de tubería colgada
Conformación de nuevo DV en una longitud de Sector Estable
600 m.
Inspecciones Períodicas
DV en terrenos estables
14
Km. 472
May-06
Erosión por escorrentia superficial, descubrio Evaluación Geodinámica
tubería que fue impactada por caida de bloque
rocoso / rotura tubo
Restitución de cobertura y retiro de bloque
Sector Estable
Inspecciones Períodicas
DV en berma de carretera
El Reposo- Duran
15
Km. 477.2
En-1983
Deslizamiento de suelos coluviales / Rotura de Evaluación Geodinámica
tubería
Descarga
de
talud,
conformación
contracorrientes y restitución de vegetación
de Sector Estable
Inspecciones Períodicas
DV
en
longitudinal
16
Km. 483
17
Km. 484
May-88/ May -89 / Deslizamiento parcial de depositos coluviales Investigaciones geotécnicas e ingeniería Construcción de túnel de sección 2.5 x 3.0 m y Sector Estable
May -99
(2) y masivo el evento final/ Rotura de tubería de detalle de obra
800 m. de longitud bajo la superficie del
deslizamiento
Jul-84
Deslizamiento de suelos coluviales / Rotura de Investigaciones geotécnicas e instalación Campaña de registros inclinometricos no detectó Sector
Estable
tubería
de sistemas de monitoreo topográfico e movimiento de la masa, se mantiene el sistema de observación
inclinometrico
monitoreo topográfico
pendiente
Inspecciones períodicas y DV original en pie de
mantenimiento
del masa coluvial - carretera
revestimiento u drenes
El Reposo - Durán
en Monitoreo
períodico
topográfico DV a media ladera,
longitud
de
tramo
inestable aprox. 500 m.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el Oleoducto Nor Peruano”
CUADRO 1 - Caracterización de Sectores Criticos Evaluaciones y Acciones de Estabilización Ejecutadas en el ONP (continuación)
ItemSector/Progresiva
Fecha de
Evento(s)
Problema Identificado / Falla Ocasionada
Evaluaciones Realizadas
Obras/Acciones Ejecutadas
Situación Actual
Mar-89 / Ago -96 Erosión de ribera izquierda y socavación de Estudio de Hidráulico Fluvial del ONP Construcción de enrocados ribereños en ambas Sector
Estable
/Jul - 07
cauce en cruce ONP / río Utcubamba
(EHF), identificó proceso y planteo obras márgenes y deflectores de corriente
observación.
de protección..
Características
Acciones Complementarias Topográficas
18
Km. 506
19
Km. 526
Ago-89
Erosión en ribera derecha de Cruce ONP / río EHF identificó proceso y planteó moni- Topobatimetrías efectuadas han
Marañón.
toreos topobatimetricos períodicos..
magnitud moderada de la erosión .
20
Km. 548
Abr-83
Deslizamiento de suelos coluviales activado Investigaciones geotécnicas e ingeniería Descarga de talud, conformación y perfilaje de Sector Estable
por sismo / Rotura de tubería
de detalle de obra
terreno y control inclinometrico
Inspecciones Períodicas
DV
colindante
con
carretera Olmos - Corral
Quemado
21
Km. 576.2
Jul-94
Reptación de suelos coluviales/ fisura de Evaluación Geodinámica
tubería
Descarga de talud y conformación en la ladera de Sector Estable
banquetas escalonadas
Inspecciones Periódicas
DV a media ladera y
colindante
con
río
Chamaya.
22
Km. 577.6
Jul-03
Reptación de suelos coluviales/ fisura de Evaluación Geodinámica
tubería
Descarga de talud y perfilaje del área
Sector Estable
Inspecciones Periódicas
DV a media ladera y
colindante
con
río
Chamaya.
23
Km. 581.4
May-00
Aluvión a través de una quebrada dejando Evaluación Geodinámica
expuesta la tubería / abolladuras en varios
puntos.
Limpieza de cauce y el entorno, encamesitado de Sector Estable
tubería afectada
Inspecciones Periódicas
DV atraviesa quebrada y
colinda con río Chamaya.
24
Km. 588
May-98
Erosión ribereña que dejó expuesto un tramo Evaluación hidrográfica - hidráulica
de tubería - río Chamaya
Restitución de zona erosionada con material de Sector Estable
préstamo y reforzamiento de ribera
Inspecciones Periódicas
DV en terraza aluvial
25
Km.595
Jun-95
Probable socavación de fondo en cruce ONP EHF identificó proceso y planteo Topobatimetrías realizadas
/río Chamaya
topobatimetrias períodicas de control.
condiciones de riesgo bajo.
Continuar Monitoreos
Ancho de cauce prin-cipal
de 70 m.
26
Km. 601.8
Jun-95
ONP se emplaza en confluencia de ríos EHF recomendó monitorear área para Topobatimetrías indican cobertura de tubería no Sector Estable, se amplió Inspecciones Periódicas
Chotano-Huancabamba
determinar cobertura de tubería
ha sufrido variaciones significativas.
longitud de dique ribereño
27
Km. 604 y
Km. 612
Feb-08
Erosión ribereña por avenida extraordina-ria de Evaluación hidrográfica - hidráulica
Río Huancabamba dejó expuestos tramos de
tubería
Restitución de riberas erosionadas y construcción Sector Estable
de estructuras de reforzamiento y regulación de
cauce.
Inspecciones
y
miento periódicos
28
Km. 688.2
May-03
Reptación de suelos coluviales / Deformación Evaluación Geodinámica
geométrica de tubería
Perfilaje del área, Instalación de monitoreo Sector Estable
topográfico y cambio de tubería afectada.
Inspecciones
periódico.
29
Km. 692.8
Feb-00
Avenida extraordinaria por quebrada que cruza Evaluación Geodinámica
ONP, dejó expuesta tubería/fisuras por
material de arrastre.
Restitución de cobertura, enrocados en riberas y Sector Estable
cambio tubería afectada
Inspecciones Períodicas
Dv cruza quebrada de
carácter estacional.
30
Km. 193 ORN
Ago-05
Migración lateral de quebrada que cruza ORN Evaluación hidrográfica - hidráulica
dejó expuesto un tramo de tubería
Profundización de enterramiento de tubería en Sector Estable
cauce, blindaje de cauce de inundación con
bloques de concreto
Inspecciones Periódicas
DV cruza quebrada en
región amazónica llana
31
Km. 220 ONP
En-84
Erosión por escorrentía en píe de ladera Evaluación Geomorfológica - Geodinámica Restitución y reforzamiento de sector erosionado y Sector Estable
disturbo y estrecho DV
regulación del drenaje superficials
Inspecciones Periódicas
DV a media ladera de
lomada
32
Km. 224.
Oct-00
Deformaciones geometricas en la tubería en Identificado y registrado con calibrador Descubrir sector afectado para determinar causas Sector en investigación
cruce de río/ probable falla en proceso geométrico
de problema
constructivo
Magnitud de deformación no Dv cruza río Cangaza,
restringe pase de ILI
topografía llana..
han
determinado Sector en observación
determinado Sector en observación
en Monitoreo topobatimétrico del Cruce
ONP
/
río
área
del
cruce
y Utcubamba - ancho de
reforzamiento de obras
cauce 80 - 90 m.
Continuar
topobatimétricos
y
Monitoreo Cauce de
amplio
y
divagante
inundación
principal
Relieve
plano
confluencia de ríos.
y
manteni- DV se emplaza en
terrazas aluviales del río
Huancabamba.
monitoreo DV a media ladera
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CUADRO 2 - Sectores del Derecho de Vía del ONP con Restricciones para Ubicación de Nuevo Ducto
Item
1
Progresivas ONP
Descripción Situacional
Km. 450 - Km. Ejecución de la rehabilitación y mejoramiento (características geométrica, calzada
502 - (Km. 306) con bicapa asfáltica, obras de arte, etc.) en el tramo de la carretera afirmada El
Reposo - Durán de 86 Kms de longitud. Desde el Km. 21.8 (Km. 504 ONP), y en
una longitud aproximada de 33 kms la tubería de 36" se emplaza bajo la berma,
calzada o cruza este tramo en construcción, por medidas de protección y
mantenimiento del ducto se están instalando lozas de concreto sobre la tubería y
en algunos sectores ha sido necesario modificar el eje de la carretera de acuerdo
a lo establecido en la norma API 1102
Restricciön (es)
Características Topográficas - Geológicas
Probables alternativas
Longitud
Referencial
En estos 33 kms de interferencia existen sectores de Parte del DV del ONP fue emplazado aprove- En los sectores con restricción espacial habilitar una Actual:33 000 m.
características topográficas y espaciales que restringen y limitan chando la plataforma de esta carretera la que se franja (corte) a un nivel superior de la rasante actual Etapa futura: 41000
la instalación de un nuevo ducto en el actual DV.(1) desarrolla mayormente a media ladera de de
la
carretera. m.
Considerando que esta carretera y el ONP continúan en pendientes transversales medias a fuertes y Rotura y reposición de la calzada de la carretera y
similares condiciones de interferencia hasta la Estación 5 (Km. conformadas por depósitos de suelos residuales, obras de arte para instalar el nuevo ducto en el actual
306) es necesario proyectar este aspecto previendo que en el coluviales y/o en alternancia con afloramientos DV del ONP, implica entre otras interrupción del
futuro se ejecute el mejoramiento y rehabilitación del tramo rocosos de dureza moderada a meteorizados y tránsito vehicular y probable incremento de costos y
faltante (Km. 86 - Est 5- Saramiriza) de esta carretera.
fracturados, cruzando o en paralelo a quebradas y tiempos de construcción
cursos de agua de variada profundidad y ancho.
2
Km. 478
Canal de aducción de Central Hidroeléctrica El Muyo cruza el DV del ONP
mediante un sifón
El nuevo ducto deberá cruzar bajo este canal de concreto y sector de topografía llana.
piedra emboquillada
3
Km. 480
El ONP se ubica en una calle del Poblado El Muyo no existente cuando se
construyo, es probable que algunas casas habitación se encuentren encima del
actual ducto.
Limitaciones constructivas y de seguridad por las características Topografía de pendiente transversal y longitudinal Reubicar este tramo fuera del área de ampliación
del producto que transportará el nuevo ducto.
moderada, suelos coluviales gruesos alternados urbana del poblado
con depósitos limo arenosos.
4
Km. 483
En este sector el ONP se ubica en un túnel de 800 m. de longitud y sección de 2.5 Condiciones y requerimientos especiales para los trabajos de Túnel en rocas sedimentarias de tipo III a V, Implementar
estructuras
y
accesorios
de 850 m incluye
x 3.0 m
instalación del nuevo ducto dentro del túnel
revestido y reforzado con cerchas metálicas, pernos sostenimiento para ubicar el nuevo ducto separado de transiciones
de anclajes y shotcrete de diferente espesor y la tubería de 36" dentro del túnel
drenes
5
Km. 484
El ONP ubicado en una calle del Poblado La Libertad no existente cuando se
construyó, es probable que algunas casas habitación se encuentren encima del
actual ducto.
