Descripción del Proyecto - Ministerio de Energía y Minas

000053
3.0 Descripción del Proyecto
000054
3.0
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
3.1 GENERALIDADES
El presente capítulo define y describe las partes, acciones y obras físicas que componen el Proyecto
Modernización de Refinería Talara, que está a cargo de PETROPERÚ. El Proyecto se encuentra
ubicado en el Distrito de Pariñas, Provincia de Talara, Departamento de Piura.
La Refinería Talara actualmente cuenta con una configuración de procesos de mediana complejidad
que no le permitirá cumplir con las nuevas especificaciones de calidad exigidas por la normativa
ambiental vigente, ni enfrentar con éxito la mayor competitividad en el mercado local, ni tampoco
materializar los beneficios de la mayor disponibilidad de crudos pesados. Bajo el actual escenario
PETROPERÚ tendrá que destinar un mayor esfuerzo en importar crudos livianos cada vez más
escasos y de alto precio, así como importar productos de alto valor comercial que se prevé serán
menos disponibles en el mercado internacional, como diesel 2 con el único fin de abastecer
eficientemente al mercado local. A su vez, continuará generando excedentes de poco valor para el
mercado de exportación como naftas y residuales.
Por ello, PETROPERÚ considera imprescindible incorporar en la Refinería Talara una configuración
de procesos, que permita garantizar el cumplimiento de calidad establecida a nivel nacional, mejorar
su patrón de producción hacia productos de mayor valor, incrementar su nivel de conversión y
capacidad de procesar crudos pesados e incluso propiciar su autoabastecimiento de energía
eléctrica, impulsando el consumo de gas limpio procesado de refinería. Para ello, será necesario la
modificación de algunas unidades existentes y la instalación de nuevas unidades de procesos,
servicios industriales y facilidades complementarias.
3.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO
3.2.1 OBJETIVOS GENERALES
• Mejorar la calidad de los productos obtenidos, adecuadas a las nuevas especificaciones de
calidad de combustibles diesel, gasolinas y GLP, mediante la construcción de nuevas plantas de
desulfurización, tratamiento y reformación catalítica, para satisfacer la demanda abastecida de
estos energéticos del mercado peruano.
• Mejorar la economía de la refinería, mediante una nueva planta de conversión de residuos y
fondos de crudos pesados de muy bajo valor hacia derivados medios, gasolina y GLP, para
complementar la demanda abastecida de estos energéticos del mercado peruano.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-1
000055
• Mejorar la calidad ambiental del entorno de la Refinería mediante el tratamiento del gas de
refinería (gases de UCCF y otros procesos), para reducción de H2S antes de su empleo como
combustible en hornos y calderos.
3.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Obtener Diesel y Gasolinas con niveles de azufre compatibles con las nuevas especificaciones
dispuestas y las tendencias internacionales de calidad.
• Incrementar el rendimiento de destilados de la Refinería mediante la ampliación de la
infraestructura existente y la instalación de una nueva planta de conversión profunda de
residuos.
• Incrementar el octanaje de naftas para reducir importaciones de gasolinas de alto octanaje.
• Reducir el costo de la materia prima, procesando crudos más pesados y de menor precio.
• Optimizar la infraestructura de servicios industriales y facilidades generales existente,
complementándola con nueva infraestructura para el manejo de insumos y productos.
• Minimizar los riesgos asociados al control de las operaciones de refinación, mediante modernos
sistemas de control distribuido regulatorio y parada de emergencia, así como sistemas de control
avanzado.
• Minimizar el impacto ambiental y social mediante la producción de combustibles de calidad que
cumplan con los estándares ambientales vigentes.
3.3 UBICACIÓN DEL PROYECTO
El Proyecto se ubicará en la zona industrial de Talara, dentro de las instalaciones de la actual
Refinería, en la costa norte del Océano Pacífico, al oeste de la población de Talara, distrito de
Pariñas, Provincia de Talara, Dpto. Piura.
El área donde se ejecutará el Proyecto se encuentra dentro de los límites de la Refinería que
comprende una superficie aproximada de 132.32 ha, con límites, al sur con el Condominio Punta
Arenas, al oeste y norte con el Océano Pacífico y la Bahía Talara y por el este, la Av. “G” de la
Ciudad de Talara.
El Mapa 3-1 presenta la ubicación del Proyecto de Modernización.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-2
9525000
9500000
9497000
9496000
9495000
Área del
Proyecto
475000
Límite de Distritos
Curvas de Nivel Secundarias
Curvas de Nivel Primarias
Ríos y Quebradas
ESCALA: 1/15 000
1 000
50
60
469000
m
30
1 500
470000
90
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30
40
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70
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50
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80
90
90
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA
90
60
70
80
70
90
50
40
50
60
80
471000
471000
PET 1353
Proyecto:
3-1
Mapa:
Diciembre, 2009
Fecha:
MAPA DE UBICACIÓN
Elaborado por:
20
Proyección UTM, Datum WGS84, Zona 17
500
20
40
250
30
50
S E C
A
70
30
60
70 80
A
70
60
40
70
50
60
70
20
30
40
50
6
70 0
40
A D
TALARA
Q U E B R
90
70
80
70
80
CAMPAMENTO
PUNTA ARENAS
20
30
REFINERIA
10
470000
50
80
30
Bahía
Talara
469000
60
468000
80
PACÍFICO
OCÉANO
50
Área de Influencia Indirecta
Área de Influencia Directa
0
PAITA
LA BREA
PARIÑAS
TALARA
SIMBOLOGÍA
Vías Principales
Refineria
EL ALTO
LOBITOS
475000
MAPA DE UBICACIÓN
Capital de Distrito
450000
nas
50
450000
10
20
30
40
40
9494000
O
9493000
ÍFIC
10
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9496000
468000
80
90
9492000
AN
9475000
É
OC
AC
OP
10
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9500000
9475000
30
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60
40
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60
9495000
70
9494000
80
9493000
20
Punta A
re
70
9492000
80
90
90
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70
80
10
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3.4 OPERACIÓN ACTUAL DE LA REFINERÍA
3.4.1 MATERIA PRIMA
Actualmente, la Refinería Talara utiliza como insumo los crudos producidos por las operaciones de
las empresas privadas de extracción petrolera en la zona de Talara, los cuales son bombeados
hasta el patio de tanques localizado en El Tablazo de Talara Alta y en la propia Refinería.
La carga es completada con crudos foráneos provenientes de la selva e internacionales. Estos
crudos son recibidos en el Terminal Multiboyas en Punta Arenas y son descargados del Buque
Tanque mediante líneas submarinas y bombeo hasta el patio de Tanques de la Refinería y el
Tablazo.
3.4.2 BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN
Los crudos que se reciben de los campos de producción del noroeste o de la selva, así como los de
importación, son procesados inicialmente en la unidad de destilación primaria (UDP) de 65.0 MBPD.
El crudo cargado a la unidad es precalentado hasta 445°F y luego pasa al horno hasta alcanzar
630 - 650°F de temperatura, con la cual entra en la torre de destilación. La presión se controla en
3 psig en el acumulador de tope en el cual se obtiene la nafta liviana y luego en tres cortes laterales,
nafta pesada, kerosene y diesel. En corridas especiales se producen solventes industriales y turbo
A-1. El crudo reducido pasa como carga a la unidad de destilación al vacío. La nafta, el kerosene y
el diesel pasan por la planta de tratamiento donde reciben un lavado cáustico para remover los
mercaptanos y los ácidos nafténicos antes de pasar a los tanques de almacenamiento.
El crudo reducido que alimenta a la unidad de destilación al vacío (UDV 1) de 26.0 MBPD, se
calienta en el horno hasta 720°F para pasar a la torre de destilación, en la cual mediante un
conjunto de eyectores de tres etapas, se reduce la presión hasta 29" de Hg de vacío. En esta torre
se obtienen tres cortes laterales, gasóleo liviano (que va al pool de diesel), gasóleo pesado (carga a
craqueo catalítico), slop wax y fondos (residuos), los cuales se derivan normalmente hacia los
tanques de combustibles industriales, sin embargo en ciertos períodos las condiciones de operación
se hacen más severas para así obtener como fondos a las bases asfálticas, que se comercializan
como cementos asfálticos.
En la unidad de craqueo catalítico (UCC) de 19.0 MBPD, generalmente se trabaja con temperatura
del reactor de 970°F. Los productos del reactor son alimentados a la fraccionadora principal de
donde se obtiene como producto de tope nafta craqueada (de alto octanaje), propano y butano (que
conforman el gas licuado de petróleo, GLP), LCO mezclado en parte al diesel y en parte a
residuales, y residuos como el aceite clarificado que se mezcla a residuales.
Adicionalmente en la planta de destilación al vacío 2 (Ex Planta de Lubricantes) se procesa parte del
crudo reducido de la UDP en dos torres de fraccionamiento que trabajan en serie, en las cuales, por
medio de un sistema multietapa se reduce la presión a 29" de Hg de vacío y a una temperatura de
destilación de 780° F se obtiene en tres cortes, gasóleo liviano, gasóleo pesado y residual.
La Figura 3-1 muestra el diagrama de procesos actual de Refinería Talara.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-4
Fuente: Petroperú S.A
Residual
de
Primaria
(RFIQ/RFEM)
GOP
REPSOL
GOP
RFCO
Importado
e
Nacional
Crudo
Crudo
Reducido
Crudo
Reducido
UDP
UDV II
GOP
GOL
Slop Wax
Fondos Vac.
UDV I
Diesel
Kerosene / Turbo A1
Nafta P./ Solvente 3
Nafta L. / Solvente 1
Diagrama de procesos de la Refinería Talara
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
Figura 3-1
GOP
UCC
Planta
Tratam.
Cáustico
Residuo UDV II
GOL a Diesel 2
Ac. Clarificado
A. Cíclico P.
A. Cíclico L.
Nafta FCC
URG
Nafta P.
Unidad
Merox
Asfaltos
Petróleos
Industriales
GLP
Diesel 2
Kerosene
Turbo A1
Solventes
Gasolina
84/90/95/97
3-5
000058
000059
3.4.3 SERVICIOS AUXILIARES
Los servicios auxiliares que son suministrados por la propia Refinería, en algunos casos y
adquiridos a terceros, en otros; comprenden una serie de sistemas interconectados a las unidades
de procesos y son necesarios para garantizar su funcionamiento seguro y confiable.
3.4.3.1 AGUA DULCE PARA USO INDUSTRIAL
El agua para uso industrial en Refinería Talara, proviene de dos fuentes:
¾ Agua de mar desalinizada producida, por el proceso de ósmosis inversa y cuyo uso es
destinado, principalmente, para la producción de vapor:
• Seguido de un proceso de desmineralización, para la producción de vapor de 600 psig. de
presión.
• Directamente y sin ningún tratamiento adicional, para la producción de vapor de 150 psig.
de presión.
• El exceso de agua, con respecto a la producción de la planta, es enviado a la red general de
agua de la Refinería ó directamente a los tanques de almacenamiento de agua, ubicados,
en el "Tablazo". Desde donde son, posteriormente, transferidos por gravedad, a la
Refinería.
¾ Agua potable de la red pública, comprada a la Empresa Prestadora de Servicios de
Saneamiento EPS Grau S.A., es mezclada con los excedentes de agua destilada, antes
indicado y es utilizada para el enfriamiento de los equipos rotativos utilizados en los diferentes
procesos y para limpieza y otros usos.
La planta de Osmosis Inversa, es de propiedad de la Cía. PRIDESA y suministra mediante un
contrato de servicio los dos tipos de agua requeridos por Refinería Talara. El agua de mar es filtrada
en cuatro etapas antes de ingresar a las membranas de Osmosis Inversa. La planta actualmente
produce 2,200 m3/día de agua desalinizada, de los cuales 1,500 m3/día son de agua industrial con
5ppm de Sólidos Totales Disueltos (TDS), y 700 m3/día de agua con 200 – 300 ppm TDS. La
salmuera generada es descargada al mar en la Bahía Talara.
La planta de Osmosis Inversa, en actual operación, tiene la capacidad para duplicar el volumen de
agua a desalinizar. La instalación tiene turbinas de recuperación de energía para el mejoramiento de
la eficiencia de la energía interna de la planta.
3.4.3.2 AGUA DE MAR PARA ENFRIAMIENTO
El sistema de agua de enfriamiento actualmente utiliza el agua de la Bahía Talara, bombeando una
cantidad de 22,500 gpm. La succión está ubicada al sur del Muelle de Carga Líquida de productos.
En la Bahía Talara la temperatura del agua puede alcanzar los 27°C durante el verano, la cual es
relativamente alta comparada con la temperatura de Punta Arenas, que es típicamente menor en el
verano y contiene una menor Demanda Bioquímica de Oxígeno (BOD). Las bombas de enfriamiento
de agua de mar descargan a un cabezal común que alimenta a 5 líneas de agua de mar de
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-6
000060
enfriamiento hacia la planta. Normalmente están en operación una bomba de 20,000 GPM de
capacidad, con tres de 8,000 GPM de capacidad cada una como reserva.
Durante el verano las bombas de agua de enfriamiento presentan problemas por el ingreso al
sistema, de arena en suspensión en el agua, lo cual es causado por los cambios temporales de la
corriente dentro de la Bahía.
La línea de alta marea de la Bahía se encuentra a 10 metros de la entrada del agua de mar. La
malla de ingreso en la succión presenta aberturas de 50 mm, para proteger la bomba, pero aun así
permite el incrustamiento de moluscos. La malla asimismo, envejece y falla por problemas de
corrosión.
Las bombas están localizadas actualmente dentro del canal natural de la Bahía, muy cercanas a la
costa, lo cual impide colocar bombas con mayor succión y/o mallas más finas. El gran problema de
la ubicación actual de las bombas es que los fondos de la Bahía son de bajo calado y no proveen un
área adecuada para disminuir la velocidad de entrada para las nuevas unidades con aberturas de
malla de 5 mm. Adicionalmente otro problema estacional en Bahía Talara y Punta Arenas es la
presencia de medusas flotantes, capaces de causar obstrucción en las entradas de agua de mar.
3.4.3.3 SISTEMAS DE GENERACIÓN DE VAPOR
El vapor de agua es uno de los energéticos más utilizados, para el calentamiento de los procesos, y
como elemento motriz ó “driver” de equipos rotativos críticos para las operaciones de Refinería
Talara.
La actual configuración de los sistemas de generación de vapor, consta de dos niveles: alta y baja
presión, efectuándose la operación de las redes de alta y baja presión, a 600 y 150 y 10 psig,
respectivamente.
Para generar el vapor necesario en cada una de las diferentes redes, se cuenta con los siguientes
calderos y/o calderetas:
¾ VAPOR DE 150 PSIG:
CALDERETA V-E 3A/B
Es un equipo de generación del tipo Pirotubular y de recuperación de calor.
Para la generación de vapor, se aprovecha el calor de la corriente caliente de una fracción del
gasóleo pesado, extraído de la Unidad de Vacío del Complejo de Craqueo Catalítico, que es
retornado a la columna, previo enfriamiento y con la finalidad de mantener su perfil térmico,
cuyo control final de la temperatura deseada se logra con el uso posterior de unos ventiladores
atmosféricos.
La producción típica de esta caldereta es de 28,362 Lbs/Hr de vapor saturado de 150 psig de
presión.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-7
000061
CALDERETA F-E 2A/B
Es un equipo de generación del tipo Pirotubular y de recuperación de calor.
Para la generación de vapor, se aprovecha el calor de la corriente caliente de una fracción de
la corriente de fondos de la columna fraccionadora de la Unidad de FCC del Complejo de
Craqueo Catalítico, que es retornado a la columna, previo enfriamiento y con la finalidad de
mantener su perfil térmico, cuyo control final de la temperatura deseada se logra con el uso
posterior de unos enfriadores de los fondos, que utilizan agua de mar como refrigerante.
La producción típica de esta caldereta es de 21,390 Lbs/Hr de vapor saturado de 150 psig de
presión.
CALDERO BABCOK AND WILCOX 706
Es un caldero acuotubular convencional, diseñado y fabricado por Babcok and Wilcox de USA,
el cual fue instalado en el año 1993 y tiene una capacidad de diseño de 65,000 Lbs/Hr, siendo
su producción típica de 2203 Lbs/Hr de vapor saturado de 150 psig de presión.
Al igual que las calderetas V-E3A/B y F-E2A/B, es alimentado con agua osmotizada y deareada
y utiliza como combustible gas natural, posee un economizador para precalentar el agua de
alimentación, utilizando las purgas ó desfogues continuos del caldero fluido caliente.
El tiro forzado se logra con un soplador de aire que es accionado por una turbina, que utiliza
vapor de 150 psig como fuerza motriz. La velocidad de la turbina, es regulada, con el flujo de
vapor, mediante un gobernador de tipo mecánico.
La operación del caldero B&W 706, tiene por objeto proveer el vapor de 150 psig necesario
para atender los “picos” de consumo, originados, principalmente, por el calentamiento del
combustible residual para exportación y otros usos eventuales. Encontrándose normalmente en
situación de espera.
¾ VAPOR DE 600 PSIG
CALDERO “CO”
El caldero “CO”, es un caldero acuotubular, que es alimentado con agua desmineralizada y
deareada y se le denomina de “recuperación de calor”, porque utiliza los gases de combustión
provenientes del regenerador de catalizador gastado de la unidad de FCC, como combustible
principal, para generar vapor sobrecalentado. Su producción típica es de 89,500 Lbs/Hr de
vapor de 600 psig de presión y sobrecalentado a 680ºF.
El diseño y fabricación de este caldero, corresponde a la Cía. Mitsubishi Heavy Industries LTD.,
del Japón y posee un economizador para precalentar el agua de alimentación, aprovechando el
calor remanente en los gases de combustión que salen por la chimenea y un sobrecalentador
de vapor en la zona de convección.
La energía suministrada por los gases de la combustión del carbón del catalizador, que salen
del regenerador, para la producción del vapor en el caldero “CO”; proviene del calor latente
liberado en la reacción para completar la combustión del CO a CO2, y el calor sensible de la
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000062
masa de gases, debido a su contenido calórico, por la alta temperatura; la cual promedia los
1300ºF.
Adicionalmente, este caldero utiliza un combustible auxiliar, que está constituido por una
mezcla de gas natural y “gas ácido”, en una proporción aproximada de 30 y 70% Vol.,
respectivamente. De acuerdo a lo recomendado por el fabricante y como una medida de
seguridad el aporte energético de este gas combustible auxiliar debe ser, como mínimo, el 10%
del total requerido por el caldero.
CALDERO APIN
Es un caldero acuotubular convencional, diseñado por Mitsubishi Heavy Industries LTD., del
Japón y fabricado por la Cía. APIN del Perú S.A, siendo su producción típica de 45,827 Lbs/Hr
de vapor de 600 psig de presión y sobrecalentado a 680 º F.
Al igual que el caldero “CO”, es alimentado con agua desmineralizada y deareada y utiliza
como combustible una mezcla de gas que está constituida por gas natural y “gas ácido”, en una
proporción aproximada de 30 y 70% en volumen, respectivamente. Posee un sobrecalentador
de vapor en la zona de convección.
La operación del caldero APIN tiene por objeto dotar de una mayor confiabilidad a la
operatividad de la Refinería, especialmente a las turbinas del soplador de aire para el
regenerador de catalizador y compresor de gases del Complejo de Craqueo Catalítico, que son
los principales consumidores del vapor de 600 psig de presión.
Aproximadamente el 70% de la producción del caldero APIN (34,009 Lbs/Hr), es reducido,
mediante la válvula de expansión O-PRC-43 hasta 150 psig, para su uso en esta red de
mediana presión y el 30% restante (12,484 Lbs/Hr) es utilizado como tal.
Cuando la producción del caldero “CO” disminuye, ésta es suplida por el caldero APIN. Así
mismo, cuando el caldero “CO”, queda fuera de servicio, por diferentes razones, es
reemplazado por el caldero APIN, sin que se afecte la producción de la Refinería.
3.4.3.4 SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE
El sistema actual de gas combustible tiene dos componentes: el gas natural y el gas ácido o gas
seco, producido en Refinería Talara.
El gas natural, que proviene de los campos de producción del Noroeste del Perú, es comprado
mediante la suscripción de un contrato tipo “Take or Page”, a la Cía. Empresas Eléctricas de Piura
S.A. (EEPSA), para su uso como combustible en hornos y calderos de la Refinería.
El “gas ácido” ó “gas seco”, es producido en la Unidad de Recuperación de Gases del Complejo de
Craqueo Catalítico y se caracteriza por su alto contenido de azufre, por lo cual es altamente
corrosivo, esta producción es variable y depende del tipo y nivel de carga procesada, así como de la
severidad de la operación de la unidad de FCC y varía entre 3.0 y 5.0 MMPCD, aproximadamente.
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000063
A una mayor temperatura del reactor se tiene una mayor conversión y por ende, una mayor
producción de gasolina y gas licuado de petróleo (GLP); así como una mayor producción de “gas
ácido”; la menor temperatura del reactor, permite maximizar la producción de destilados medios.
Los requerimientos del mercado son variables e indicarán cuál es el patrón de producción que se
adoptará.
3.4.3.5 SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Actualmente los requerimientos de potencia y energía eléctrica en la Refinería Talara, son
abastecidos desde el exterior por la empresa EEPSA, mediante un contrato de suministro.
Hasta el año de 1998, la Refinería Talara contaba con su propia Central Térmica de Generación
Eléctrica que le permitía abastecer de potencia y energía confiable a sus instalaciones, la cual fue
desactivada por su antigüedad y obsolescencia, estando disponible el terreno que ocupaba dicha
central para la edificación de una futura planta de generación eléctrica.
Actualmente, la Refinería Talara adquiere energía eléctrica de la Empresa Eléctrica de Piura S.A.
(EEPSA) del consorcio Cabo Blanco, propietaria de la Central Térmica de Malacas, la cual está
integrada a la red eléctrica interconectada del Perú denominada Sistema Interconectado Nacional
(SINAC).
El sistema de suministro de energía a la Refinería Talara se encuentra conformado por los sistemas
de transmisión, de transformación y de distribución, respectivamente. En la actualidad se encuentra
en proceso el estudio de diagnóstico y mejoras de suministro sostenido de energía eléctrica para la
Refinería Talara, la copia incluirá los esquemas de proceso, y estará a disposición del contratista del
PMRT como referencia.
3.4.3.6 SISTEMA DE AIRE COMPRIMIDO
Actualmente los requerimientos de aire comprimido utilizado para la instrumentación y para uso
general, son abastecidos por un sistema de compresión, enfriamiento, secado, distribución y
suministro, que está ubicado en el área de servicios industriales.
La filosofía concebida para el suministro de aire comprimido, para atender los consumos para la
instrumentación y uso general ó de “Planta”, está basada en la diferencia de prioridades y calidades
requeridas para ambos sistemas.
El flujo total de aire comprimido requerido por Refinería Talara, es suministrado actualmente por un
compresor centrífugo de 1500 SCFM de capacidad.
Aproximadamente el 60% del volumen total de aire suministrado, es utilizado, actualmente, para el
control neumático de los instrumentos de las unidades de procesos. El 40% restante, es para uso
general ó de “planta”.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
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000064
3.4.4 FACILIDADES GENERALES
3.4.4.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO
La Refinería Talara tiene dos grandes patios de tanques: uno en Talara Alta, elevación denominada
“El Tablazo” y el otro en el patio de tanques contiguo al área de procesos de la Refinería.
En el patio de tanques El Tablazo se recibe el crudo de la zona de Talara, comprado a los diferentes
contratistas, para luego ser alimentado al área de procesos por una red de oleoductos. El crudo es
comprado (fiscalizado) en las estaciones de bombeo y transportado a este patio a través de
diferentes oleoductos. Algunas de estas estaciones o puntos de fiscalización se encuentran fuera
de Talara, por el norte a 35 km y por el sur a 15 km, con oleoductos de 10”, 8” y 6” de diámetro.
El patio de tanques de Refinería está en la parte baja industrial, tiene 30 tanques (20 de productos y
10 de crudo). Actualmente (previo a la Modernización), se está ampliando la capacidad de tancaje
para almacenar mayores volúmenes tanto de petróleo crudo como de productos.