6
7
Km. 606 - Km.- ONP se emplaza en la avenida principal del distrito de Pucara contiguo y en
609
algunos casos debajo de casas habitación
Km. 636 - Km.
641.5 (Km. 649)
Interferencia del ONP con el área de la presa Limón y el embalse del río
Huancabamba componente del Proyecto Hidroenergetico Olmos, actualmente en
la construcción de su I etapa, que inundará el ONP hasta el Km. 641.5 y en la II
etapa aún en proyecto se extenderá hasta el Km. 648, para la construcción de
esta I etapa se han reubicado 6 Kms del ONP, emplazándose 1.7 Kms en la
berma interior de la carretera Olmos Corral Quemado (O-CQ) y el resto en
terrenos que quedarán sumergidos por el embalse.
Cruzar el nuevo ducto conformando un sifón o
mediante una perforación dirigida - Restricción no
significativa y superable..
25 a 100 m
2000 m.
Limitaciones constructivas y de seguridad por las características Topografía de pendiente transversal moderada a Reubicar este tramo fuera del área de ampliación 1,500 a 2000 m
del producto que transportará el nuevo ducto.
alta, suelos coluviales gruesos alternados con urbana del poblado
depósitos limo arenosos y eventuales afloramientos
de rocas sedimentarias de dureza media.
Imposibilidad de ubicación del nuevo ducto paralelo al ONP y Topografía accidentada - zona de cerros altos con Reubicación de DV fuera del área de expansión 3000 m.
limitaciones de seguridad por las características del producto laderas escarpadas, conformados por rocas de urbana.
que transportará el nuevo ducto.
dureza media a alta y depósitos coluviales de
materiales gruesos
Las características topograficas y geometría de la carretera del El área que abarca las II etapas (Km. 87 al Km. 73 Instalación del nuevo ducto bajo la plataforma de la I etapa:6000 m.
tramo de la I etapa limitan la instalación del nuevo ducto de de la carretera O-CQ) se extiende a media ladera carretera que implica la rotura y restitución de la II etapa:7000 m.
forma paralela al actual en la plataforma de la carretera, en una topografía accidentada consistente en carpeta asfáltica, obras de arte, restricción de la
igualmente la inviabilidad de extenderlo en el área del embalse, macizos rocosos (cerros) de cientos de metros de transitabilidad e instalando cruces aéreos en algunos
considerando que máximo el año 2011 la presa estará altura con referencia a la razante de la carretera y quebradas transversales se podría lograr un
concluida..
conformados por rocas volcánicas y metamórficas alineamiento
rectilineo
del
nuevo
DV
de dureza media a alta, fracturadas e interceptando Conformar un nuevo DV (corte) a un nivel superior de
varias quebradas de regimen estacional afluentes la rasante de la carretera o Construcción de
del río Huancabamba
estructuras tipo túnel, corte cerrado de acuerdo a las
características topográficas puntuales del tramo Km.
87-Km. -Km. 82 - (Km. 73) O-CQ
(1) Debe existir una distancia mínima de 3 m de separación entre dos ductos paralelos
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ANEXO N° 03: METODOLOGIA DE EVALUACION DE LAS PROPUESTAS
La Evaluación de las propuestas se realizará en dos etapas: La Primera Etapa es la Evaluación
Técnica, cuya finalidad es calificar la calidad de la propuesta conforme a los factores, criterios
y puntajes establecidos en este Anexo; y la Segunda Etapa es la Evaluación Económica, cuyo
objeto es calificar el monto de la propuesta.
1.
EVALUACIÓN DE LA PROPUESTA TÉCNICA (PTi):
La Evaluación Técnica se realizará a su vez en dos partes:
La Primera parte se evaluará el cumplimiento de los Requerimientos Técnicos Mínimos
del Servicio.
La Segunda parte calificará las propuestas de acuerdo a los Factores de Evaluación
establecidos en este Anexo, con asignación de puntajes.
1.1. REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA SER ADMITIDA LA PROPUESTA:
Se evaluará el cumplimiento total de los Requerimientos Técnicos Mínimos
del Servicio de Consultoría de acuerdo con los documentos solicitados en el
Numeral 8 Requerimientos Técnicos Mínimos de los Términos de Referencia
para ser ADMITIDA a la Etapa de Calificación de la Propuesta Técnica.
Las propuestas que no cumplan con estos Requerimientos Técnicos Mínimos
establecidos en los Términos de Referencia o lo hagan parcialmente serán
NO ADMITIDAS, según se indica:
REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÍNIMOS DE LA PROPUESTA
Propuesta CUMPLE los Requerimientos Técnicos Mínimos
Propuesta NO CUMPLE con todos los Requerimientos Técnicos Mínimos
OBSERVACIÓN
ADMITIDA
NO ADMITIDA
1.2. CALIFICACIÓN DE LA PROPUESTA TÉCNICA:
La Propuesta Técnica se calificará sobre un máximo de cien (100.000) puntos
y el puntaje mínimo para acceder a la Evaluación Económica es de ochenta
(80.000) puntos en la Evaluación Técnica.
Las propuestas técnicas que no alcancen el puntaje mínimo serán
DESCALIFICADAS, quedando así fuera del Proceso de Selección.
Se calificará de acuerdo a los siguientes factores:
1.2.1. EXPERIENCIA DEL POSTOR (PEPi)
(Puntaje máximo 50.000 puntos)
El puntaje se asignará de acuerdo al número de trabajos realizados
en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de
ductos para transporte de hidrocarburos de más de 20” de diámetro
y más de 200 Km de longitud, dichos trabajos deben haber sido
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realizados en un periodo de diez (10) años a la fecha de presentación
de la Propuesta, se presentará conforme el Formato N° 4-A (para
trabajos varios) y Formato N° 4-B (para trabajos realizados en selva
tropical, montaña y cordillera), el número de trabajos considerados
para la asignación de puntajes en la Experiencia del Postor será la
suma de los indicados en ambos formatos.
En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y
sustentados por cada integrante que ejecutará el servicio.
Se asignará el puntaje como sigue:
EXPERIENCIA DEL POSTOR
NUMERO DE TRABAJOS REALIZADOS
Postor que ACREDITE un número de trabajos DE DIECISEIS A MAS, se
le asignará:
Postor que ACREDITE un número de trabajos DE CATORCE A QUINCE,
se le asignará:
Postor que ACREDITE un número de trabajos DE ONCE A TRECE se le
asignará:
PUNTAJE
Postor que ACREDITE un número de trabajos DE DIEZ
ADMITIDA
50.000
45.000
40.000
1.2.2. EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO DE TRABAJO (PELETi)
(Puntaje máximo 20.000 puntos)
 El puntaje se asignará de acuerdo al número de trabajos
realizados como líder del equipo de trabajo en la elaboración de
Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle en ductos para
transporte de hidrocarburos de más de 20” de diámetro y más de
200 Km de longitud ejecutados por el profesional propuesto,
dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo
máximo de diez (10) años a la fecha de presentación de la
Propuesta, se presentará conforme con el Formato N° 5.
 La Propuesta deberá ser sustentado con Currículum Vitae
resumido.
Se asignará el puntaje como sigue:
EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO
NUMERO DE TRABAJOS
Postor que ACREDITE un número de trabajos MAYOR A TRES, se
le asignará:
Postor que ACREDITE un número de trabajos IGUAL TRES se le
asignará:
PUNTAJE
Postor que ACREDITE un número de trabajos IGUAL DOS
ADMITIDA
20.000
16.000
1.2.3. PLAZO DE ENTREGA (PPEi)
(30.000 puntos)
El puntaje se asignará en función al plazo de entrega propuesto
expresado en meses, según el Formato N° 6.
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PLAZO DE ENTREGA
PUNTAJE
Postor que PROPONGA un plazo de entrega de SIETE MESES O
MENOS, se le asignará:
30.000
Postor que PROPONGA un plazo de entrega MAS DE SIETE Y
MENOS DE OCHO MESES, se le asignará:
27.000
Postor que PROPONGA un plazo de entrega MAS DE OCHO Y
MENOS DE NUEVE, se le asignará:
24.000
Postor que PROPONGA un plazo de entrega IGUAL A NUEVE
MESES
ADMITIDA
Complementando al Formato N° 6 el postor debe presentar un
Cronograma Propuesto para el desarrollo del servicio, presentado en
MS Project o equivalente (diagrama tipo PERT-GANTT) el cual debe
indicar necesariamente ruta crítica e hitos, con el detalle de las
principales actividades del alcance de la consultoría.
1.2.4. RESUMEN PUNTAJE TÉCNICO TOTAL
CRITERIOS DE EVALUACION TÉCNICA
PUNTAJES MAXIMOS
1.2.1. PUNTAJE EXPERIENCIA DEL POSTOR (PEPi)
50.000
1.2.2. EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO DE TRABAJO (PELETi)
20.000
1.2.3. PLAZO DE ENTREGA (PPEi)
30.000
TOTAL PUNTAJE TÉCNICO MÁXIMO
2.
100.000
EVALUACIÓN ECONÓMICA (PEi)
La Evaluación de la Propuesta Económica se calificará sobre un máximo de cien (100)
puntos.
Sólo se realizará la Evaluación Económica de las propuestas calificadas en la Evaluación
Técnica. Asimismo, se tendrán como NO PRESENTADAS las propuestas cuyo monto
supere en más de 10% el Monto Estimado Referencial.
La Evaluación Económica se efectuará teniendo en cuenta lo siguiente:
Se asignará un puntaje máximo de 100.000 puntos a la Propuesta con el Menor monto.
Al resto de propuestas se asignará el puntaje de acuerdo a la siguiente fórmula:
(Propuesta Económica de Menor Monto) x 100
PEi =
Propuesta Económica del postor (i)
3.
EVALUACIÓN TOTAL TECNICO – ECONOMICA DE LAS PROPUESTAS (PTEi):
La Evaluación Total Técnica - Económica se obtendrá de acuerdo a la ponderación
indicada en la siguiente expresión:
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
PTEi = 0.50 x PTi + 0.50 x PEi
Donde:
PTEi:
Puntaje Total Técnico-Económico del postor i
PTi
Puntaje Evaluación Técnica del postor i
PEi
Puntaje Evaluación Económica del postor i
i:
Postor
El valor PTEi final de cada oferta válida y los valores intermedios serán calculados hasta
el tercer decimal.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
ANEXO N° 04: CONTENIDO DE LAS PROPUESTAS
1. CONTENIDO DEL SOBRE Nº 1: PROPUESTA TÉCNICA
El POSTOR, presentará el Sobre N° 1 conteniendo los siguientes documentos:
1.1. Declaración Jurada firmada, según Formato N° 1 con firma(s) en original.
1.2. En caso de Consorcios, adjuntar Promesa formal de Consorcio según
Formato N° 2 firmado en original por los representantes de las empresas que
se comprometen a formar el Consorcio.