Todos los productos en especificación pasan a sus respectivos tanques de almacenamiento en el
Área de Movimiento de Productos y Almacenaje que cuenta con tanques de almacenamiento
destinados al manejo de la materia prima (crudo), productos terminados y productos intermedios.
3.4.4.2 MUELLE DE CARGA LÍQUIDA (MCL)
Para el despacho de los diferentes productos, la Refinería cuenta con un Muelle de Carga Líquida
(MCL), ubicado en la Bahía de Talara. En el MCL se realiza la carga y descarga de multiproductos
desde GLP hasta residuales. El MCL cuenta con un movimiento promedio de atención de 8 buques
tanques para carga de diferentes productos y 4 para carga de GLP, con un tiempo neto de 20 y
10 horas respectivamente, y un promedio de 4 buques tanques para descargar con un tiempo neto
de 20 horas.
Todos los productos en este muelle se cargan y eventualmente descargan, utilizando brazos de
carga que están equipados con válvulas y sistemas de control de derrames para reducir el riesgo de
derrame de hidrocarburos en la Bahía.
3.4.4.3 TERMINAL MULTIBOYAS
Frente al Condominio de Punta Arenas se encuentra el Terminal Multiboyas, el cual consta de un
sistema de líneas submarinas para la carga y descarga (exportación de residuales e importación de
crudos).
El movimiento promedio es de 3 buques tanques de descarga con un tiempo neto de 36 horas y un
buque tanque de carga con un tiempo neto de 20 horas.
3.4.4.4 PLANTA DE VENTAS TALARA (PVT)
La Planta de Ventas Talara, es administrada por la Gerencia de Operaciones Talara de
PETROPERU S.A. y tiene como objetivo principal el abastecimiento de combustibles a la ciudad de
Talara y parte de la zona norte del país (desde Tumbes hasta Trujillo y Cajamarca).
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-11
000065
Esta Planta está ubicada en el área sur de la ciudad, en el lado derecho de la variante que une la
carretera Talara – Negritos con Talara Alta, aprox. a 3 km de la ciudad de Talara, construida en
terreno de propiedad de PETROPERÚ S.A, a una altitud de 80 m.s.n.m., ocupando una superficie
aproximada de 37,126 m2 (incluye la planta de despacho de GLP) y protegida con cerco perimétrico
de 770 metros lineales y 2.70 metros de altura. Limita por el norte con la berma de la carretera,
variante Talara Alta-Negritos, por el oeste con la planta envasadora de gas (REPSOL) y por el sur
con terrenos de PETROPERÚ S.A.
Los principales productos que se comercializan en esta planta son: GLP, gasolina 84, gasolina 90
SP, gasolina 95 SP, Kerosene, diesel 2, turbo A1, solventes 1 y 3, petróleos industriales y cementos
asfálticos.
Cuenta con 10 tanques verticales para almacenamiento de hidrocarburos líquidos (30,000 Barriles)
y 02 tanques horizontales para almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo-GLP (3,300 Barriles).
En el Cuadro 3-1 se muestra los despachos diarios de estos productos.
Cuadro 3-1
Promedio de movimientos de despachos por día calendario en la PVT
Despachos
1. Ventas
• GLP
• Combustibles Líquidos
• Asfaltos
Total
2. Transferencia a Planta Piura
• Combustibles Líquidos
3. Transferencia a otras áreas
• Combustibles Líquidos y otros
Volumen
(Bls)
Unidades (C/T)
2,243
2,336
584
5,163
13
36
5
54
3,632
20
2,431
14
Fuente: PETROPERÚ S.A
3.4.4.5 DISPOSICIÓN DE EFLUENTES LÍQUIDOS
Actualmente, la Refinería posee 6 descargas ubicadas entre las mareas altas y bajas. De acuerdo a
las regulaciones ambientales, las tuberías de descarga deben ser enterradas y extenderse lo
suficientemente adentro de la línea de playa para eliminar el impacto de la contaminación.
3.4.4.5.1
Desechos líquidos y aguas residuales
Los desechos líquidos contaminados con hidrocarburos son tratados para su recuperación en los
separadores agua-aceite API/CPI, el aceite es recuperado y transferido al Sistema de “Slop", para
posteriormente ser reprocesado.
Los efluentes tratados son descargados al mar con un contenido promedio de 8 a 10 ppm de aceites
y grasas, cumpliendo con lo que establecía la R.D. N° 030-96-EM/DGAA, y con lo establecido a
partir del 14.05.2008 en el D.S. 037-2008-PCM “Establecen Límites Máximos Permisibles de
Efluentes Líquidos para el Subsector Hidrocarburos”.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-12
000066
En el caso de la Planta Balasto (Planta de Lastre) en la cual se recupera el aceite del agua con
hidrocarburos descargada por los buques tanque (lastre aceitoso), durante el 2008 se ha transferido
desde buques un total de 283,575 barriles de lastre, habiéndose recuperado 21,892 barriles de
aceite el cual fue transferido al sistema general de recuperación de “Slop”.
Las aguas servidas producto de los desagües sanitarios del área industrial de Refinería Talara se
continúan tratando en los pozos sépticos ubicados en diferentes áreas de Refinería Talara.
En el área del patio de tanques Tablazo los efluentes líquidos procedentes de los drenajes de los
tanques de almacenamiento de crudo, son vertidos en una poza API ubicada en la misma área de
tanques Tablazo. El aceite recuperado es transferido nuevamente a los tanques y el agua se
transfiere a una poza de evaporación, ubicada en el mismo patio.
3.4.4.5.2
Vertimientos de separadores
El agua contaminada con productos oleosos por efectos del proceso de refinación, es tratada previa
a su descarga al mar, para lo cual se dispone de dos tipos de separadores de aceite-agua (CPI y
API), en los cuales se da tratamiento al agua contaminada, mediante la separación de la fase
aceite/agua. El aceite es recuperado y se recicla al proceso. El agua tratada fluye directamente al
mar.
Separadores de aceite
Separador API Norte, el cual luego de su rehabilitación, se encuentra en servicio desde julio del
2005. Está diseñado para operar a un caudal de 825 a 1,000 gpm, para remover gotas de aceite de
0.82 de gravedad específica y 120 micras de diámetro. Es utilizado para el tratamiento de los
efluentes de la “Planta de Tratamientos de la UDP”. Durante el año 2008 se ha logrado un promedio
de 5.0 mg/lt de contenido de aceites y grasas en este efluente.
Separadores API Sur y CPI, por donde fluyen aproximadamente 9,600 gpm de agua de las áreas de
UDP, UDV, FCC y Servicios Industriales, que luego de un suficiente tiempo de decantación se logra
la separación del aceite, el cual es recuperado (sistema de “Slop”) y retornado al proceso de
refinación. El agua tratada se envía directamente al mar a través del desagüe de salida de estos
separadores (“Desagüe Aceitoso”).
Tanto el Separador API-Sur como el CPI, están diseñados para remover gotas de aceite de 0.82 de
gravedad específica y 60 micras de diámetro y operar a flujos máximos de 6,000 y 13,800 gpm,
respectivamente.
Durante el año 2008 en la salida de los separadores API Sur y CPI, se alcanzaron valores promedio
de aceites y grasas de 7.1 mg/lt y 8.2 mg/lt respectivamente, muy por debajo del máximo permisible
de 20 ppm.
Por otro lado el contenido promedio anual de aceites y grasas en el efluente del “Desagüe Aceitoso”
(que vierte directamente al mar) fue de 7.4 mg/lt., lo que indica un buen control en la operación y
una buena performance de este sistema de tratamiento.
Los otros parámetros de control para los efluentes que se descargan al mar tales como:
temperatura, pH, D.Q.O (Demanda Química de Oxígeno), sólidos en suspensión y sustancias
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-13
000067
específicas peligrosas como fenoles, sulfuros, cloruros, metales pesados (cromo, plomo, cadmio y
mercurio), cumplen en su mayoría con los LMP establecidos en el D.S. 037-2008-PCM.
Considerando que el peligro de contaminación del mar por hidrocarburos, depende de la eficiencia
de operación de los separadores aceite/agua, en general se tiene un control permanente sobre su
performance y se ha establecido un programa de limpieza de los separadores, implementación de
mejoras para optimizar el funcionamiento de los mismos y un monitoreo periódico de calidad de los
efluentes y del cuerpo receptor (mar).
Para reducir los contaminantes ácidos (fenoles, sulfuros etc.), provenientes del condensado de
unidad de vacío y del tope de la fraccionadora de FCC, se cuenta con la Planta de Tratamiento de
Aguas Ácidas, la cual fue rehabilitada y ha continuado operando normalmente desde el año 2008.
Efluente Químico
Los drenajes provenientes de la regeneración de las resinas de la planta desmineralizadora son
neutralizados en una poza antes de su descarga al mar, controlando el pH entre 6 a 8.
3.4.4.5.3
Sistema de recolección de descargas líquidas
Las descargas acuosas de Refinería Talara son colectadas en los siguientes sistemas de desagüe
independientes:
a) Sistema de agua limpia y
b) Sistema de agua aceitosa.
El sistema de agua limpia, está compuesto por el flujo de retorno proveniente del agua mar de
enfriamiento y está constituido básicamente por agua salada (con un flujo de 1,148.4 m3/hora
promedio durante el año 2008), el cual descarga directamente al mar y no representa problema
ambiental.
El sistema de agua aceitosa, está compuesto por el retorno de agua proveniente de las diferentes
áreas de proceso, drenajes (“switch”) de bombas, drenaje de tanques, desaladora, etc. (Con un flujo
de 3,848.4 m3/hora promedio durante el año 2008) la cual es tratada en los separadores CPI y API
Sur, antes de su descarga al mar, tal como se describió anteriormente.
3.4.4.5.4
Descargas sanitarias
Las descargas sanitarias son tratadas en un sistema de pozos sépticos distribuidos en toda el área
industrial y el agua tratada residual en gran parte es utilizada como agua de riego para las áreas
verdes forestales ubicadas frente al edificio principal de Refinería.
3.4.4.5.5
Descargas de agua de lastre
El Muelle de Carga Líquida (amarradero N° 1) para carga y descarga de combustibles líquidos, en
servicio desde julio de 1995, cuenta con un sistema de descarga de agua de lastre de los buques, la
cual es transferida a la Planta de Balasto (tratamiento de Lastre) de 17,000 m3 de capacidad, en la
que se recupera el aceite y los efluentes se vierten al mar previo tratamiento. Este sistema de
tratamiento está implementado con un detector de interfase hidrocarburos/agua y un sistema de
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-14
000068
separación que garantiza un efluente con un contenido de aceite menor a 15 mg/lt, de acuerdo a lo
estipulado en el convenio MARPOL1.
Durante el año 2008 se tuvo un promedio de 8.3 mg/lt en el contenido de aceites y grasas en este
efluente. El aceite que se recupera se transfiere al sistema de slop (mezcla de hidrocarburos
recuperados) para su posterior reprocesamiento en la unidad de destilación primaria o de craqueo
catalítico. En el mismo año 2008 se recuperaron en la Planta de Balasto (Tanque 903) un total de
21,892 barriles de slop.
3.4.4.5.6
Descargas líquidas en tanques Tablazo
En el caso del Patio de tanques Tablazo los efluente líquidos (agua de formación y aceite)
procedentes de la operación de drenaje de los tanques de almacenamiento de crudo, son recibidos
inicialmente en una poza API ubicada en la misma área de tanques Tablazo, en la cual se separa el
aceite y se recupera en una poza adyacente. El aceite recuperado es transferido nuevamente a los
tanques mediante una bomba de recuperación y el agua se transfiere a una poza de evaporación,
en el mismo patio, no descargando a ningún cuerpo receptor.
Esta poza de evaporación periódicamente (aproximadamente cada dos años) es limpiada y los
residuos trasladados y confinados en el relleno industrial de Refinería Talara de Milla Seis. En el
año 2008 no se ha efectuado la limpieza de esta poza.
3.4.4.5.7
Puntos de descarga de efluentes al mar
Los ductos de desagüe que descargan al mar son los siguientes:
•
Ducto de salida de los separadores CPI y API-Sur: Denominado Desagüe Aceitoso, es un
ducto de sección rectangular de 1.8 x 1.3 mt, y es el más importante porque evacua
aproximadamente el 80% del flujo total de efluentes al mar.