1.3. Lista de entregables detallados en el Formato N° 3.
1.4. Cronograma de pagos de acuerdo al avance.
1.5. Enfoque y concepción del proyecto.
1.6. Listado con las características completas del (los) software(s) que se utilizará.
1.7. Organigrama óptimo para el proyecto.
1.8. Lista detallada del personal que formará parte del proyecto especificando el
puesto que desempeñará en el proyecto.
1.9. Información requerida para evaluar los factores considerados en el Anexo 1
de los Términos de Referencia. En el caso de Consorcios se tomará en cuenta
para la evaluación, de acuerdo a la “Promesa Formal de Consorcio”, la
experiencia especializada de las empresas integrantes del Consorcio que se
propongan para ejecutar las obligaciones establecidas en el objeto de la
convocatoria.
1.9.1. Respecto a la Experiencia del Postor:
a) Acreditar la experiencia del Postor debe presentar el Formato 4-A
para trabajos varios.
b) Acreditar la experiencia del Postor debe presentar el Formato 4-B
para trabajos realizados en selva tropical, montaña y cordillera.
El número de trabajos considerados para la asignación de puntajes en
la Experiencia del Postor será la suma de los indicados en ambos
formatos.
1.9.2. Respecto a la Experiencia del Líder del Equipo, según Formato N° 5:
a) Acreditar la experiencia del Líder del Equipo del Servicio de
Consultoría, propuesto por el postor, adjuntar Currículum Vitae
resumido.
1.9.3. Respecto al Plazo de entrega:
a) Acreditar la Carta compromiso de Plazo de Entrega, según Formato
N° 6.
b) Cronograma propuestos para el desarrollo del servicio, presentado
en MS Project o equivalente (diagrama tipo PERT-GANTT) el cual
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
debe indicar necesariamente ruta crítica e hitos, con el detalle de
las principales actividades del alcance de la consultoría.
2. CONTENIDO DEL SOBRE Nº 2: PROPUESTA ECONÓMICA
EL POSTOR, presentará el Sobre N° 2 conteniendo los siguientes documentos:
2.1. Carta Propuesta Económica, según Formato N° 7, debidamente sellado y
firmado por el representante legal de la empresa.
2.2. Estructura de Costo de Entregables, según Formato N° 8, considerando la lista
de entregables solicitados en el Formato N° 3.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
ANEXO N° 05: DISPOSICIONES GENERALES
1. Recepción de las Propuestas
Opción Nº 1:
Lugar
: Oficina de Trámite Documentario de PETROPERÚ S.A.
Dirección
: Calle Huánuco 218-228 Piura.
Fecha y hora : Según Cronograma, en el horario: de 7:30 horas a 15:30 horas.
Referencia
: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008OLE/PETROPERÚ
Atención
: Comité Ad-Hoc
Opción Nº 2:
Lugar
: Centro de Capacitación - CENCA de PETROPERÚ S.A.
Dirección
: Calle Huánuco 218-228 Piura.
Fecha y hora : Según Cronograma (página 02 de las presentes bases).
Referencia
: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008OLE/PETROPERÚ
Atención
: Comité Ad-Hoc
El personero de la empresa deberá presentar la Carta de Presentación del Personero
del Postor, durante la presentación de los sobres al Comité Ad-Hoc, según Formato
N° 9.
En caso de postergarse la recepción de propuestas y/o apertura de las mismas, el
Comité Ad – Hoc comunicará a los postores con la debida anticipación, la nueva
fecha, hora y lugar por los mismos medios que se efectuó la convocatoria.
2. Detalle de las Propuestas
Forma de presentación:
En dos (2) sobres cerrados, de los cuales el primero contendrá la Propuesta Técnica
(Sobre N°1) y el Segundo la Propuesta Económica (Sobre N°2), presentadas en el acto
de recepción o recibidas en la Oficina de Trámite Documentario de Operaciones
Oleoducto - Petroperú S.A., hasta el día y hora fijada en la convocatoria, en el
calendario del proceso o el calendario actualizado publicado en la página web de
Petroperú S.A.
Las propuestas serán presentadas, con la siguiente rotulación:
SOBRE
N° 01
PETRÓLEOS DEL PERÚ – PETROPERÚ S.A.
OPERACIONES OLEODUCTO
COMITÉ AD-HOC
PROCESO DE SELECCIÓN POR COMPETENCIA INTERNACIONAL
Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
PRIMERA CONVOCATORIA
“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE
TRANSPORTE DEFINITIVO CON LA INCORPORACIÓN DE CRUDO
PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON”
PROPUESTA
TÉCNICA
<Nombre del Postor>
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
SOBRE
N° 02
PETRÓLEOS DEL PERÚ – PETROPERÚ S.A.
OPERACIONES OLEODUCTO
COMITÉ AD-HOC
PROCESO DE SELECCIÓN POR COMPETENCIA INTERNACIONAL
Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
PRIMERA CONVOCATORIA
“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE
TRANSPORTE DEFINITIVO CON LA INCORPORACIÓN DE CRUDO
PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON”
PROPUESTA
ECONÓMICA
<Nombre del Postor>
3. Consulta a las Bases
3.1. Por correo electrónico, fax o carta:
Petróleos del Perú – PETROPERÚ S.A.
Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008OLE/PETROPERÚ
Atención: Comité Ad-Hoc
Correo electrónico: [email protected]
Fax: (51-73) 284100 Anexo 40422
Dirección Postal: Calle Huánuco 218 – 228 Piura – Perú
3.2. Fecha límite: Según Calendario del Proceso, página 02.
4. Respuestas a las Consultas
4.1. Será a los correos electrónicos de los postores que hayan adquirido las Bases
mediante un pliego absolutorio, dentro del plazo de dos (02) días hábiles
contados desde el vencimiento del plazo para la recepción de las consultas.
Asimismo, el postor podrá recabar la absolución de consultas a través de la
página web de PETROPERÚ S.A.
4.2. Las consultas a las Bases y sus respuestas, se considerarán como parte
integrante de las presentes Bases y del Contrato. Una vez notificado el postor,
queda desde entonces obligado a aceptar como válidas las aclaraciones o
precisiones que se den en el pliego absolutorio.
5. Garantías y Documentos para la Firma del Contrato
5.1. Los postores, a quienes se le otorgue la Buena-Pro, deberán entregar dentro del
plazo que se le indique, para la suscripción del Contrato, los siguientes
documentos:
5.1.1. Garantía de Fiel Cumplimiento, Carta Fianza de Fiel Cumplimiento de
Contrato, según modelo señalado en el Formato N° 10, del presente
documento, la que deberá ser emitida por una suma equivalente al 10%
del monto total del Contrato.
5.1.2. Poder en Vigencia, expedido por el Registro de Mandatos y Poderes de
los Registros Públicos en el país de origen del postor o registro
equivalente correspondiente a la(s) persona(s) que va(n) a suscribir el
Contrato, debiendo indicar su facultad para suscribir contratos. Este
poder deberá estar legalizado o fedateado por el Consulado Peruano en
el país de origen y legalizado o refrendado por el Ministerio de
Relaciones Exteriores del Perú con sede en Lima. El Postor ganador se
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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compromete a inscribir su poder en los Registros Públicos de Lima en un
plazo no mayor a 90 días calendario, con posterioridad a la firma del
contrato.
5.1.3. Documento de identidad vigente del Representante Legal.
5.2. En el caso que la Buena Pro fuese otorgada a un Consorcio, éste deberá
presentar adicionalmente, antes de la suscripción del Contrato, el documento en
el que conste la Constitución del Consorcio, Según Formato N° 2, la
responsabilidad solidaria y el grado o porcentaje de participación que las
empresas integrantes asumen ante PETROPERÚ S.A. Este documento deberá
estar legalizado notarialmente o fedateado por el Consulado Peruano en el país
de origen y legalizado o refrendado por el Ministerio de Relaciones Exteriores del
Perú con sede en Lima. Designando en dicho documento al representante o
apoderado común que los represente, con poderes suficientes para cumplir las
obligaciones que se deriven del Contrato.
5.3. La Carta Fianza de Garantía por Fiel Cumplimiento, según modelo mostrado en el
Formato N° 10.
5.4. En caso de ejecución de la garantía a que se refiere el numeral del Recurso de
Apelación de las presentes Bases, ver Formato N° 11, el monto ejecutado pasará
a fondos de PETROPERÚ S.A., si el Recurso de Apelación se declarara infundado.
6. Forma de Pago
PETROPERÚ S.A. efectuará el pago en US$ Dólares Americanos, según cronograma de
pagos propuesto por el postor ganador de la Buena Pro en su Propuesta, cada
valorización indicada en el cronograma deberá estar respaldada por el reporte de
avance semanal aprobado por PETROPERÚ S.A. que deberá presentar el consultor. El
pago no excederá los veinte (20) días naturales después haber presentado
correctamente la factura, la que deberá ser presentada de preferencia dentro de los
dos (02) días hábiles de haberse obtenido la conformidad del avance del servicio.
Toda propuesta económica estará afecta a una retención del Impuesto a la Renta del
Perú equivalente al 15% o 30% por los Servicios de Asistencia Técnica (Diseños
Básicos) dependiendo de la documentación a presentar, según el D.S. N° 179-2004-EF
y la Ley 28442.
El monto contractual ofertado deberá ser establecido en la Propuesta Económica por
cada Postor considerando y analizando cuidadosamente lo siguiente:
De acuerdo a la Legislación Peruana vigente del Impuesto a la Renta (D.S. N° 1792004-EF y Ley N° 28442), la asistencia técnica utilizada económicamente en el país
está gravada con un 15 % si se entrega al usuario (PETROPERÚ S.A.) una declaración
jurada donde se declare que el servicio de consultoría corresponden a servicios de
asistencia técnica (según Formato N° 12) y un informe de auditores de Prestigio
Internacional, o del 30% si el Contratista decide no presentar dichos documentos. Los
montos facturados por Asistencia Técnica están afectos, por tanto, a una retención
de impuesto del 15 % o 30 % del monto contractual que se facture según el
cronograma de pagos contractuales, y decisión de adjuntar las declaraciones e
Informe de Auditores referida.
PETROPERÚ S.A. entregará al Contratista el Certificado de Retenciones de no
domiciliados, luego de ser pagadas a la Superintendencia Nacional de Administración
Tributaria (SUNAT) del Perú.
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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Se tendrá en cuenta que el monto así ofertado, figurará tal cual como monto
contractual por el Diseño Básico, y sus cobros deberán facturarse, sin variaciones ni
notas de ninguna especie, y sobre dichas cantidades se aplicará definitivamente la
retención de ley, pagándose en efectivo al CONTRATISTA únicamente el 85% de la
cantidad contractual facturada. Si no presentara declaración jurada ni informe de
auditores, se le pagará únicamente el 70% de la cantidad contractual facturada.
Emitir factura a nombre de: PETRÓLEOS DEL PERÚ - PETROPERÚ S.A.
RUC
: 20100128218
DIRECCIÓN
: Av. Enrique Canaval Moreyra Nº 150 – San Isidro – Lima.
Hacer llegar a la Oficina de Trámite Documentario – Oficina Principal – PETROPERÚ,
ubicada en Av. Enrique Canaval Moreyra Nº 150 – San Isidro – Lima, los siguientes
documentos:




La factura correctamente emitida.
Valorización aprobada por PETROPERÚ.
Copia del Contrato.
De ser el caso; Declaración Jurada refrendada por el Consulado Peruano en el
país de origen y un Informe de Auditores de Prestigio Internacional (Se debe
presentar con cada factura).
Los pagos se efectuarán dentro de los veinte días (20) calendario previa verificación y
aprobación de PETROPERÚ S.A. de acuerdo al cronograma de pagos.
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 1
MODELO DE DECLARACIÓN JURADA DEL POSTOR
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS
DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
(Indicar denominación o Razón Social),……………., con domicilio legal en ………….. con
Registro/incorporación Nº ______ en la Ciudad/Estado de________, debidamente representada por
el Sr. ______________________________, identificado con ___________(documento de identidad,
carné de extranjería, pasaporte) Nº____________, declaramos bajo juramento que:
3. No nos encontramos incursos en ninguno de los impedimentos para contratar con PETROPERÚ
S.A. que se señalan en el numeral 6.2 de las Bases.
4. Conocemos, aceptamos y nos sometemos a las Bases Integradas, condiciones y procedimientos
del proceso por competencia internacional de la referencia.
5. Somos responsables de la veracidad de los documentos e información que presentamos para
efectos del proceso por competencia internacional.
6. Nuestras declaraciones sobre experiencia de la empresa, y del personal propuesto, tienen
carácter de declaración jurada.
7. Somos propietarios de la tecnología ofertada y/o tenemos el derecho de licenciar la tecnología
ofertada sin infringir patentes de terceros, según nuestro mejor conocimiento.
8. En caso de resultar favorecidos con la Buena Pro nos comprometemos a mantener nuestra oferta
durante el proceso por competencia internacional hasta suscribir el Contrato.
9. Nuestra propuesta técnica incluye la ejecución, sin excepciones de la totalidad de los servicios
solicitados en las Bases.
10. Nos comprometemos a suscribir el contrato, en caso de resultar ser ganador de la Buena-Pro.
Sin otro particular, quedamos de ustedes.
Atentamente,
Nombre y firma del Representante Legal del Postor
Firma: ……………………………………….
Nombre (sello opcional): ……………………………………..
Fecha: ................. de ........... de 2008.
NOTA.- En caso de consorcios la Declaración Jurada podrá ser presentada en forma individual o conjunta. En
este último caso podrá ser firmada por los integrantes del Consorcio en un solo formato o por el representante
común. Los datos se llenarán para cada integrante del consorcio.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 2
FORMATO DE PROMESA FORMAL DE CONSORCIO
(Sólo para el caso que un Consorcio se presente como Postor)
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
(Nombres y Apellidos del Representante legal de la empresa), identificado con Documento de Identidad
Nº.....................
domiciliado
en..........................,
Representante
Legal
de………………....................................................(nombre de la primera de las empresas consorciadas), (Nombres y
Apellidos del Representante Legal de la Empresa), identificado con Documento de Identidad Nº .....................
domiciliado en ................................., Representante Legal de………………..............................(nombre de la
segunda de las empresas consorciadas) y (Nombres y Apellidos del Representante Legal de la Empresa),
identificado con Documento de Identidad Nº ..................... domiciliado en ................................., Representante
Legal de………………..............................(nombre de la empresa N consorciada), declaran que para el Proceso por
Competencia Internacional arriba indicado, las empresas que representamos participarán en Consorcio,
comprometiéndose a su formalización en caso dicho Consorcio resulte ganador de la Buena Pro.
En consecuencia designamos como representante común al Sr. ……….....................…………, identificado con
Documento de Identidad Nº ………….., para la suscripción de nuestra Oferta Técnico Económica y de la
documentación que emitamos en nuestra calidad de Postor.
Las partes declaramos que cada una de las empresas consorciadas participará en el Consorcio con las siguientes
actividades y porcentajes:
Nombre Empresa 1 : (indicar porcentaje de participación y principal responsabilidad)
Nombre Empresa 2 : (indicar porcentaje de participación y principal responsabilidad)
Nombre Empresa N : (indicar porcentaje de participación y principal responsabilidad)
Las partes acuerdan señalar que para efectos del Contrato, el domicilio legal del Consorcio
es.....................................
Cuando en el consorcio participe de forma asociativa empresas nacionales, se deberá incluir en esta
Declaración Jurada el siguiente párrafo:
De acuerdo al numeral 11.4 del Reglamento de Adquisiciones y Contrataciones Internacionales de Petroperú,
declaramos que, la principal prestación de este servicio, la Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de
Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano, será desarrollado por
la(s) compañía(s) no domiciliada(s) en el país …………………………….., de acuerdo a lo establecido en dicho
Reglamento. La participación de la compañía nacional solo se limita a realizar las siguientes actividades
…………………..
Nombre, firma, y Documento del
Representante Legal Empresa 1
Sello opcional
Nombre, firma, y Documento del
Representante Legal Empresa 2
Sello opcional
Nombre, firma, y Documento del
Representante Legal Empresa N
Sello opcional
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
Notas: Documento de identidad del país de origen o Número de Pasaporte para el caso de no domiciliados.
Firmarán cada uno de los consorciados.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 3
LISTA DE ENTREGABLES
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA CUENCA
DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
(Indicar denominación o Razón Social),……………., con domicilio legal en ………….. con Registro/incorporación Nº
______ en la Ciudad/Estado de________, debidamente representada por el Sr. ______________________________,
identificado con ___________(documento de identidad, carné de extranjería, pasaporte) Nº____________,
declaramos bajo juramento que se compromete a entregar a conformidad de PETROPERÚ, la lista de entregables
solicitadas a continuación:
ENTREGABLES PRIMERA FASE:
ENTREGABLE
TÍTULO
Nº
1.1
Informe Técnico de las Visitas Técnicas al Oleoducto
Nor Peruano – Exposición presencial
1.2
Actualización del Plan de Trabajo de la Consultoría
1.3
Cronograma Actualizado del Servicio
1
TIPO DE
ENTREGABLE
Documento
PDF & Word
1
1
Documento
Documento
PDF & Word
MSProject
CANT.
FORMATO
ENTREGABLES SEGUNDA FASE:
ENTREGABLE REFERENCIA
Nº
EN BASES
5.3
2.1
5.3.1
2.2
5.3.2
5.7
2.4
5.7
2.5
5.7
ENTREGABLE REFERENCIA
Nº
EN BASES
2.6
5.2
2.7
5.3.5
5.7
6
2.8
5.7
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
TÍTULO
Diseño de Oleoductos
Selección del Diámetro Óptimo para Oleoductos
Nuevos (Crudo Diluido)6
Hidráulica de Oleoducto de Crudo Diluido
Ingeniería Básica de Instalación Loops del ORN
(primera entrega)
Memoria Descriptiva y diseño hidráulico y mecánico
de Loops
Hojas de Datos para Tuberías de Loops
TÍTULO
Análisis hidráulico de la máxima Capacidad de
Transporte del ONP
Evaluación y análisis del sistema de bombeo
Ingeniería Básica de Instalación Loops del ORN
(segunda entrega)
Evaluación y diseño de sistema de bombeo para
Instalación de Loops en el ORN (Andoas y Morona)
Hoja de datos de equipos de bombeo
Planos del Sistema de Bombeo
Memoria descriptiva de trazo de Loops
Planos de alineamiento
Diseño de Protección Catódica para Loops
CANT.
TIPO DE
ENTREGABLE
FORMATO
1
Documento
1
Documento
PDF, Word y
Excel
PDF & Word
1
Documento
PDF & Word
6
Datasheet
PDF & Word
CANT.
TIPO DE
ENTREGABLE
FORMATO
1
Documento
1
Documento
1
Documento
2
9
1
40
1
Datasheet
Plano
Documento
Plano
Documento
Este documento solo es necesario la selección del diámetro óptimo del oleoducto de crudo diluido, la selección del diámetro del
oleoducto de diluyente será incorporado con los entregables de la tercera fase
PDF & Word
PDF & Word
PDF, Word y
Excel
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 119 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
2.14
5.7
2.15
5.7
2.16
2.17
2.18
2.19
2.20
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
Planos Protección Catódica de Loops
Análisis y diseño de la capacidad de Almacenamiento
para Loops (Estación Andoas)
Planos de Tanques de Almacenamiento
Ingeniería Básica de Empalmes
Planos Generales de Instalación de Loops al ORN
Presupuesto Base para la Instalación de Loops
Términos de Referencia para el EPC de Loops
6
Plano
Autocad
1
Documento
PDF & Word
13
1
6
1
1
Plano
Documento
Plano
Documento
Documento
Autocad
PDF & Word
Autocad
PDF & Excel
PDF & Word
ENTREGABLES TERCERA FASE:
ENTREGABLE REFERENCIA
TÍTULO
Nº
EN BASES
3.1
5.1.1
Introducción
3.2
5.1.2
Lista de documentos de la Ingeniería Básica
3.3
5.1.2
Cronograma Real del Servicio de Consultoría
3.4
5.1.3
Criterios de diseño y Especificaciones Técnicas
5.3
Diseño de Oleoductos
3.5
5.3.1
Selección del Diámetro Óptimo para Oleoductos
Nuevos (documento completo incluyendo oleoducto
de diluyente)
3.6
5.3.3
Hidráulica de Oleoducto de Diluyente
3.7
5.3.4
Hoja de Datos de la Tubería
3.8
5.4
Análisis de la Capacidad de Almacenamiento en las
Estaciones del ONP
3.9
5.5
Evaluación y Selección de la Ruta de los Nuevos
Oleoductos
3.10
5.5
Planos de Alineamiento
3.11
5.6
Diseño de la Protección Catódica
3.12
5.6
Planos de Protección Catódica
3.13
5.8.5
Diseño del Sistema de Instrumentación y
Automátización del ONP
5.9
Diseño de Estaciones de Bombeo
5.9
Re-diseño de Estación Andoas
3.14
5.9.1
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
3.15
5.9.1
Planos del Sistema de Bombeo
3.16
5.9.2
Diseño de Tanques de Almacenamiento
3.17
5.9.2
Planos de Tanques de Almacenamiento
3.18
5.9.3
Diseño de Instalaciones para la Recepción y
Despacho de Crudo y Diluyente
3.19
5.9.3
Planos de Instalación para la Recepción y Despacho
de Crudo y Diluyente
3.20
5.9.6
Diseño de Sistema Contraincendio
3.21
5.9.6
Planos del Sistema Contraincendio
5.9
Re-diseño de Estación Morona
3.22
5.9.1
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
3.23
5.9.1
Planos del Sistema de Bombeo
3.24
5.9.4
Diseño del Sistema de Generación y Distribución
Eléctrica
3.25
5.9.6
Planos del Sistema Contraincendio
5.9
Re-diseño de Estación 5
3.26
5.9.1
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
3.27
5.9.1
Planos del Sistema de Bombeo
3.28
5.9.2
Diseño de Tanques de Almacenamiento
3.29
5.9.2
Planos de Tanques de Almacenamiento
3.30
5.9.3
Diseño de Instalaciones para la Recepción y Mezcla
de Crudo
3.31
5.9.3
Plano de Diseño de Instalaciones para la Recepción y
Mezcla de Crudo
3.32
5.9.6
Diseño de Sistema Contraincendio
3.33
5.9.6
Planos del Sistema Contraincendio
5.9
Re-diseño de Estación 7
3.34
5.9.1
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
1
1
1
20
TIPO DE
ENTREGABLE
Documento
Documento
Documento
Documento
1
Documento
PDF, Word y
Excel
1
10
1
Documento
Datasheet
Documento
PDF & Word
PDF & Word
PDF & Word
1
Documento
PDF & Word
800
1
6
1
Plano
Documento
Plano
Documento
Autocad
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
1
9
1
13
1
Documento
Plano
Documento
Plano
Documento
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
2
Planos
Autocad
1
2
Documento
Planos
PDF & Word
Autocad
1
9
1
Documento
Plano
Documento
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
2
Plano
Autocad
1
9
1
11
1
Documento
Plano
Documento
Plano
Documento
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
2
Plano
Autocad
1
2
Documento
Plano
PDF & Word
Autocad
1
Documento
PDF & Word
CANT.