•
Ducto de salida del separador API-Norte: De sección rectangular de 0.85 x 0.40 mt., en servicio
desde Julio de 2005.
•
Desagüe limpio: De sección cuadrada de 30 pulgadas, evacua el agua utilizada en los sistemas
de enfriamiento y no representa problema de contaminación ambiental por estar libre de aceite.
•
Desagüe químico de Refinería: Tiene 0.70 mt de diámetro y evacua los flujos de agua que se
originan en la regeneración de las resinas de la Planta Desmineralizadora. Estos flujos de agua
antes de ser evacuados al mar, son recibidos en una poza donde son neutralizados con soda
cáustica, la generación de este flujo es esporádico, sólo cada vez que se efectúa regeneración
de resinas.
•
Desagüe planta de lastre: Es un tubo de 10” de diámetro, que descarga en la línea de playa de
la Bahía de Talara, evacua el agua tratada del sistema de recuperación de Lastre de los
Buques.
•
Desagüe de la planta de agitadores de ácido nafténico. Estos flujos de agua ácida, antes de
ser evacuados al mar, son recibidos en una poza donde son neutralizados con soda y
1
Convenio Marpol: Convenio en el cual Las Partes se comprometen a cumplir las disposiciones señaladas a fin de
prevenir la contaminación del medio marino provocada por la descarga de sustancias perjudiciales o de efluentes
que contengan tales sustancias.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-15
000069
discurren al mar por una tubería de 8” de diámetro. Este efluente es esporádico,
aproximadamente ocho veces al año.
3.4.4.6 CONTROL Y REGISTRO DE EMISIONES
La Refinería Talara genera diferentes tipos de emisiones gaseosas, siendo las principales:
3.4.4.6.1
Gases de Chimeneas de hornos, calderos y flare
En Refinería Talara para el funcionamiento de hornos y calderos, se usa como combustible el gas
natural procedente del campo y gas remanente de procesos, los equipos donde se usan son: los
hornos de unidad de destilación primaria, unidad de destilación al vacío, planta de vacío II (ex
lubricantes), calderos CO y caldero APIN de 600 psig ubicados en Refinería Talara.
Por razones propias del proceso de craqueo catalítico se genera gas combustible ácido, como un
sub-producto, el cual se emplea combinado con gas natural como combustible; esta mezcla (aprox.
70% de gas ácido) solo es utilizada en el horno de la Unidad de Destilación al Vacío, y en el caldero
CO de 600 psig, cuando las condiciones de operación así lo requieren.
Para los gases residuales de proceso y como sistema de emergencia se cuenta con sistema de
quemado denominado "Flare" ubicado en la parte alta del área de Refinería Talara.
De los resultados del programa de monitoreo se observa que las concentraciones de los gases SO2,
NOx y CO en la calidad del aire ambiental de la Refinería son inferiores a los niveles de referencia
estipulados en el D.S. 074-2001-PCM “Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad
Ambiental de Aire.
Una de las acciones para mantener la calidad del aire es un eficiente control de la operación de los
hornos y calderos, para obtener y mantener una optima combustión, así mismo se mantiene un
programa continuo de muestreo y análisis de gases de las chimeneas de estos equipos a fin de
controlar las emisiones.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-16
468000
468500
469000
000070
469500
470000
40
60
30
OCÉANO
Muelle de carga
de productos
20
ra d
aS
eca
9494500
9494500
PACÍFICO
Que
b
10
Bahía
Talara
Muelle
de Lanchas
20
50
40
9495000
467500
50
467000
9495000
466500
9494000
30
Unidades de
Proceso
TALARA
Terminal
Multiboyas
9493500
9493500
40
50
9494000
30
REFINERÍA
10
renas
Área de Tanques
Área de Tanques
Unidades de Proceso
Capital de Distrito
70
125
250
500
467500
468000
468500
50
Proyección UTM, Datum WGS84, Zona 17
469000
Curvas de Nivel Primarias
Curvas de Nivel Secundarias
750
m
Refineria
469500
9492500
0
Ríos y Quebradas
50
80
Octubre, 2009
60
467000
Fecha:
ESCALA: 1/10 000
30
466500
3-2
CAMPAMENTO
PUNTA ARENAS
50
PET 1353
Figura:
40
90
Proyecto:
Elaborado por:
Vías Principales
20
Distribución Actual de las Unidades
de la Refinería Talara
30
SIMBOLOGÍA
40
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA
9492500
9493000
9493000
Punta A
LEYENDA
470000
000071
3.5 PROYECTO DE MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA
La Modernización de la Refinería Talara comprende la construcción de nuevas unidades de
procesos y servicios y la remodelación de las existentes. El Cuadro 3-2 muestra las nuevas
unidades que comprende el Proyecto Modernización de Refinería Talara y las unidades cuyas
capacidades serán ampliadas.
Cuadro 3-2
Componentes de la Modernización de Refinería Talara
Capacidad Actual
(MBDO)
Capacidad Futura
(MBDO)
Unidad de Destilación Primaria
65
95
Unidad de Destilación al Vacío I
27
21
Unidad de Destilación al Vacío III
-
35
19
25
Unidad de Hidrotratamiento de Nafta Liviana
-
13.3
Unidad de Hidrotratamiento de Nafta Craqueada
-
9.5
Unidad de Reformación Catalítica de nafta
-
9.5
Unidad de Hidrotratamiento de Diesel
-
41
Unidad de Coquificación de residuo de vacío
-
22.6
Planta de Acido Sulfúrico (TM/D)
-
460
Planta de Hidrógeno (MMPCD)
Generación Eléctrica – Autoabastecimiento (MW)
-
30
46
Unidad
Unidad de Craqueo Catalítico Fluido
Fuente: PETROPERÚ S.A.
Las nuevas unidades se ubicarán próximas a las unidades existentes, con espaciamientos
adecuados para dar seguridad, y optimizar la longitud de los corredores de las tuberías, cableado y
alambrado. El Proyecto no genera la necesidad del uso de nuevas áreas terrestres fuera de las
instalaciones de la Refinería dado que en ella existe el espacio interno suficiente.
Los espacios requeridos para el mantenimiento, las rutas de escape y las áreas de protección han
sido dimensionados según las normas de seguridad establecidas por PETROPERÚ y de la
Asociación Nacional de Protección contra el Fuego (NFPA) ante la ocurrencia de emergencias de
carácter catastrófico como incendios y explosiones. El diseño preliminar puede ser modificado, de
requerirlo la ingeniería de detalle, para asegurar el cumplimiento de las buenas prácticas y las
normas NFPA.
La Figura 3-3 muestra el esquema de configuración de procesos del Proyecto de Modernización de
Refinería Talara.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-18
C 1/C 4
Unidad
Destilación
Primaria
95.0 MBDO
Slop Wax
GOP
UCK
C 1/C 4
Coque
GOP
GOL
Nafta
Hidro
tratamiento
Nafta y splitter
13.3 MBDO
Unidad de
Coking
22.6 MBDO
Tratamiento
Caústico
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
Fuente: PETROPERÚ S.A
GPMR 13.06.2008
NUEVAS UNIDADES CONEXAS
NUEVAS UNIDADES
UNIDADES EXISTENTES MODERNIZADAS
Fondos de Vacío
Unidad
Destilación
Vacío III
35.0 MBDO
GOL
Fondos de Vacío
UDV III
Gases
Unidad
Destilación
Vacío I
21.0 MBDO
Slop Wax
GOP
UDV I
Gases
GOL
Diesel
Kerosene
Nafta Pesada
Nafta Liviana
H2
Diagrama de flujo de la futura Refinería Talara modernizada
UDP
Crudo
Reducido
Crudo
Figura 3-3
Gas Combustible
Nafta Craq.
Asfaltos
Petróleos
Industriales
Diesel 2
Kerosene
Turbo A1
Solvente 3
Gasolinas
Coque
1
Combustible
Servicios y Facilidades
Generales
Planta de
Cogeneración,
Hornos y Calderos
Planta de
Ácido Sulfúrico
460 TM/D
Hidro
tratamiento
Nafta FCC
9.5 MBDO
H2
Hidro
tratamiento
Diesel
41.0 MBDO
Gas
Ácido
Planta de
Gas
Tratado
Tratamiento
con Aminas
Planta de
H2
Hidrógeno
30.0 MMSCFSD
Gasificador /CFB
Tratamiento de Gas
Gases de
Procesos
Gas
Natural
Ac. Pesado
Ac. Ligero
Ac. Clarificado
Unidad
Craqueo
Catalítico
Fluido
25.0 MBDO
UCCF
Nafta
FCC
Unidad
Recuperac.
Gases
H2
Tratamiento
GLP
Gases
H2
Reformación
Catalítica
9.5 MBDO
C 3/C 4
GLP
Nafta
Solvente 1
3-19
000072
468000
468500
469000
000073
469500
470000
40
60
30
OCÉANO
Muelle de carga
de productos
20
ra d
aS
eca
9494500
9494500
PACÍFICO
Que
b
10
Bahía
Talara
Muelle
de Lanchas
20
50
40
9495000
467500
50
467000
9495000
466500
9494000
30
Unidades de
Proceso
TALARA
Terminal
Multiboyas
9493500
9493500
40
50
9494000
30
REFINERÍA
10
renas
Área de Tanques
Instalaciones de Ampliación
Instalaciones Actuales
Capital de Distrito
70
0
125
250
500
467500
468000
468500
50
Proyección UTM, Datum WGS84, Zona 17
469000
Curvas de Nivel Primarias
50
Ríos y Quebradas
Curvas de Nivel Secundarias
750
m
Refineria
469500
9492500
9492500
80
Octubre, 2009
60
467000
Fecha:
ESCALA: 1/10 000
30
466500
3-4
CAMPAMENTO
PUNTA ARENAS
50
PET 1353
Figura:
40
90
Proyecto:
Elaborado por:
Vías Principales
20
Distribución de las Nuevas Unidades
de la Refinería Talara
30
SIMBOLOGÍA
40
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
MODERNIZACIÓN DE REFINERÍA TALARA
9493000
9493000
Punta A
LEYENDA
470000
000074
3.5.1
CARACTERÍSTICAS DE LAS NUEVAS INSTALACIONES
Los estudios de factibilidad y la ingeniería de las nuevas instalaciones fueron ejecutados
conjuntamente por las empresas Arthur D. Little y EnGlobal bajo el concepto de desarrollo
sustentable que rige las operaciones de PETROPERÚ, aplicando los estándares establecidos en las
normas vigentes y los lineamientos de organismos multilaterales como el Banco Mundial. El efecto
beneficioso neto será que la Refinería será modernizada para alcanzar los estándares indicados
anteriormente.
Entre las consideraciones de mejora ambiental previstas en el diseño conceptual se destacan las
siguientes:
• Captura y transformación de emisiones de gases como SO2.
• Optimizar el sistema de tratamiento de efluentes líquidos.
• Aplicar tecnologías de procesos probadas, energéticamente eficientes y de bajo impacto
ambiental.
• Racionalizar el consumo de agua y el suministro eléctrico.
• Prohibir el uso de materiales peligrosos incluyendo asbesto, aceites dieléctricos a base de
Bifeniles Policlorados (PCBs), pintura a base de plomo y clorofluorocarbonos (CFC).
• Minimizar la generación de desechos y las descargas operativas.
• Priorizar la recuperación de residuos aplicando técnicas de reuso y el reciclaje.
• Utilizar materiales de alta calidad y óptimo rendimiento.
3.5.2
DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES DE PROCESOS ACTUALES AMPLIADAS
3.5.2.1 UNIDAD DE DESTILACIÓN PRIMARIA
La Unidad de Destilación Primaria separa (fracciona) los cortes o cadenas de carbono de las cuales
está compuesto el petróleo, mediante el proceso de ebullición y condensación multietapa, también
denominado destilación continua. La operación actual procesa 65 MBDO de carga y con la
Modernización se incrementará hasta 95 MBDO.