FORMATO
PDF & Word
PDF & Word
MSProject
PDF & Word
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 120 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
3.35
3.36
3.37
3.48
3.49
3.50
5.9.1
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.2
5.9.2
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.2
5.9.2
5.10.1
3.51
5.10.2
3.52
3.53
3.54
5.9.6
5.9.6
5.11
5.11
3.55
3.56
5.11
3.57
3.58
5.11
3.59
3.60
5.11
3.61
3.62
5.11
3.63
3.64
3.65
3.66
3.67
3.68
3.69
5.11
5.11
5.12
5.13
5.14
5.15
5.16
3.38
3.39
3.40
3.41
3.42
3.43
3.44
3.45
3.46
3.47
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Diseño de Estación Olmos
Diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Tanques de Alivio
Planos Tanques de Alivio
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Diseño de Estación Bayóvar (Diluyente)
Diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Terminal Bayóvar
Diseño de Tanques de Almacenamiento
Planos de Tanques de Almacenamiento
Diseño de Instalaciones para la Recepción y
Despacho de Crudo y Diluyente
Planos de Instalaciones para la Recepción y
Despacho de Crudo y Diluyente
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Planta de Recuperación de Diluyente
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
procesos de la planta.
Planos de Procesos
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos Civiles
Planos Civiles
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos Mecánicos.
Planos Mecánicos
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos Eléctricos.
Planos Eléctricos
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Documentos de Instrumentación.
Planos de Instrumentación
Hojas de Datos de Equipos Principales
Análisis de riesgo
Lista de Materiales y Equipos
Presupuesto de la Segunda Etapa
Cronograma de Ejecución del Proyecto
Términos de Referencia del EPC para el PTCP
Nombre y firma del Representante Legal del Postor
Firma: ……………………………………….
Nombre (sello opcional): ……………………………………..
Fecha: ................. de ........... de 2008.
9
1
2
Plano
Documento
Plano
Autocad
PDF & Word
Autocad
1
9
1
1
1
2
Documento
Plano
Documento
Plano
Documento
Plano
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
Autocad
1
9
1
2
Documento
Plano
Documento
Plano
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
Autocad
1
13
1
Documento
Plano
Documento
PDF & Word
Autocad
PDF & Word
4
Plano
Autocad
1
4
Documento
Plano
PDF & Word
Autocad
1
Documento
PDF & Word
4
1
Plano
Documento
Autocad
PDF & Word
4
1
Plano
Documento
Autocad
PDF & Word
10
1
Plano
Documento
Autocad
PDF & Word
4
1
Plano
Documento
Autocad
PDF & Word
8
10
15
1
1
1
1
Plano
Documento
Documento
Documento
Documento
Documento
Documento
Autocad
PDF & Word
PDF & Word
PDF & Word
PDF & Word
MSProject
PDF & Word
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 121 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 4-A
EXPERIENCIA DEL POSTOR PARA TRABAJOS VARIOS
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
N°
DESCRIPCIÓN DEL
SERVICIO
EMPRESA
PERSONA DE
CONTACTO
TELEFONO Y
CORREO
(CONTACTO)
LONGITUD
DEL
DUCTO
(Km)
DIAMETRO
DEL DUCTO
(Pulg.)
UBICACIÓN
DEL DUCTO
FECHA DEL
SERVICIO
INICIO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado
Sello de la empresa
NOTAS:
a) El puntaje se asignará de acuerdo al número de trabajos varios realizados en la elaboración de Estudios de
Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de más de 20” de diámetro y más
de 200 Km de longitud, dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo de diez (10) años a la
fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme con el presente formato.
b) En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y sustentados por cada integrante que
ejecutará el servicio.
TÉRMINO
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 122 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 4-B
EXPERIENCIA DEL POSTOR PARA TRABAJOS REALIZADOS EN SELVA TROPICAL, MONTAÑA Y CORDILLERA
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
N°
DESCRIPCIÓN DEL
SERVICIO
EMPRESA
PERSONA DE
CONTACTO
TELEFONO Y
CORREO
(CONTACTO)
LONGITUD
DEL
DUCTO
(Km)
DIAMETRO
DEL DUCTO
(Pulg.)
UBICACIÓN
DEL DUCTO
FECHA DEL
SERVICIO
INICIO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado
Sello de la empresa
NOTAS:
a) El puntaje se asignará de acuerdo al número de trabajos realizados en selva tropical, montaña y cordillera
realizados en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de
hidrocarburos de más de 20” de diámetro y más de 200 Km de longitud, dichos trabajos deben haber sido
realizados en un periodo de diez (10) años a la fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme
con el presente formato.
b) En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y sustentados por cada integrante que
ejecutará el servicio.
TÉRMINO
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 123 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 5
EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO DE TRABAJO
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
NOMBRES Y APELLIDOS: ______________________________________________________
PUESTO: ____________________________________
N°
DESCRIPCIÓN DEL
TRABAJO
PUESTO QUE
EMPRESA DESEMPEÑO EN EL
PROYECTO
PERSONA DE
CONTACTO,
TELEFONO Y
CORREO
LONGITUD
DEL DUCTO
(Km)
DIAMETRO DEL
DUCTO
(Pulg.)
UBICACIÓN
DEL DUCTO
FECHA
INICIO
TÉRMINO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado
Sello de la empresa
NOTAS:
Experiencia del Líder del Equipo (ELEi) El puntaje se asignará de acuerdo al número de trabajos realizados en la
elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de más
de 20” de diámetro y más de 200 Km de longitud ejecutados por el profesional propuesto, dichos trabajos
deben haber sido realizados en un periodo máximo de diez (10) años a la fecha de presentación de la
Propuesta, se presentará conforme con el presente formato, debidamente sustentado con Currículum Vitae
resumido.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 124 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 6
CARTA COMPROMISO PLAZO DE ENTREGA
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
El plazo de ejecución del Servicio de Consultoría es el siguiente:
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
MESES
“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE
CRUDOS PESADOS DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR
PERUANO”
Nombre y firma del Representante Legal del Postor
Firma: ……………………………………….
Nombre (sello opcional): ……………………………………..
Fecha: ................. de ........... de 2008.
Nota:
Complementando este formato el postor debe presentar un Cronograma Propuesto para el desarrollo del servicio,
presentado en MS Project o equivalente (diagrama tipo PERT-GANTT) el cual debe indicar necesariamente ruta crítica
e hitos, con el detalle de las principales actividades del alcance de la consultoría.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 125 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 7
CARTA PROPUESTA ECONÓMICA
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
Nuestra Propuesta Económica asciende a la cantidad de US$. (
expresar el monto en números y letras ).
Este monto incluye todos los tributos, seguros, transportes, inspecciones, pruebas y de ser el caso, los costos
laborales respectivos conforme a la legislación vigente, así como cualquier otro concepto que le sea aplicable y
que pueda incidir sobre el valor del Servicio; bajo el Sistema de Suma Alzada.
Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado
Sello de la empresa
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 126 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 8
ESTRUCTURA DE COSTO SEGÚN ENTREGABLES
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
ENTREGABLES PRIMERA FASE:
ENTREGABLE
Nº
1.1
1.2
1.3
TÍTULO
UNID.
CANT.
PRECIO
UNITARIO
US$
PRECIO
TOTAL
US$
Informe Técnico de las Visitas Técnicas al Oleoducto
Glo
1
Nor Peruano – Exposición presencial
Actualización del Plan de Trabajo de la Consultoría
Glo
1
Cronograma Actualizado del Servicio
Glo
1
SUB-TOTAL ENTREGABLES PRIMERA FASE US$. INCLUYE IMPUESTOS
ENTREGABLES SEGUNDA FASE:
ENTREGABLE REFERENCIA
Nº
EN BASES
2.1
5.3
5.3.1
2.2
5.3.2
5.7
2.4
5.7
2.5
5.7
2.6
5.2
2.7
5.3.5
5.7
7
2.8
5.7
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
5.7
2.15
5.7
2.16
2.17
5.7
5.7
TÍTULO
Diseño de Oleoductos
Selección del Diámetro Óptimo para Oleoductos
Nuevos (Crudo Diluido)7
Hidráulica de Oleoducto de Crudo Diluido
Ingeniería Básica de Instalación Loops del ORN
(primera entrega)
Memoria Descriptiva y diseño hidráulico y mecánico
de Loops
Hojas de Datos para Tuberías de Loops
Análisis hidráulico de la máxima Capacidad de
Transporte del ONP
Evaluación y análisis del sistema de bombeo
Ingeniería Básica de Instalación Loops del ORN
(segunda entrega)
Evaluación y diseño de sistema de bombeo para
Instalación de Loops en el ORN (Andoas y Morona)
Hoja de datos de equipos de bombeo
Planos del Sistema de Bombeo
Memoria descriptiva de trazo de Loops
Planos de alineamiento
Diseño de Protección Catódica para Loops
Planos Protección Catódica de Loops
Análisis y diseño de la capacidad de Almacenamiento
para Loops (Estación Andoas)
Planos de Tanques de Almacenamiento
Ingeniería Básica de Empalmes
UNID. CANT.