El petróleo crudo ingresa a la Unidad de Destilación Primaria a través de un horno donde se somete
a altas temperaturas (hasta 350ºC) y que lo convierten parcialmente en vapor, previo proceso de
precalentamiento y desalado. La salida del horno se encuentra conectada a una “torre de destilación
primaria” con múltiples etapas o arreglos mecánicos interiores que permiten el contacto y
fraccionamiento (separación) de los diferentes cortes o productos.
El producto (vapor y liquido) proveniente del horno ingresa a la torre de destilación, en cuyo interior
la presión es ligeramente superior a la de la atmósfera. Se controlan las temperaturas en los
diferentes puntos de extracción de la columna, lo que ocasiona que los vapores más livianos
condensen en la parte superior y los líquidos no vaporizados y vapores más pesados condensen y
queden en el fondo obteniéndose así los diversos productos de tope, laterales y fondo.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-21
000075
De este proceso se obtiene nafta o gasolina liviana, nafta o gasolina pesada, kerosene y diesel.
En el fondo de la torre quedará aquel producto que no alcanzó a evaporarse en este primer proceso
y que se denomina residual atmosférico o “crudo reducido”, el cual es enviado a la unidad de
destilación al vacío.
3.5.2.2 UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO
La destilación al vacío es un proceso utilizado para separar fracciones de hidrocarburos cuyas
temperaturas normales de ebullición son superiores a la temperatura de desintegración térmica o
craqueo (350-400°C). El craqueo se evita mediante reducción de la presión que facilita la
disminución de las temperaturas de procesamiento a que son sometidas las fracciones. Los
productos que se obtienen luego de este proceso son diesel liviano de vacío, el cual es enviado a la
mezcla de diesel de la zona de tanques y diesel pesado de vacío que es enviado como carga a la
Unidad de Craqueo Catalítico.
Actualmente esta unidad tiene una capacidad de proceso de 27 MBDO. Con la Modernización se
construirá una nueva Unidad de Destilación al Vacío de 35 MBDO y se estandarizará la actual
unidad a 21 MBDO, para prolongar su vida útil, con lo cual se espera incrementar la capacidad total
de destilación al vacío a 56 MBDO.
3.5.2.3 UNIDAD DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDO (FCC)
Mediante el proceso de craqueo catalítico o desintegración catalítica, las fracciones pesadas de los
hidrocarburos son convertidas en productos livianos, los cuales son más valiosos desde el punto de
vista económico tales como: gasolinas de alto octanaje, aceites cíclicos livianos y aceites cíclicos y
clarificados pesados.
Actualmente la unidad de craqueo catalítico fluido de la Refinería opera a una capacidad de 19
MBDO. Luego de la Modernización, se incrementará la capacidad hasta 25 MBDO.
3.5.2.4 SISTEMA DE GENERACIÓN DE VAPOR
Actualmente, la Refinería produce vapor en dos niveles de presión: 600 y 150 psig. El caldero CO
produce vapor de 600 psig y las calderetas de la UDV (V-E3 A/B) y de FCC (F-E2 A/B) producen
vapor de 150 psig. En el área de SSII, se cuenta con calderas para completar y/o suplir dichas
calderas: el caldero APIN para producir vapor de 600 psig y el caldero B&W706 para producir vapor
de 150 psig.
El caldero de CO será reemplazado con Enfriador de Catalizador de CCF y tendrá una capacidad
de aproximadamente 300,000 lb/hr de vapor. El gas combustible de bajo poder calorífico será
mezclado con el gas tratado de refinería y usado en los hornos de procesos existentes y nuevos.
Siendo un combustible de bajo azufre, no se requiere tratamiento del SOx en los gases de chimenea
provenientes de la combustión. En vista que se usará un gas con bajo BTU, los gases se quemarán
a una temperatura de llama algo más baja, por lo que se prevé no serán necesarios quemadores
que produzcan bajo NOx, lo cual se confirmará durante el diseño detallado.
En calderos que operen con gas de bajo BTU junto con el aire de combustión. La cámara de
combustión se mantendrá a aproximadamente 985°C. Se arrancará el caldero usando gas natural
como combustible para obtener la temperatura de operación de la cámara de combustión. Una vez
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-22
000076
que se alcanza la temperatura de operación se hará ingresar el combustible de bajo poder calorífico
en la cámara de combustión.
El vapor generado será de 600 psig sobrecalentado. La presión de este vapor disminuirá para que
alimente a las unidades y/o expandirá en una o más turbinas para generar fuerza motriz o eléctrica.
La Refinería consumirá vapor de alta, mediana y baja presión.
3.5.2.5 SISTEMA FLARE
El sistema de antorcha o flare existente, se mantendrá sin superar su capacidad de diseño y
continuamente está quemando 30,000 scfd de gas de venteo. Este sistema maneja todas las
situaciones de emergencia de las torres existentes, en cuanto a alivio de presión, excepto el escape
de las válvulas de seguridad de tope para las torres de destilación
Se instalará un nuevo sistema flare para manejar el gas de venteo y alivio de presiones de las
nuevas unidades. La línea del flare requerirá una pequeña presión positiva para excluir el oxígeno,
esta presión puede ser dada por el nitrógeno o por la purga de gas natural. Para efectos del
Proyecto, este sistema estará conformado por una simple tubería con vapor para ayudar a una
operación sin humo. En principio se prevé emplear un flare multiboquillas dentro de dique protector
de visual de llamas (“ground flare”), a ser confirmado durante el diseño detallado.
Se prevé minimizar el gas del flare para reducirá las emisiones de las instalaciones. Esto es
beneficioso para la calidad del aire, reducirá las compras de gas natural y economía.
Para el propósito de este estudio se asume que el flare principal tiene una línea de 36 pulgadas. La
capacidad y el dimensionamiento exacto serán determinados durante el diseño detallado una vez
que las cargas de alivio sean determinadas y el dimensionamiento de las válvulas de seguridad esté
completo.
3.5.2.6 FACILIDADES PORTUARIAS
• Muelle
La Refinería Talara cuenta con un muelle localizado en la Bahía de Talara. El muelle tiene la
capacidad para atender solo un barco con una duración de 20 horas de carga. La Bahía de Talara
también puede atender barcazas, sin embargo se requerirá una capacidad de embarque adicional
para los productos de la refinería ampliada. Existe otro muelle que sirve para remolcadores que para
ser utilizado necesitará una reconstrucción para adaptarlo a las nuevas cargas.
El nuevo muelle, será construido de tal manera que puedan ser atracadas embarcaciones de
35,000 toneladas para descargar crudos y cargar productos del petróleo y ácido sulfúrico. El diseño
tiene una capacidad de descarga de 21 a 30 MMbbl/ mes por un lado. Se definirá en el diseño
detallado la necesidad de acondicionar ambos lados de carga para la carga de dos embarcaciones
a la vez. Se espera que el muelle opere las 24 horas del día.
Las dimensiones del nuevo muelle serán de 150 a 200 metros de largo y alrededor de 35 m de
ancho. Se ha propuesto una losa o plataforma de concreto y sistema de pilotes vigas para las
cubiertas, con tuberías de acero con soldaduras que sirvan de apoyo a la cubierta. Se construirán
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-23
000077
necesariamente puntos de atraque y amarre. El muelle se prevé esté diseñado de tal manera que
acomode a una grúa de 50 toneladas.
La ubicación y el tamaño del nuevo muelle previsto a nivel conceptual se muestran en el Plano 1 del
Anexo 3.0.
Actualmente, las embarcaciones cargan productos a través del muelle de carga existente en la
Bahía Talara. Todos los productos y crudos en este muelle se cargan y descargan utilizando brazos
de carga que están equipados con válvulas y sistemas anti derrame para reducir el riesgo de
derrame de hidrocarburo en la Bahía.
El nuevo muelle de carga, considerará la tecnología probada de punta para la prevención y captura
de los derrames. Este muelle será construido compartiendo con el existente el canal natural
existente y se prevé no se necesitará dragar la Bahía, lo cual se confirmará durante el diseño
detallado.
Los químicos contenidos y los productos sólidos serán embarcados y recibidos con un muelle
mejorado. El muelle existente será mejorado y equipado con una grúa de carga/descarga para
cargar/descargar los contenedores. Esto llevará el transporte de las grúas a las embarcaciones, y
reducirá el tráfico de grúas que será requerido para embarcar el coque del petróleo. Esto también
proporciona un medio para recibir los materiales contenidos y químicos necesitados para las
operaciones de la Refinería.
3.5.2.7 SISTEMA CONTRA INCENDIOS
Actualmente la Refinería está operando con agua contraincendio del muelle de carga líquida. Las
bombas de agua contraincendio están ubicadas en el muelle, sin embargo, se pueden arenar
durante la operación.
Se dotará de nuevas bombas de agua contraincendio en el nuevo muelle, en una zona donde
tendrán una captación sin riesgo de arenamiento o en Punta Arenas, a ser definido en el diseño
detallado. Las bombas de diesel existentes en el muelle existente de la Bahía de Talara serán
trasladadas a un lugar de mayor profundidad del mismo muelle. Las nuevas bombas de agua de
mar a diesel se diseñaran para proporcionar la suficiente capacidad de agua contraincendio para el
nuevo muelle y la refinería.
El sistema de agua contraincendio será de tipo perimetral mediante un anillo principal, para
suministrar agua contraincendio a todas las unidades de proceso. Cuando la Refinería añada
nuevas unidades las mismas se prevé no originaran mayor cantidad de agua contraincendio, por
ser el mayor riesgo el caso de combate de incendio en la zona de esferas de GLP.
Se considera a nivel del diseño conceptual tener un tanque de agua fresca para mantener
presurizada la red y abastecer inicialmente la futura demanda de agua mediante bombas eléctricas,
las cuales serían alimentadas desde el tanque de agua fresca. El tanque de agua será la primera
elección para suministrar agua de contraincendio. Una bomba mantendrá la presión del anillo para
detectar fugas y permitir pequeños usos de agua del sistema. Si las necesidades de agua
contraincendio se incrementan la segunda posibilidad será las bombas eléctricas del tanque de
agua dulce y al término del stock, el empleo de las bombas de agua de mar de diesel, con
autonomía prácticamente ilimitada, mediante reposición de combustible a los motores diesel.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-24
000078
3.5.3
DESCRIPCIÓN DE LAS NUEVAS UNIDADES DE PROCESOS
A continuación se describirá en forma resumida, cada una de las nuevas unidades para el proceso
de refinación del petróleo a implementarse en la Refinería Talara.
3.5.3.1
UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO DE DIESEL
Para satisfacer la creciente demanda de petróleo diesel de alta calidad en el país y reducir el
contenido de azufre en el petróleo diesel, se construirá una unidad de hidrotratamiento de las
corrientes que conforman el pool de diesel (nafta pesada, diesel liviano de UDP, GOL de la UDV,
GOL de Flexicoker y LCO de la unidad de FCC) de 41 MBDO de capacidad. Llamado también
desulfurizadora, en esta unidad se eliminará el azufre del diesel, produciendo diesel con menos de
50 ppm en peso de azufre el cual luego pasará a ser almacenado en los tanques respectivos.
En la Figura 3-5 se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Figura 3-5
Hidrotratamiento de gasóleos (Diesel)
Fuente: PETROPERÚ S.A.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-25
000079
3.5.3.2
UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA LIVIANA
La unidad de hidrotratamiento de nafta liviana tendrá una capacidad de carga de 13.3 MBDO, con
el objetivo de producir una nafta libre de azufre y nitrógeno y fracciones C6 - para alimentar la
unidad de reformación aguas abajo.
El hidrotratamiento de naftas es un proceso donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos
insaturados (principalmente diolefinas y aromáticos) transformándolos en saturados (parafínicos y
nafténicos). Así mismo, el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre, nitrógeno y oxigenados
transformándolos en ácido sulfhídrico (H2S), amoniaco (NH3) y agua (H2O).
La carga está constituida por gasolina liviana de destilación primaria y nafta de la unidad de
Flexicoker. Luego de ser calentada, la carga pasa por un reactor donde el hidrocarburo en contacto
con el hidrógeno y en presencia de un catalizador produce las reacciones deseadas. La corriente de
salida del sistema de reacción pasa por un separador de alta presión donde se separa el hidrógeno
que no reaccionó, el cual se recomprime y recicla añadiéndole una reposición. Luego la corriente
pasa a una torre estabilizadora donde se elimina una pequeña cantidad de gases ácidos por la parte
superior que van a la unidad de tratamiento con aminas y por el fondo sale gasolina hidrotratada con
menos de 3 ppm de azufre en peso.