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
Glo
Glo
Glo
Glo
Glo
1
1
1
1
1
1
Glo
1
Glo
Glo
1
1
PRECIO
UNITARIO
US$
Este documento solo es necesario la selección del diámetro óptimo del oleoducto de crudo diluido, la selección del diámetro del
oleoducto de diluyente será incorporado con los entregables de la tercera fase
PRECIO
TOTAL
US$
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 127 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
PRECIO
UNID. CANT. UNITARIO
US$
5.7
Planos Generales de Instalación de Loops al ORN
Glo
1
5.7
Presupuesto Base para la Instalación de Loops
Glo
1
5.7
Términos de Referencia para el EPC de Loops
Glo
1
SUB-TOTAL ENTREGABLES SEGUNDA FASE US$. INCLUYE IMPUESTOS
ENTREGABLE REFERENCIA
Nº
EN BASES
2.18
2.19
2.20
TÍTULO
PRECIO
TOTAL
US$
ENTREGABLES TERCERA FASE:
ENTREGABLE REFERENCIA
Nº
EN BASES
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
5.1.1
5.1.2
5.1.2
5.1.3
5.3
5.3.1
3.6
3.7
3.8
5.3.3
5.3.4
5.4
3.9
5.5
3.10
3.11
3.12
3.13
5.5
5.6
5.6
5.8.5
3.14
3.15
3.16
3.17
3.18
5.9
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.2
5.9.2
5.9.3
3.19
5.9.3
3.20
3.21
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.4
3.22
3.23
3.24
3.25
3.26
3.27
3.28
3.29
3.30
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.2
5.9.2
5.9.3
3.31
5.9.3
3.32
3.33
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
3.34
TÍTULO
Introducción
Lista de documentos de la Ingeniería Básica
Cronograma Real del Servicio de Consultoría
Criterios de diseño y Especificaciones Técnicas
Diseño de Oleoductos
Selección del Diámetro Óptimo para Oleoductos
Nuevos (documento completo incluyendo oleoducto
de diluyente)
Hidráulica de Oleoducto de Diluyente
Hoja de Datos de la Tubería
Análisis de la Capacidad de Almacenamiento en las
Estaciones del ONP
Evaluación y Selección de la Ruta de los Nuevos
Oleoductos
Planos de Alineamiento
Diseño de la Protección Catódica
Planos de Protección Catódica
Diseño del Sistema de Instrumentación y
Automátización del ONP
Diseño de Estaciones de Bombeo
Re-diseño de Estación Andoas
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Tanques de Almacenamiento
Planos de Tanques de Almacenamiento
Diseño de Instalaciones para la Recepción y
Despacho de Crudo y Diluyente
Planos de Instalación para la Recepción y Despacho
de Crudo y Diluyente
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Estación Morona
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño del Sistema de Generación y Distribución
Eléctrica
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Estación 5
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Tanques de Almacenamiento
Planos de Tanques de Almacenamiento
Diseño de Instalaciones para la Recepción y Mezcla
de Crudo
Plano de Diseño de Instalaciones para la Recepción y
Mezcla de Crudo
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Re-diseño de Estación 7
Re-diseño de Sistema de bombeo y tuberías
PRECIO
UNID. CANT. UNITARIO
US$
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Glo
Glo
Glo
1
1
1
Glo
1
Glo
Glo
Glo
Glo
1
1
1
1
Glo
Glo
Glo
Glo
Glo
1
1
1
1
1
Glo
1
Glo
Glo
1
1
Glo
Glo
Glo
1
1
1
Glo
1
Glo
Glo
Glo
Glo
Glo
1
1
1
1
1
Glo
1
Glo
Glo
1
1
Glo
1
PRECIO
TOTAL
US$
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 128 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
ENTREGABLE REFERENCIA
Nº
EN BASES
3.35
3.36
3.37
3.38
3.39
3.40
3.41
3.42
3.43
3.44
3.45
3.46
3.47
3.48
3.49
3.50
3.51
3.52
3.53
3.54
3.55
3.56
3.57
3.58
3.59
3.60
3.61
3.62
3.63
3.64
3.65
3.66
3.67
3.68
3.69
5.9.1
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.2
5.9.2
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.1
5.9.1
5.9.6
5.9.6
5.9
5.9.2
5.9.2
5.10.1
TÍTULO
PRECIO
UNID. CANT. UNITARIO
US$
Glo
1
Glo
1
Glo
1
Planos del Sistema de Bombeo
Diseño de Sistema Contraincendio
Planos del Sistema Contraincendio
Diseño de Estación Olmos
Diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Glo
Planos del Sistema de Bombeo
Glo
Diseño de Tanques de Alivio
Glo
Planos Tanques de Alivio
Glo
Diseño de Sistema Contraincendio
Glo
Planos del Sistema Contraincendio
Glo
Diseño de Estación Bayóvar (Diluyente)
Diseño de Sistema de bombeo y tuberías
Glo
Planos del Sistema de Bombeo
Glo
Diseño de Sistema Contraincendio
Glo
Planos del Sistema Contraincendio
Glo
Re-diseño de Terminal Bayóvar
Diseño de Tanques de Almacenamiento
Glo
Planos de Tanques de Almacenamiento
Glo
Diseño de Instalaciones para la Recepción y
Glo
Despacho de Crudo y Diluyente
5.10.2
Planos de Instalaciones para la Recepción y
Glo
Despacho de Crudo y Diluyente
5.9.6
Diseño de Sistema Contraincendio
Glo
5.9.6
Planos del Sistema Contraincendio
Glo
5.11
Planta de Recuperación de Diluyente
5.11
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Glo
procesos de la planta.
Planos de Procesos
Glo
5.11
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Glo
Documentos Civiles
Planos Civiles
Glo
5.11
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Glo
Documentos Mecánicos.
Planos Mecánicos
Glo
5.11
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Glo
Documentos Eléctricos.
Planos Eléctricos
Glo
5.11
Memoria descriptiva y memoria de cálculos de los
Glo
Documentos de Instrumentación.
5.11
Planos de Instrumentación
Glo
5.11
Hojas de Datos de Equipos Principales
Glo
5.12
Análisis de riesgo
Glo
5.13
Lista de Materiales y Equipos
Glo
5.14
Presupuesto de la Segunda Etapa
Glo
5.15
Cronograma de Ejecución del Proyecto
Glo
5.16
Términos de Referencia del EPC para el PTCP
Glo
SUB-TOTAL ENTREGABLES TERCERA FASE US$. INCLUYE IMPUESTOS
Nombre y firma del Representante Legal del Postor
Firma: ……………………………………….
Nombre (sello opcional): ……………………………………..
Fecha: ................. de ........... de 2008.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
PRECIO
TOTAL
US$
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
Nota:
Toda propuesta económica estará afecta a una retención del Impuesto a la Renta del Perú equivalente al
15% o 30% por los Servicios de Asistencia Técnica (Diseños Básicos) dependiendo de la documentación a
presentar, según el D.S. N° 179-2004-EF y la Ley 28442.
El monto contractual ofertado deberá ser establecido en la Propuesta Económica por cada Postor
considerando y analizando cuidadosamente lo siguiente:
De acuerdo a la Legislación Peruana vigente del Impuesto a la Renta (D.S. N° 179-2004-EF y Ley N° 28442),
la asistencia técnica utilizada económicamente en el país está gravada con un 15 % si se entrega al usuario
(PETROPERÚ S.A.) una declaración jurada donde se declare que el servicio de consultoría corresponden a
servicios de asistencia técnica (según Formato 12) y un informe de auditores de Prestigio Internacional, o
del 30% si el Contratista decide no presentar dichos documentos. Los montos facturados por Asistencia
Técnica están afectos, por tanto, a una retención de impuesto del 15 % o 30 % del monto contractual que se
facture según el cronograma de pagos contractuales, y decisión de adjuntar las declaraciones e Informe de
Auditores referida.
PETROPERÚ S.A. entregará al Contratista el Certificado de Retenciones de no domiciliados, luego de ser
pagadas a la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (SUNAT) del Perú.
Se tendrá en cuenta que el monto así ofertado, figurará tal cual como monto contractual por el Diseño
Básico, y sus cobros deberán facturarse, sin variaciones ni notas de ninguna especie, y sobre dichas
cantidades se aplicará definitivamente la retención de ley, pagándose en efectivo al CONTRATISTA
únicamente el 85% de la cantidad contractual facturada. Si no presentara declaración jurada ni informe de
auditores, se le pagará únicamente el 70% de la cantidad contractual facturada.
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 9
MODELO DE CARTA DE PRESENTACIÓN DEL PERSONERO DEL POSTOR
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
Estimados señores:
Por el presente nos es grato presentarles al Sr. …..................................................., en calidad de personero de
nuestra Empresa, identificado con Documento Nacional de Identidad (DNI) Nº ...................., con la facultad
para actuar en nuestra representación en todo lo relativo al Acto de Recepción.
Asimismo, hacemos entrega de los sobres Nº 1 y 2 en el día, hora y local indicado por ustedes.
Atentamente,
Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado
Sello de la empresa
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 10
MODELO DE CARTA FIANZA POR FIEL CUMPLIMIENTO DE CONTRATO
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
De nuestra consideración:
Por el presente documento, otorgamos fianza solidaria, irrevocable, incondicional, de realización automática y
con renuncia expresa al beneficio de excusión, a favor de ustedes garantizando a ………(Nombre de
Contratista)…….., hasta por la suma de US$………00 (indicar monto y 00/100 Dólares Americanos),
correspondiente al 10% del monto contractual (Licencia más Diseño Básico), a fin de garantizar EL FIEL
CUMPLIMIENTO DEL CONTRATO DERIVADO DEL PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONAL Nº PCI-0001
-2008-OFP/PETROPERÚ para la Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados
de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano.
Esta fianza garantiza, ante Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A. el cumplimiento por (nombre del
CONTRATISTA) de todas y cada una de las obligaciones que le corresponden según el Contrato mencionado en
el párrafo anterior.
Por efecto de este compromiso el fiador asume con su fiado las responsabilidades en que éste llegara a incurrir.
Queda entendido, que esta fianza no podrá exceder en ningún caso y por ningún concepto la suma de US$
………………………. (Indicar monto y 00/100 Dólares Americanos), siendo su plazo de vigencia hasta el
…………………….. (Fecha de entrega del último entregable, a satisfacción de PETROPERÚ S.A.)
Esta fianza puede ser renovada, a solicitud de la parte interesada y previa confirmación por escrito.
Es expresamente entendido por nosotros, que esta fianza será ejecutada por ustedes, de conformidad con lo
dispuesto en el artículo 1898° del Código Civil vigente, indicándonos posteriormente el monto que debemos
pagarles.
Toda demora de nuestra parte de honrar la presente fianza a favor de Uds., devengará la Tasa Máxima de
Interés Compensatorio y la Tasa Máxima de Interés Moratorio permitidos por dispositivos legales para
personas ajenas al sistema financiero. Los intereses y gastos serán calculados a partir de la fecha de la
notificación del requerimiento del pago a que se refiere el párrafo anterior.