En la Figura 3-6 se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Figura 3-6
Hidrotratamiento de Naftas
Fuente: PETROPERÚ S.A.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-26
000080
3.5.3.3
UNIDAD DE REFORMACIÓN CATALÍTICA
Con el objetivo de producir reformado RON 98 necesario para cubrir los requerimientos de octanaje
de las mezclas de gasolina, se instalará una unidad de reformación catalítica con una capacidad de
9.5 MBDO de nafta tratada proveniente de la unidad de hidrotratamiento. La tecnología que utilizará
la unidad será de reformación catalítica tipo semi-regenerativa, por ser la óptima para el tamaño de
unidad previsto, utilizando un catalizador de última generación y comercialmente probado, para
mejorar la producción de hidrógeno y reformado junto con amplios períodos de estabilidad y alta
resistencia a cloruros.
En la Figura 3-7, se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Figura 3-7
Reformación Catalítica
Fuente: PETROPERÚ S.A.
3.5.3.4
UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA FCC
La unidad de hidrotratamiento de nafta FCC tendrá una capacidad de carga de 9.5 MBDO, con el
objetivo de producir una nafta libre de azufre para alimentar al pool de gasolinas, cuyo contenido
máximo de azufre es de 50 ppm.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-27
000081
Con la finalidad de minimizar la pérdida de octanaje, es preferible fraccionar la gasolina FCC en una
corriente liviana y otra pesada. La mayor cantidad de azufre se concentra en el corte pesado,
mientras que la mayor cantidad de olefinas se concentra en el corte liviano.
El esquema del proceso seleccionado muestra una amplia flexibilidad para procesar diferentes
composiciones de carga e incluye las siguientes secciones:
Hidrogenación selectiva /Columna separadora (“Splitter”) SHU.
Hidrodesulfurización selectiva Prime G+
En la Figura 3-8, se muestra el diagrama de flujo de esta unidad
Figura 3-8
Hidrotratamiento de Nafta FCC
Fuente: PETROPERÚ S.A.
3.5.3.5
UNIDAD DE FLEXICOKER
El Flexicoking es un proceso continuo de desintegración térmica que convierte hasta un 99% de la
fracción más pesada de crudo destilado (fondo de vacío) en una gran variedad de productos de
mayor valor comercial como son los gases, gasolina, gasóleo de coker liviano procesable como
diesel y gasóleo de coker pesado procesable en la unidad de CCF.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-28
000082
La nueva unidad de Flexicoking de 22.6 MBDO estará conformada principalmente por tres
recipientes mayores: un reactor, un calentador, y un gasificador, así como por un sistema de
fraccionamiento de productos, recuperación de GLP y manejo de coque purgado y fino.
El Flexicoking procesará los fondos de las dos unidades de destilación al vacío sin generar grandes
cantidades de combustibles residuales y coque. A su vez, este proceso convierte el coque
producido en flexigas, un gas con bajo BTU y azufre que será usado como combustible para
Refinería, reduciendo la necesidad de compras de gas natural. En este proceso, se producirá una
baja cantidad de coque, el cual se comercializará como combustible para plantas cementeras o
quema en calderos para generación de vapor y/o electricidad.
En la Figura 3-9, se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Figura 3-9
Unidad de Flexicoking
Fuente: PETROPERÚ S.A.
3.5.3.6
PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO
El hidrógeno constituye un insumo básico de las plantas de hidrodesulfuración por su gran poder
reductor. Se ha previsto la construcción de una planta de hidrógeno con una capacidad de
30 MMPCD.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-29
000083
El proceso consiste en someter una mezcla de gas natural con gas de refinería o nafta previamente
desulfurado a un proceso de reformado mediante vapor a alta presión y temperatura. Como
resultado de la reacción entre los hidrocarburos y el vapor se produce una mezcla de gases
(conocida como gas de síntesis) constituida por hidrógeno (H2), dióxido de carbono (CO2), monóxido
de carbono (CO) e hidrocarburos sin reaccionar ya que la eficiencia es del 65%.
El proceso elimina en primer lugar el CO mediante reacciones de desplazamiento de alta a baja
temperatura a 400 y 200°C respectivamente y posteriormente demetanización. De esta manera se
produce una mezcla gaseosa constituida de H2, CO2, H2O y trazas de CO y CH4. Después de esta
etapa se realiza una última purificación, mediante el proceso de adsorción por cambio de presión el
cual permite obtener hidrógeno puro al 99.9 % mientras que los gases remanentes se descargan a
la atmósfera.
En las figuras 3-10A y 3-10B, se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Figura 3-10A Planta de Producción de Hidrógeno
Fuente: PETROPERÚ S.A.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-30
000084
Figura 3-10B Planta de Producción de Hidrógeno
Fuente: PETROPERÚ S.A.
3.5.3.7
PLANTA DE ÁCIDO SULFÚRICO
Con el fin de aprovechar el contenido de azufre de los gases ácidos de refinería provenientes de las
unidades CCF, coker e hidrodesulfuradoras, separados en una unidad de regeneración de solución
de aminas, el Proyecto contempla la construcción de una planta de ácido sulfúrico. La tecnología
seleccionada convierte el H2S en SO2 por combustión del mismo y ácido sulfúrico por hidratación y
condensación de este último, sin tener que producir azufre. Puede procesar el amoniaco presente
en los gases de los despojadores de agua ácida, convirtiéndolo en nitrógeno. Los gases del
despojador de agua ácida serán alimentados directamente a esta unidad, sobrepasando la unidad
de aminas.
La planta de ácido sulfúrico reducirá significativamente la emisión de dióxido de azufre al ambiente
mientras crea subproductos comercializables que fijan el mismo.
En la Figura 3-11, se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-31
000085
Figura 3-11
Planta de Ácido Sulfúrico
Fuente: Estudio de Ingeniería Conceptual PETROPERÚ S.A.
3.5.3.8
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GLP
Es una unidad convencional para reducir el contenido de azufre en los cortes individuales C3 y C4,
para alcanzar las especificaciones requeridas. El proceso seleccionado SULFREX convierte los
mercaptanos en disulfuros, ya sea “in situ” o por posterior extracción con una solución cáustica. El
primer caso es llamado Endulzamiento y el segundo caso, es llamado Proceso Extractivo. Ambos
procesos pueden ser combinados para propósitos específicos.
Los mercaptanos R-SH son compuestos sullfurosos indeseables porque son perjudiciales a los
catalizadores de uso posterior, pueden reaccionar con otras impurezas formando gomas, entre otras
desventajas.
El proceso está compuesto de tres secciones, llamadas: de Reacción, de Regeneración cáustica y
de Compresión de aire.
En las figuras 3-12A y 3-12B, se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-32
000086
Figura 3-12A Planta de Tratamiento de GLP
Fuente: PETROPERÚ S.A.
Figura 3-12B Planta de Tratamiento de GLP
Fuente: PETROPERÚ S.A.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-33
000087
3.5.3.9
UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE GASES
En adición a la unidad de recuperación de gases existente en la unidad de FCC, la cual será
ampliada acorde con la nueva capacidad de la unidad (25 MBDO), se diseñará y construirá una
nueva unidad de recuperación de gases para recuperar el GLP, proveniente de las nuevas
unidades. El gas C2, será enviado a la unidad de tratamiento de aminas para la reacción del H2S.
3.5.3.10 PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASES SULFUROSOS CON AMINAS
Es una unidad convencional de lavado en una columna fría con solución acuosa de amina y de cuyo
tope se produce gas combustible dulce de bajo contenido de azufre apto para empleo en hornos y
calderos de la Refinería. La amina se ha definido sea preliminarmente DEA, a ser confirmada
durante el diseño detallado. La columna regeneradora o columna caliente permite la desorción del
gas ácido rico en H2S por el tope y amina pobre que se recicla a la primera columna. El gas ácido
se envía a la planta de acido sulfúrico.
En la Figura 3.13, se muestra el diagrama de flujo de esta unidad.
Figura 3-13
Planta de Tratamiento de gases sulfurosos con aminas
Fuente: PETROPERÚ S.A
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-34
000088
3.5.3.11 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS ACIDAS POR DESPOJAMIENTO CON
VAPOR (SWS)
Aparte de la unidad de SWS existente, el Proyecto prevé la instalación de una nueva unidad de
SWS, para el tratamiento de las aguas ácidas provenientes de las nuevas unidades. El gas ácido
será enviado a la Planta de recuperación de azufre y producción de ácido sulfúrico.
3.5.4
DESCRIPCIÓN DE LOS NUEVOS SERVICIOS AUXILIARES Y FACILIDADES
GENERALES
3.5.4.1
SERVICIOS AUXILIARES
Los servicios auxiliares comprenden una serie de sistemas interconectados a las plantas de
procesos los cuales son necesarios para garantizar el funcionamiento seguro y confiable de la
Refinería. Los servicios industriales existentes seguirán en funcionamiento para las unidades
actuales. Una nueva zona de servicios industriales se instalará para proveer las necesidades de las
nuevas unidades. El Cuadro 3-3 muestra los servicios auxiliares y facilidades conexas de la
Refinería.
Cuadro 3-3
Servicios auxiliares y facilidades
Servicios Auxiliares
Facilidades
Suministro de agua de mar
Sistema de almacenamiento de crudo y productos
Sistema de agua dulce
Sistema de drenajes y desagües
Sistema de generación de vapor
Sistema de alivio de presión y flare
Sistema de aire comprimido
Facilidades portuarias y estaciones de bombas
Generadores de electricidad a turbina de gas
Sistema contra incendios
Sistema distribución eléctrico
Laboratorio
Sistema de gas combustible
Talleres
Planta de nitrógeno
Fuente: PETROPERÚ S.A.
3.5.4.1.1
Suministro de agua de mar para enfriamiento
La Refinería ampliada requerirá de 50,000 gpm (galones por minuto) de agua tanto para
enfriamiento como para desalinización de agua de mar.
El sistema de captación de agua de mar actual tiene poca profundidad y alta velocidad de ingreso
que permite ingreso de organismos marinos, que causan obstrucciones periódicas en la succión y
tubería de ingreso.
El Proyecto de Modernización ha previsto la instalación de un sistema de captación de agua de mar
a una profundidad de 18 m en Punta Arenas. Esta agua fluirá a través de un tubo recubierto con
concreto para terminar en un sumidero, donde un grupo de bombas captarán el agua (3 para agua
de enfriamiento y 2 para sistema contra incendios a ser confirmado en el diseño detallado). Este
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-35
000089
sistema de agua de enfriamiento será clorado con un bajo nivel de cloro residual, a fin de controlar
el crecimiento de incrustaciones.
El sistema de enfriamiento de camisas de maquinaria intercambiará calor en un circuito cerrado de
enfriamiento, para eliminar la contaminación por hidrocarburos. Parte del agua caliente de los
enfriadores se enviará a la planta desalinizadora para mejorar su eficiencia.
3.5.4.1.2
Suministro de agua dulce
La capacidad actual de la planta de Ósmosis Inversa será duplicada para suministrar agua
desalinizada a la Refinería una vez ampliada. Se prevé un suministro aproximado de 2,000 gpm de
agua de mar como alimentación para la desaladora.
La salmuera de la planta de Ósmosis Inversa será descargada al agua de mar caliente, proveniente
de los intercambiadores de calor, para ser retornada al mar.
Sujeto al diseño detallado, la separación de aceite/agua será proyectada para retirar la mayor parte
del aceite de la salmuera efluente de la desaladora, se optimizará la operación de los separadores
de aceite. Se dispondrá en principio de un separador centrífugo, una unidad DAF y un lecho de
arcilla en diversas partes del sistema para asegurar que la corriente de agua residual esté en todo
momento debajo de 10 ppm de aceites y grasas.
La Figura 3-14 muestra el diagrama de procesos del sistema de agua
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-36
Fuente: Petroperú S.A.