Nombre y firma (s) autorizada (s) de la Entidad Bancaria o Financiera
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 11
MODELO DE CARTA FIANZA DE PRESENTACIÓN DE RECURSO DE APELACIÓN
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
De nuestra consideración:
Por la presente, prestamos fianza irrevocable, solidaria, incondicional, de realización automática y con renuncia
expresa al beneficio de excusión, a favor de ustedes garantizando a ……… (Nombre de Contratista)…….., por la
suma de US$……… (Indicar monto en Dólares Americanos), a fin de garantizar la presentación de RECURSO DE
APELACIÓN, equivalente al tres por ciento (3%) del Monto Estimado Referencial informado en el acto de
Otorgamiento de la Buena Pro por el ítem…… del PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONAL Nº PCI2008-OFP/PETROPERÚ para la Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados
de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano.
Por efecto de este compromiso el Fiador asume con su fiado las responsabilidades en que éste llegara a incurrir
en caso que la impugnación presentada fuera declarada infundada o nuestro fiado desistiera luego de admitido
el recurso.
Queda entendido, que esta fianza no podrá exceder en ningún caso y por ningún concepto la suma de US$
………………………. (Indicar monto en Dólares Americanos), siendo su plazo de vigencia hasta el ……………………..
Esta fianza puede ser renovada, a solicitud de la parte interesada y previa confirmación por escrito.
Es expresamente entendido por nosotros, que esta fianza será ejecutada por ustedes, de conformidad con lo
dispuesto en el artículo 1898° del Código Civil vigente, indicándonos posteriormente el monto que debemos
pagarles.
Toda demora de nuestra parte de honrar la presente Fianza a favor de Uds., devengará la Tasa Máxima de
Interés Compensatorio y la Tasa Máxima de Interés Moratorio permitidos por dispositivos legales para
personas ajenas al sistema financiero. Los intereses y gastos serán calculados a partir de la fecha de la
notificación del requerimiento del pago a que se refiere el párrafo anterior.
Nombre y firma (s) autorizada (s) de la Entidad Financiera o Bancaria
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 12
MODELO DE DE DECLARACIÓN JURADA DE SERVICIOS DE ASISTENCIA TÉCNICA
(D.S. N° 179-2004-EF y Ley N° 28442)
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
Ante mi, el suscrito Notario Público en y por el ……………, compareció personalmente el Sr. ……………… en su
calidad de …………………… de la Compañía………………, portador del pasaporte Nº ………., de nacionalidad
…………….., de estado civil ……………., mayor de edad, domiciliado en la ciudad de ……………, país ………………, quien
conocido por mí y habiendo jurado debidamente como lo exige la ley, atestigo y dijo: “Por medio del presente
instrumento, el compareciente en la calidad que ostenta, declara bajo juramento que (i) el objeto del Contrato
Nº ……………… suscrito entre ………………………y Petróleos del Perú –Petroperú S.A., corresponden a Servicios de
Asistencia Técnica prestados a partir del …………………… que comprende de Asistencia Técnica de la “Elaboración
de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto
Nor Peruano” y (ii) registrará las ganancias generadas producto de la prestación de dichos servicios y que para
el ……………… (…… %) de dichos servicios prestados se han emitido las siguientes facturas por dicha porción:
FACTURA
MONTO
TOTAL US$.
La presente declaración es emitida con arreglo al literal f) del artículo 56º de Texto Único Ordenado de la Ley
Peruana del impuesto a la Renta, aprobado por Decreto Supremo Nº 54-99-EF, de acuerdo a la modificación
introducida a la mencionada ley mediante el artículo 1º de la Ley Nº 28442”.
Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado
Sello de la empresa
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 13
FORMALIZACIÓN DEL REGISTRO DE PARTICIPANTE
, .. de .............. de 2008
Señores
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Presente.Referencia: Proceso por Competencia Internacional Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERÚ
Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA
CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”
Mediante la presente comunico los datos requeridos en la Convocatoria, a fin de formalizar mi participación en
el Proceso de la referencia.
Nombre o Razón Social:
RUC de la empresa:
Dirección:
Teléfono:
Fax:
Representante Legal:
DNI del Representante Legal:
Autorizo se me notifique por cualquiera de estos medios:
Correo Electrónico
Indicar correo electrónico:
Fax
Copias de las Bases
Entregar al Courrier (Collet Nacional):
Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado-Sello de la
empresa
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
FORMATO N° 14
PROFORMA CONTRATO
“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEFINITIVO CON LA
INCORPORACIÓN DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON”
Conste por el presente documento, el Contrato para la Elaboración de la Ingeniería Básica del Sistema de
Transporte Definitivo con la Incorporación de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañon, que celebran de una
parte, Petróleos del Perú – PETROPERÚ S.A., con Registro Único de Contribuyente Nº 20100128218, con
domicilio legal en ………………………….., debidamente representada por el Sr. ………….…. , con poder inscrito en el
Asiento N° ………………..…de la Partida Nº 11014754 del Registro de Personas Jurídicas de la Oficina Registral de
Lima, a quien en adelante se denominará PETROPERÚ; y de la otra parte, la empresa ……… …….…, con domicilio
legal en ……………., debidamente representada por el Sr. ………………, identificado con [DNI N°] ……………, según
poder inscrito en el Asiento … de la Partida N° …………… del Registro de ….…, a quien en adelante se denominará
el CONTRATISTA, en los términos y condiciones establecidas en las cláusulas siguientes:
CLÁUSULA PRELIMINAR: ANTECEDENTES
Con fecha ……………, PETROPERÚ convocó el Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001-2008OLE/PETROPERU, para la Elaboración de la Ingeniería Básica del Sistema de Transporte definitivo con la
incorporación de crudo pesado de la cuenca del Marañon.
Mediante Carta Nº ……-2008, del … de … del 2008, se le comunicó al CONTRATISTA, el otorgamiento de la
Buena Pro, conforme al Acta de fecha … suscrita por los integrantes del Comité Ad Hoc.
CLÁUSULA PRIMERA: GENERALIDADES
1.1
El presente Contrato se rige por el Reglamento de Adquisiciones y Contrataciones Internacionales de
Petróleos del Perú - PETROPERÚ, por el Estatuto Social de PETROPERÚ y supletoriamente, por la Ley
General de Sociedades, el Código Civil y las disposiciones legales vigentes que resulten de aplicación.
1.2
Forman parte del presente Contrato, las Bases del Proceso por Competencia Internacional Nº PCI2008-OLE/PETROPERU, sus Anexos, los Términos de Referencia y la Propuesta Técnica y Económica del
CONTRATISTA, siendo éste el orden en que primarán en caso exista alguna contradicción u omisión
entre dichos documentos.
CLÁUSULA SEGUNDA: ALCANCES DEL CONTRATO
Por el presente documento, el CONTRATISTA se obliga frente a PETROPERÚ a realizar la elaboración de la
Ingeniería Básica del Sistema de Transporte definitivo con la incorporación de crudo pesado de la cuenca del
Marañon, conforme a lo señalado en las Bases Integradas del proceso y la propuesta Técnica – Económica del
CONTRATISTA.
CLÁUSULA TERCERA: PLAZO E INICIO DEL SERVICIO
La duración del presente Contrato será de……….. días calendario, contados desde el …………. , hasta el ………..
Este plazo podrá ser modificado en caso PETROPERÚ apruebe servicios adicionales o cambios que incidan en el
plazo, por atrasos o paralizaciones no imputables al CONTRATISTA o por caso fortuito o fuerza mayor
reconocidos por PETROPERÚ.
El inicio del servicio se efectuará al siguiente día hábil a la suscripción del Contrato.
El plazo de entrega garantizado será el que se haya establecido de acuerdo a la propuesta Técnica del
CONTRATISTA.
CLÁUSULA CUARTA: FORMA DE PAGO
PETROPERÚ S.A. pagará al CONTRATISTA por concepto de retribución del servicio la suma de
US$. ………………………….(…………….. Dólares Americanos) de acuerdo a la Propuesta Económica, de fecha … de
……… de 2008 y de conformidad con el cronograma detallado presentado en su propuesta. Este monto
corresponde a un proceso de Competencia Internacional a suma alzada.
Los servicios cotizados al ser prestados por persona no domiciliada, están afectos al Impuesto a la Renta
Peruano, por concepto de servicios técnicos, servicios de ingeniería, asesorías y consultorías de personas
jurídicas no domiciliadas.
En virtud a lo dispuesto en el Decreto Supremo Nº 179-2004-EF y Ley Nº 28442, PETROPERÚ retendrá el 15%
de la factura presentada siempre y cuando el CONTRATISTA presente adjunto a la factura por sus servicios
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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prestados o antes, una Declaración Jurada y un Informe de una empresa auditora de prestigio internacional
que certifique que el servicio califica como asistencia técnica, caso contrario, se procederá al pago de la factura
con la retención del 30%.
PETROPERÚ abonará al CONTRATISTA el monto de las facturas por sus servicios prestados, previa presentación
del Informe correspondiente a satisfacción de PETROPERÚ de conformidad a la forma de pago propuesta por el
CONTRATISTA y a las entregas progresivas del servicio, dentro de los treinta (30) días naturales siguientes a la
recepción de las facturas correctamente presentadas.
El CONTRATISTA con cada factura precisará el avance real del servicio prestado de acuerdo a los términos y
condiciones establecidos en el presente contrato.
El área de PETROPERÚ encargada de la administración del contrato, aprobará los Informes correspondientes
dentro de los cinco (05) días hábiles de haber sido recepcionados, exceptuando los Borradores Finales, que
serán aprobados en un plazo no mayor a diez (10) días hábiles desde su recepción. En caso de no existir
pronunciamiento respecto a la aprobación de los Informes por parte de PETROPERÚ dentro de los plazos
indicados, se entenderán por aprobados.
Las facturas que no sean presentadas correctamente serán devueltas al CONTRATISTA para su corrección,
rigiendo el plazo a partir de la fecha de su correcta presentación.
CLÁUSULA QUINTA: DERECHOS Y OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA
5.1 Designar un representante o Coordinador General del Servicio, con poder de decisión ante PETROPERÚ
para cualquier coordinación o asunto contractual que sea necesario efectuar durante la ejecución del
servicio.
5.2 Proporcionar el conjunto de servicios conforme lo establecido en la Bases y en los Términos de Referencia.
5.3 Contar en forma permanente con sus propias facilidades, a su criterio y costo, para lograr un eficiente
servicio según su propuesta.
5.4 Efectuar sin costo adicional todas las correcciones o modificaciones requeridas para la presentación del
Reporte Final del Estudio.
5.5 Mantener en absoluta confidencialidad los informes, documentación y otros que provea PETROPERÚ,
asimismo los informes de avance que genere el CONTRATISTA durante la ejecución del servicio; caso
contrario, de incumplir con este acuerdo de confidencialidad, PETROPERÚ podrá iniciar las acciones legales
correspondientes para el establecimiento de la responsabilidad civil o penal por las infracciones cometidas
y los daños causados por el CONTRATISTA.
5.6 El CONTRATISTA está impedido de asumir obligaciones pecuniarias, adquirir créditos o efectuar
adquisiciones a nombre de PETROPERÚ, excepto los que pudieran estar estipuladas en las Bases.
5.7 Ejecutar prestaciones adicionales o la reducción de los servicios a solicitud de PETROPERÚ de acuerdo a la
Cláusula Décimo Cuarta, siempre que sean indispensables para alcanzar la finalidada del Contrato.
5.8 Asumir la responsabilidad total de la ejecución del presente Contrato eximiendo a PETROPERÚ de toda
responsabilidad que se le pueda atribuir por alguna autoridad administrativa.
CLÁUSULA SEXTA: DERECHOS Y OBLIGACIONES DE PETROPERÚ
6.1. Designar un representante o Coordinador del Proyecto con poder de decisión ante el CONTRATISTA, para
cualquier coordinación técnica que sea necesaria.
6.2. Dar acceso a las instalaciones previo cumplimiento de la normatividad interna, brindar las facilidades que
sean necesarias a cargo de PETROPERÚ , asi como la información disponible relacionada con la materia del
Contrato, cuando lo requiera el CONTRATISTA y esté precisando en las Bases.
6.3. Cumplir con el pago al CONTRATISTA de acuerdo a lo establecido en la Cláusula Cuarta del presente
Contrato.
6.4. Autorizar extensiones de plazo contractual, y/o multas por retrasos en la entrega de los servicios, bajo
causales previstas en las Bases.
CLÁUSULA SÉTIMA: PENALIDAD
PETROPERÚ aplicará la penalidad por atrasos según lo indicado en el numeral 16 de las Bases Administrativas,
hasta un máximo del 10% del monto contractual del Servicio a Suma Alzada, deduciéndolo de las facturas
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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pendientes por pagar, y en última instancia se aplicará la ejecución de las garantías otorgadas por el
CONTRATISTA, sin perjuicio de la indemnización por daños y perjuicios que pueda exigirse. Demoras mayores
que superen el monto máximo de la penalidad a aplicarse faculta a PETROPERÚ a resolver el contrato y a iniciar
las acciones por los daños causados, quedando establecido que no existe límite de responsabilidad pactado.
CLÁUSULA OCTAVA: RESOLUCIÓN DE CONTRATO
PETROPERÚ podrá resolver el presente Contrato cuando el CONTRATISTA:
a) Incumpla injustificadamente obligaciones contractuales, legales o reglamentarias a su cargo, pese a haber
sido requerido para corregir tal situación;
b) Haya acumulado el monto máximo de la penalidad; y,
c) Paralice o reduzca injustificadamente la ejecución de la prestación, pese a haber sido requerido para
corregir tal situación.
En caso que alguna de las partes incumpla sus obligaciones, la parte perjudicada deberá requerir a la otra,
mediante Carta Notarial, el cumplimiento de su obligación en un plazo de quince (15) días calendario. En caso
persista el incumplimiento pasado dicho término, la parte perjudicada con el incumplimiento podrá remitir otra
Carta Notarial resolviendo el Contrato.
Si la parte perjudicada es PETROPERÚ, ésta ejecutará la garantía que el CONTRATISTA hubiera otorgado, sin
perjuicio de la indemnización por los daños y perjuicios que pueda exigir posteriormente..
CLÁUSULA NOVENA: GARANTÍA
Previo a la suscripción del Contrato, el CONTRATISTA entrega a PETROPERÚ S.A. en Garantía de Fiel
Cumplimiento de Contrato, la Carta Fianza N° ………….., de fecha … de … de 2008, emitida por … por US$ … (……
y ../100 Dólares Americanos), por el 10% del monto total del Contrato, la cual tendrá vigencia hasta la
conformidad de la recepción de la prestación del servicio a cargo del CONTRATISTA.
La garantía será de carácter incondicional, solidaria, irrevocable, de realización automática y sin beneficio de
excusión, al solo requerimiento de PETROPERÚ, y será emitida por Entidades Bancarias o Entidades
Financieras, autorizadas y acreditadas en el Perú por la Superintendencia de Banca y Seguros. De extenderse
el Contrato, la garantía será renovada en los mismos términos y condiciones.
CLÁUSULA DÉCIMA: SEGUROS
El CONTRATISTA bajo su responsabilidad tomará y mantendrá o hará que sus subcontratistas tomen y
mantengan las pólizas de Seguro Complementario de Trabajo de Riesgo en caso de ingresar a las instalaciones
del Oleoducto Nor Peruano, de conformidad a las normas aplicables.
CLÁUSULA DÉCIMO PRIMERA: TRIBUTACIÓN
El CONTRATISTA asumirá, el pago de todos los tributos creados o por crearse, que de acuerdo a Ley le
corresponda pagar y que graven la prestación del servicio contratado (tal como el Impuesto a la Renta por
servicios de Consultoría e ingeniería de personas no domiciliadas, y otros que resulen aplicables).
Todos los tributos a pagarse en el exterior que graven de algún modo o que se deriven de la ejecución del
servicio serán de cuenta del CONTRATISTA.
Los tributos que pudieran gravar los ingresos o rentas del personal del CONTRATISTA o subcontratistas
originados por su trabajo en el Perú, serán de cargo de dicho personal o subcontratista.
Las contribuciones por aportaciones sociales o seguros del personal del CONTRATISTA o subcontratistas de
cualquier tipo serán de cuenta del CONTRATISTA o subcontratistas.
CLÁUSULA DÉCIMO SEGUNDA: INSPECCIONES
PETROPERÚ tiene derecho a inspeccionar permanentemente la correcta ejecución del servicio y el
cumplimiento de todos los aspectos materia del contrato. Las observaciones y recomendaciones efectuadas
por PETROPERÚ, serán materia de consideración y ejecución inmediata por parte del CONTRATISTA.
CLÁUSULA DÉCIMO TERCERA: CASO FORTUITO O FUERZA MAYOR
PETROPERÚ S.A. y el CONTRATISTA definen como caso fortuito o fuerza mayor, los actos y hechos que
afectando la normal ejecución del servicio, estén fuera del control racional de las partes y que no pueden ser
previstos o que si están previstos no pueden ser evitados, siempre que tales hechos no acontezcan por
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“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
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negligencia de la parte que la invoca o de sus dependientes, tal como lo define el artículo 1315° del Código
Civil.
De perdurar la situación de caso fortuito o fuerza mayor, por un período mayor a diez (10) días continuos o
veinte (20) días acumulados, que hiciese aconsejable la resolución del Contrato, será de aplicación lo dispuesto
en el artículo 1371° del Código Civil. La resolución operará de manera automática, para lo cual la parte
perjudicada comunicará tal decisión a la otra, mediante Carta Notarial.
CLÁUSULA DÉCIMO CUARTA: SUBCONTRATOS
El CONTRATISTA podrá subcontratar parte de los servicios a que se refiere el presente Contrato, para lo cual
deberá contar previamente con la aceptación expresa de PETROPERÚ.
El CONTRATISTA asumirá total responsabilidad por las obligaciones laborales y calidad del trabajo efectuado
por el subcontratista.
CLÁUSULA DÉCIMO QUINTA: CONTRATISTA INDEPENDIENTE
15.1
Las partes, dejan expresa constancia que no existe relación laboral alguna entre PETROPERÚ y el
CONTRATISTA, ni entre PETROPERÚ y el personal del CONTRATISTA y/o subcontratista, si lo hubiera.
15.2
El CONTRATISTA cumplirá fielmente con todas las Leyes, Reglamentos y demás disposiciones vigentes;
y, proporcionará los respectivos certificados de cumplimiento que dispongan las normas legales.
15.3
El CONTRATISTA libera y exime a PETROPERÚ de toda responsabilidad por el incumplimiento de las
normas legales vigentes.
CLÁUSULA DÉCIMO SEXTA: NORMAS BÁSICAS DE SEGURIDAD
El CONTRATISTA está obligado a cumplir y hacer cumplir a su personal las "Normas Básicas de Seguridad y
Protección Ambiental para Contratistas de PETROPERÚ", contenidas en el Manual M-040. Sin embargo, esto no
libera al CONTRATISTA de la obligación de adoptar las medidas de seguridad que requiera el servicio.
CLÁUSULA DÉCIMO SÉTIMA: LEY APLICABLE Y SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS
Las partes acuerdan que la legislación que regirá el presente contrato es la legislación de la República del Perú.
Las partes acuerdan que cualquier controversia que surja desde la suscripción del Contrato, y en general todos
los conflictos que deriven de su ejecución e interpretación, incluidos los que se refieran a su nulidad e invalidez,
serán resueltos mediante trato directo entre las partes. De persistir la controversia, las partes someterán ésta
a arbitraje de derecho, bajo la organización y administración del Centro de Arbitraje de la Cámara de Comercio
de Lima (en adelante, el Centro) y de acuerdo con su Reglamento Procesal.
La sede del arbitraje será la ciudad de Lima y el idioma será el castellano. El arbitraje será resuelto por un
tribunal arbitral conformado por tres árbitros. Cada parte deberá designar a un árbitro y éstos dos nombrarán
al tercero, quien presidirá el tribunal. En caso las partes no designen árbitro o los designados por las partes no
se pongan de acuerdo para designar al tercero, aquellos serán nombrados por el Centro.
El laudo arbitral emitido es vinculante para las partes y pondrá fin al procedimiento de manera definitiva,
siendo el laudo inapelable ante el Poder Judicial o ante cualquier instancia administrativa, dejando a salvo el
derecho de las partes en lo referente al recurso de anulación, según corresponda.
CLÁUSULA DÉCIMO OCTAVA: CAMBIO DE DOMICILIO LEGAL
Cualquiera de la partes, tiene derecho a cambiar de domicilio. Para que el cambio tenga validez, la nueva
dirección debe notificarse por Carta Notarial a la otra parte contratante, con cinco (5) días naturales de
anticipación a la fecha en que se efectúe el cambio, salvo causas de fuerza mayor, en la cual, se notificará el
cambio de domicilio dentro de los cinco (5) días naturales posteriores a la fecha de producido el evento.
Las partes convienen en que las notificaciones a cursarse, serán consideradas como válidas, sólo si se entregan
con cargo a través de la Oficina de Trámite Documentario o la que haga sus veces, y/o notarialmente.
Cualquiera de las partes contratantes podrá elevar este Contrato a escritura pública, corriendo los gastos que
esto origine, a cargo del que lo solicite.
Las partes suscriben dos (2) ejemplares del presente Contrato, en la ciudad de Lima, a los…días del mes de …
del año dos mil ocho.
PETROPERÚ S.A.
CONTRATISTA
Proceso por Competencia Internacional N° PCI-0001 -2008-OLE/PETROPERU
Página 139 de 139
“Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudos Pesados de la Cuenca del Marañon por el
Oleoducto Nor Peruano”
ANEXOS
CONTRATO Nº
PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONAL
Nº PCI-0001-2008-OLE/PETROPERU
“TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO
NOR PERUANO”
Los siguientes documentos se incluyen como Anexos de Contrato:
ANEXO 1:
Bases del Proceso
ANEXO 2:
Propuesta Técnico-Económica de EL CONTRATISTA.
Piura,
PETROPERÚ S.A.
de
de 2008
CONTRATISTA
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