Para enfriamiento
Agua de mar
Cl
H2SO4
Mezclador
estático
Centrifugado
Centrifugado
Diagrama de procesos del agua
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
Figura 3-14
CPI
Separador a
placas
caliente
Agua
de mar
Centrifugado
Salmuera
Aereador
10 ppm HC
Descarga
Descarga de agua de mar
procesos
Agua desalinizada para
Tanque de
crudo
Planta
desalinizadora
Agua, <10ppm HC+DQO
Tanque de crudo
Intercambiador
de calor
Tanque de
crudo
Torre de destilación
al vacío
3-37
000090
000091
3.5.4.1.3
Sistemas de generación de vapor
Los balances de vapor que serán realizados para la Refinería Modernizada y Ampliada, indicarán
las necesidades de generación de vapor, así como de los niveles de presión requeridos. Los
requerimiento de un post tratamiento del agua de reposición también, tal como la desmineralización,
será determinada en esta etapa.
Asimismo, es necesario que el sistema de agua de reposición del sistema de vapor cuente con un
deaereador, cuyo propósito será eliminar los gases disueltos (N2, O2, NH3, CO2, etc.) del agua de
alimentación a los calderos y proporcionar una adecuada succión neta positiva para las bombas de
agua de alimentación. Los gases no condensables salen del sistema a través de los venteos del
deaereador. Luego el agua fluye en cascada en contracorriente con el vapor y es calentado a la
temperatura de saturación del vapor. El agua deaereada fluye por gravedad al tanque de
almacenamiento para alimentación de los calderos.
3.5.4.1.4
Generación eléctrica
Actualmente la Refinería utiliza 8 MW de energía, pero con la Modernización de la Refinería se
incrementará el consumo eléctrico a aprox. 46 MW. Teniendo en cuenta que la actual subestación
no tiene la capacidad para potencia adicional y el sistema eléctrico de la planta tampoco,
adicionalmente que en Talara frecuentemente ocurren apagones que interrumpen las operaciones
de la Refinería, con el Proyecto se plantea generar electricidad mediante un conjunto de turbinas a
gas, utilizando el gas de refinería o gas natural operando en cogeneración. El calor residual de la
turbina a gas será recuperado como vapor, e inyectado al sistema de vapor de la refinería, sujeto a
la definición del diseño detallado.
3.5.4.1.5
Gas combustible
Actualmente, la Refinería Talara consume el gas producido en el proceso industrial y compra gas
natural para su quema en hornos y calderos, lo que significa un costo alto. Para minimizar este
costo se ha previsto reconfigurar la Refinería para utilizar como combustible el gas de bajo poder
calorífico de la unidad de Flexicoking e igualmente el gas producido en las diferentes unidades de
proceso.
Sujeto a la definición del diseño detallado, la Refinería requerirá 2000 MM BTU/hr de combustible,
incluyendo el gas para la generación de hidrógeno y energía eléctrica. El gas de Refinería
proporcionará 1100 MM BTU/hr, incluyendo el exceso de butano que está incluido en el gas
combustible. El Flexicoking suministrará un adicional de 1350 MM BTU/hr de gas de bajo BTU, sin
embargo, de acuerdo al balance general de energía, se requerirá una compra de 13 MM BTU/hr de
gas natural.
3.5.4.2
FACILIDADES GENERALES
Se prevé un número adecuado de tanques nuevos para cargas de unidades intermedias y tanques
adicionales de GLP. Las necesidades de tancaje de crudo y productos se reasignaran de acuerdo
al nuevo patrón de producción. En el Cuadro 3-3 se muestran las facilidades conexas de la
Refinería.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-38
000092
3.5.4.2.1
Sistema de Tanques de almacenamiento de crudo y productos
La Refinería requerirá almacenar 30 días de alimentación de crudo y 15 días de los productos
terminados.
Basado en la capacidad actual, se adicionarán 81,000 barriles de almacenamiento de GLP, para el
resto de requerimientos del almacenamiento se puede cumplir cambiando el servicio de los tanques
existentes como a continuación se indica:
320,000 barriles de tanques de almacenamiento de gasolina convertidos en almacenamiento
para naftas sin tratar, tratadas y reformadas, nafta de FCC sin tratar y tratadas.
30,000 barriles de tanques de almacenamiento de combustible jet se prevé continuaran dando
este servicio.
Almacenamiento de Diesel cubierto con 3 nuevos tanques de 160 MB, instalados antes del año
2015.
127,000 barriles de tanque de almacenamiento de residuales podrán para ser convertidos en
almacenamiento para diesel, o de crudo reducido.
41,000 barriles de tanques de almacenamiento de residuales para ser convertidos en
almacenamiento de crudo reducido.
Tanques de crudo se incrementarán con dos tanques de 380 MBls cada uno, a ser instalados
antes del 20015, vinculados al nuevo amarradero para capacidad AFRAMAX.
Esto dará a la Refinería las siguientes capacidades de almacenamiento mínimo por producto:
2´700,000 barriles de crudo de petróleo
135,000 barriles de crudo reducido
132,000 barriles de LPG
626,000 barriles de gasolina
255,000 barriles de combustible jet
645,000 barriles de diesel
320,000 barriles de residuales
Productos de carga intermedios
Margen de Capacidad libre para mantenimiento de tanques.
La Modernización de la Refinería no prevé el incremento del almacenamiento de solventes y asfalto,
dado que ellos ya cuentan con tanques para almacenaje y la producción de estos productos no se
incrementará.
Actualmente la Refinería está ampliando su capacidad para almacenar tanto petróleo crudo como
de productos. Se agregarán dos nuevos tanques de 380 MB a este patio de tanques para
almacenamiento de crudo con proyectos existentes, y cuatro tanques de 160 MB para productos.
Adicionalmente se requerirá un nuevo tanque de agua de 30,000 barriles para el almacenamiento
de agua fresca
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-39
000093
Almacenamiento de Ácido Sulfúrico
Se estima una producción de Ácido Sulfúrico de 460 toneladas por día.
La capacidad de un buque para Ácido Sulfúrico es de 35,000 toneladas métricas; o 76 días de
producción. Con el propósito de cargar completamente las embarcaciones, la capacidad total de
almacenamiento de ácido se prevé sea de mínimo dos tanques de 40,000 toneladas cada uno, o
tres tanques de 20,000 toneladas cada uno, sujeto a la definición de acuerdo al diseño detallado.
Dada las características del Proyecto no se requiere que los tanques de almacenamiento de Ácido
Sulfúrico tengan cada uno la capacidad del embarque, dado que dos de ellos podrían abastecer un
embarque y el tercero recibir la producción.
Almacenamiento de Coque
El Flexicoking producirá coque en polvo que será embarcado en contenedores re-usables cerrados
o cisternas para sólidos. Se requerirá de una capacidad de almacenamiento en silo de mínimo 20
días de producción de coque. Se proveerá de un espacio para contenedores vacíos y llenos.
3.5.4.2.2
Sistema de drenajes y desagües sanitarios
Adicionalmente a los sistemas de drenajes industriales, se instalará un sistema de alcantarillado
sanitario, cuyo propósito es de llevar las aguas residuales, los líquidos o desperdicios de agua de la
fuente del alcantarillado a la planta de tratamiento. Por la topografía de la Refinería Talara será
necesario elevar las estaciones de bombeo el nivel suficiente para que pueda ser enviada a la
planta de tratamiento. En esta planta, el agua residual será tratada y luego reutilizada en el sistema
de riego de áreas verdes internas. Este proceso existe actualmente, y será ampliado.
3.5.4.2.3
Edificio de Laboratorio
Se proyecta la construcción de un nuevo edificio de laboratorio, en reemplazo del actual y que será
construido fuera de las áreas de procesos de la Refinería, estando proyectado un espacio tanto para
el laboratorio existente como para el nuevo laboratorio requerido para las pruebas de las nuevas
unidades de la Refinería ampliada. Proveerá de cubículos para el personal, y espacio para los
nuevos equipos de prueba.
El área total que ocupará el laboratorio será de aproximadamente de 1,200 metros cuadrados, y
estará alejado de las áreas que podrían ser impactadas, en el caso más extremo por una explosión,
por lo que el edificio contará con sistemas de seguridad que permitan proteger al personal con
distancia o con diseño de sobre presión o una combinación de distancia y diseño del edificio.
3.5.4.2.4
Edificio de Oficinas
También se contempla la construcción de un nuevo edificio de oficinas que será construido fuera del
área de procesos. Este edificio reemplazará a las oficinas existentes y dará un espacio de trabajo
para el personal administrativo requerido para la Refinería ampliada y modernizada. Tendrá una
capacidad para albergar de 75 – 100 empleados administrativos y de gerencia. Se estima que el
espacio a ocupar este edificio de oficinas será de aproximadamente 1,900 metros cuadrados.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-40
000094
3.5.4.2.5
Caminos
Los caminos existentes necesitarán ampliarse con nuevos caminos de acceso. Se proveerá de una
pista en cada lado de las nuevas unidades. En adición, se suministrarán pistas para los accesos a
las nuevas instalaciones tales como: tanques, edificios, quemador, muelle, etc. Todos los caminos
serán dentro del recinto de la Refinería.
En el Anexo 3.0 se muestra el plano de detalle de las unidades y estructuras de la Refinería actual y
las que serán ampliadas e implementadas.
3.6 ETAPAS DEL PROYECTO
El desarrollo del Proyecto prevé las etapas de pre-construcción, construcción de instalaciones,
pruebas para verificar su correcto funcionamiento y poner a punto los equipos, arranque y
operación, y mantenimiento.
3.6.1
PRE—CONSTRUCCIÓN
Las actividades a realizarse previas a la construcción de las nuevas instalaciones de la Refinería se
indican a continuación:
3.6.1.1
INGENIERÍA
La ingeniería implica el concurso organizado de un equipo multidisciplinario encargado de visualizar
los procesos industriales, establecer las bases de diseño, seleccionar las tecnologías, realizar el
estudio de factibilidad, elaborar las memorias descriptivas y planos de conformidad con las
premisas, normas y términos de referencia establecidos por PETROPERÚ en los pliegos de
licitación. En el desarrollo de la ingeniería básica se consideran los estudios y análisis de riesgo que
permitirán identificar, diseñar e implementar las medidas de prevención y control de eventos
contingentes, a fin de garantizar la operación segura de la instalación, minimizando la probabilidad
de ocurrencia de accidentes, asegurando la integridad física de los trabajadores y la protección de
las instalaciones y equipos.
3.6.1.2
TRANSPORTE
La movilización consiste en el uso de vehículos y embarcaciones para transportar el personal, los
equipos y los materiales necesarios para la ejecución de las obras en el sitio seleccionado.
Los equipos electromecánicos de la Refinería y los catalizadores serán en su mayoría importados y
entrarán al Perú a través de los puertos de Paita y Callao, y en casos especiales mediante descarga
en la Bahía de Talara, zona del Terminal Pesquero, con la debida habilitación. Las torres de
destilación y los recipientes de proceso serán fabricados en el exterior y trasladados por vía
marítima hasta el sitio. Una vez desembarcados, se colocarán sobre camiones para ser
transportados vía terrestre hasta la Refinería. En caso de ser necesario se habilitará un muelle
provisional para el desembarque de las torres de destilación, en un sitio cercano a la costa donde se
ubica la Refinería.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-41
000095
En principio, se estima requerirán de cuatro (04) transportes y dos (02) camiones grúa para
movilizar los equipos y materiales.
La maquinaria pesada, las herramientas y los materiales necesarios para las actividades de
construcción serán contratados o adquiridos a empresas locales. Los que no estén disponibles en la
zona, se transportarán en camiones especiales desde Lima hasta el sitio de las obras a través de la
carretera Panamericana Norte.
Algunos de los equipos –por razones de diseño- pueden venir en piezas indivisibles con
requerimientos especiales de transporte, para ello se cumplirá con lo indicado por el Ministerio de
Transportes y Comunicaciones en materia de transporte de cargas especiales.
El traslado de las tuberías y materiales hasta las diferentes instalaciones se hará tomando en
cuenta las especificaciones de protección y embalaje de acuerdo a los procedimientos establecidos
por PETROPERÚ en los pliegos de licitación.
El Contratista de PETROPERÚ coordinará la logística de movilización conjuntamente con las
empresas contratistas que prestarán el servicio con el fin de facilitar el tráfico marítimo, tránsito
vehicular terrestre y minimizar la afectación sobre la vialidad y de las instalaciones portuarias.
3.6.1.3
DESMANTELAMIENTO DE INSTALACIONES EXISTENTES
Se procederá a demoler, desmantelar o clausurar instalaciones existentes de conformidad con lo
establecido en los planos de ingeniería de detalle.
3.6.2
CONSTRUCCIÓN
A continuación se describen las actividades para la construcción de las instalaciones y los procesos
que se llevarán a cabo en ella.
3.6.2.1
EDIFICACIÓN DE INSTALACIONES PROVISIONALES
Incluye la construcción de todas las obras temporales necesarias incluyendo taller, depósitos,
cercos y caseta de vigilancia.
El campamento temporal, donde se almacenarán los equipos y materiales requeridos para los
trabajos, tendrá una dimensión de 600 m2 aproximadamente y se ubicará dentro del recinto de la
Refinería.
3.6.2.2
MOVIMIENTO DE TIERRAS
Para preparar el terreno y alcanzar los niveles establecidos por el diseño e ingeniería del Proyecto,
se procederá a efectuar las siguientes actividades:
Nivelación y compactación de la superficie afectada.
Relleno y compactación de las depresiones, para lo cual se utilizará material proveniente de
una cantera de préstamo cercana (aún no seleccionada).
Excavación de fundaciones, zanjas, tanquillas y canales de drenaje.
Conformación y estabilización de taludes.
Transporte de material de préstamo y de material sobrante.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-42
000096
En esta fase del Proyecto se utilizarán motoniveladoras, camiones, rodillos compactadores,
retroexcavadoras y vibro-compactador. Asimismo, se ha previsto el uso de camiones cisterna para
la aspersión de agua en la superficie afectada para minimizar la resuspensión de polvo por la acción
del viento.
En el Cuadro 3-4 se presentan los volúmenes de corte y relleno correspondientes al movimiento de
tierras que será necesario para la construcción del Proyecto.
Cuadro 3-4
Volúmenes de corte y relleno para la construcción del Proyecto
Ítem
Área
Cota de nivel
Volumen de corte
Volumen de Relleno
Exceso de Corte
Material de Relleno
Disposición de material de corte
Cantidad
Interior de la Refinería
10 - 40 msnm
Diseño de detalle
Diseño de detalle
Diseño de detalle
Material de corte del lugar
Relleno de inertes autorizado por la
municipalidad provincial.
Fuente: PETROPERÚ S.A.
3.6.2.3
RECEPCIÓN DE MATERIALES Y EQUIPOS
La recepción de materiales y equipos para la construcción del Proyecto son actividades comunes a
la construcción, operación y mantenimiento de la Refinería, debido a que progresivamente se ha
venido desarrollando obras de construcción de diversos proyectos de mejora de los procesos de la
Refinería. Se habilitarán áreas de estacionamiento, inspección y depósito temporal para su manejo
adecuado procurando no obstaculizar las actividades de trabajo diario.
3.6.2.4
CONSTRUCCIÓN DE SISTEMAS DE DRENAJE
Las nuevas áreas de proceso y servicios serán dotadas con sistemas de drenajes en general
independientes para el transporte de aguas de lluvia, aguas negras y efluentes industriales.
3.6.2.5
VACIADO DE CONCRETO PARA FUNDACIONES Y LOSAS
Comprende el suministro y colocación de concreto para asiento de cimentaciones de equipos, vigas,
columnas, losas, drenajes, pistas de acceso, etc.
3.6.2.6
INSTALACIÓN DE ESTRUCTURAS METÁLICAS
Esta actividad se refiere a la fabricación, transporte e instalación de las estructuras metálicas y/o
soportes para cada uno de los equipos y/o sistemas involucrados en el proceso. La mayoría de las
estructuras serán fabricadas y/o ensambladas en sitio, según las especificaciones, programas de
ejecución y cronogramas de procura.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-43
000097
3.6.2.7
INSTALACIÓN DE TUBERÍAS
Esta actividad se inicia con la procura y sigue con el transporte, tendido, alineamiento y soldadura
de tuberías de acero de diferentes diámetros según las especificaciones y planos del Proyecto.
Incluye también la preparación y colocación de conexiones, juntas y accesorios necesarios para la
instalación satisfactoria de las tuberías subterráneas y superficiales.
3.6.2.8
INSTALACIÓN DE EQUIPOS
Comprende todos los trabajos necesarios para el montaje de los equipos mayores; incluye
ensamblaje, manejo, instalación, alineación, soldadura, inyecciones de mortero a las bases,
anclajes, inspección, nivelación, aislamiento térmico, confinamiento acústico, apertura y cierres de
recipientes, conexión de soportes, plataformas, pasarelas. Se incluye el montaje de plataformas y
escaleras, el izaje y posicionamiento de recipientes de proceso, la conexión de equipos, carga de
catalizadores en los reactores, etc.
3.6.2.9
ACTIVIDADES DE ELECTRICIDAD E INSTRUMENTACIÓN
Esta actividad está relacionada con los trabajos de construcción de los soportes para electricidad e
instrumentación, sala de control, soportes para cajas de conexión, instalación de tuberías para
cables eléctricos (“conduits”), cableado de fibra óptica e instrumentación y soportes para arreglos
especiales.
Incluye además la instalación de la bancada de transformadores de la subestación eléctrica,
conmutadores, interruptores, rectificadores, baterías del sistema de potencia ininterrumpida, puesta
a tierra, iluminación, instrumentos de medición remota e instrumentos en línea, red de telefonía,
radio, equipos de computación y monitoreo en la sala de control, instalación de sistema de alarma,
equipos electrónicos de laboratorio, pararrayos, red de detectores de gas y sensores ultravioleta e
infrarrojo, del circuito cerrado de cámaras de video.
3.6.2.10 VERIFICACIÓN E INTERCONEXIÓN FINAL
En esta etapa se revisarán todas las conexiones de electricidad, equipos e instrumentos previos a la
prueba de cada una de las plantas.
Para esta verificación, se prevé la presencia del personal supervisor y de calidad contratados por
PETROPERÚ (PMC), quien irá liberando los sistemas para la prueba y arranque de las diferentes
instalaciones.
3.6.3
PRUEBAS Y ARRANQUE
La etapa de prueba comprende la inspección visual de las nuevas instalaciones seguida de una
serie de actividades para verificar su integridad, funcionamiento y hermeticidad.
En esta etapa se revisarán todas las conexiones eléctricas, balanceo de equipos rotatorios y
calibración de instrumentos para culminar con las pruebas de lazo abierto, lazo cerrado, pruebas y
puesta en marcha de los elementos instalados, calibrados y conectados.
Al energizar la subestación eléctrica se realizarán pruebas de corto circuito, aislamiento y carga, los
cuales permitirán detectar cualquier falla del funcionamiento. Con la puesta en marcha de la
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-44
000098
subestación se energizarán en forma ordenada y sistemática todos los equipos para comprobar su
operatividad, durante un tiempo determinado por los fabricantes, incluyendo las pruebas del sistema
de alivio y flare, se harán utilizando la capacidad máxima de procesamiento por un periodo de 2
horas.
La prueba hidrostática de los tanques y tuberías, se harán utilizando agua de mar, la cual será
convenientemente tratada para este propósito. Una vez culminado el período de presurización y de
detección de fugas, el volumen de agua utilizada será dispuesto de conformidad con lo establecido
en la normativa vigente.
El arranque consiste en la puesta en marcha en forma sistemática, segura y confiable de los
equipos fijos y rotatorios hasta lograr las condiciones estacionarias de las nuevas unidades de
proceso y servicios industriales integradas a las ya existentes.
La ejecución de estas actividades se hará bajo la supervisión de personal autorizado de
PETROPERÚ quien irá liberando los sistemas para la entrega final de las nuevas plantas a los
operadores.
3.6.4
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
La operación de las nuevas instalaciones involucra el funcionamiento continuo y controlado de los
diferentes equipos y servicios industriales instalados para la recepción de crudo, refinación,
almacenamiento, embarque y despacho de productos. Los procesos serán monitoreados durante
las 24 horas del día desde la sala de control computarizada a cargo de personal especializado,
debidamente entrenado por PETROPERÚ.
El mantenimiento implica la ejecución de una serie de actividades programadas y no programadas
para garantizar la continuidad operacional de la Refinería mediante la inspección rutinaria y la
conservación de la integridad de las instalaciones de proceso, los equipos mecánicos, obras civiles,
hidráulicas y eléctricas.
El mantenimiento predictivo y preventivo se efectuará con asistencia de un paquete computarizado
que permite llevar un historial de los equipos, preestablecer los períodos de inspección y emitir en
forma automática las órdenes de trabajo requeridas. Se realizarán ensayos no destructivos y
mediciones de ciertos parámetros operacionales sin detener el funcionamiento del equipo para
determinar sus condiciones reales, predecir fallas y evitarlas oportunamente, así como ajustar los
períodos de mantenimiento preventivo que impliquen reemplazar filtros, ladrillos refractarios y
aislantes térmicos, cambiar los lubricantes gastados, purgar o lavar equipos y recipientes, descargar
los catalizadores gastados, limpieza de tuberías y recipientes, desincorporar transformadores,
baterías y equipos obsoletos, etc.
El mantenimiento correctivo rutinario se efectuará en sitio y está orientado a reparar fugas, fallas
eléctricas, mecánicas y estructurales que pueden originar la suspensión de la operación. Este tipo
de mantenimiento contempla el cambio de equipos y piezas menores que han cumplido su vida útil.
Las reparaciones mayores que no puedan realizarse en el campo se llevarán a cabo en talleres
internos o externos especializados.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-45
000099
El mantenimiento general de las Unidades de la Refinería se realizará en periodos objetivo de cada
4 años, por consiguiente se suspenderán las operaciones de las unidades involucradas durante un
lapso de tiempo, que es diferente para cada unidad.
3.6.5
RESUMEN DE LAS ETAPAS DEL PROYECTO
En el Cuadro 3-6 se presenta un resumen de las etapas mencionadas con sus principales
actividades.
Cuadro 3-6
Etapas de desarrollo del Proyecto actividades principales
Etapa
Pre-construcción
Construcción
Actividades
Análisis de prefactibilidad
Selección de tecnologías
Ingeniería básica
Ingeniería de detalle
Levantamiento topográfico
Estudio geotécnico
Licitación de obras
Licencias
Procura de equipos y materiales
Movilización de equipos y materiales de construcción
Inspección previa
Replanteo y movimiento de tierra
Montaje de equipos
Colocación de tuberías
Construcción de edificios administrativos
Prueba
Pruebas hidrostáticas
Pruebas de energización
Pruebas de funcionamiento de unidades de procesos
Arranque y Operación
Servicios industriales
Unidades de procesos y servicios
Mantenimiento
Servicios industriales
Unidades de procesos y servicios
Obras civiles
Fuente: Walsh Perú. Elaboración propia (2008)
3.6.6
3.6.6.1
EMISIONES, EFLUENTES Y RESIDUOS GENERADOS DURANTE LA ETAPA DE
CONSTRUCCIÓN
EMISIONES DE MATERIAL PARTICULADO Y GASES
Las emisiones atmosféricas generadas durante la etapa de construcción se asociarían
principalmente a la emisión de material particulado debido al movimiento de tierra y excavaciones,
demolición de edificios y estructuras de concreto existentes, desmontaje de estructuras metálicas,
tanques de almacenamiento, líneas de transmisión, tránsito de camiones, maquinaria, vehículos
menores y actividades de construcción en general. Para controlar las emisiones de partículas, se
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-46
000100
tomarán medidas preventivas como el humedecimiento de los accesos, caminos, pilas de
almacenamiento entre otros.
Por otro lado, se generarán gases debido a la propia combustión de equipos y motores. Para
controlar la emisión de gases de combustión de los vehículos, se exigirá a las empresas contratistas
el cumplimiento de la normativa ambiental vigente en relación a emisiones de gases del Ministerio
de Transportes y Comunicaciones, además del mantenimiento mecánico periódico de los motores a
combustión.
3.6.6.2
EMISIÓN DE RUIDO
En la etapa de construcción también se producirá ruido en las actividades de obras civiles y montaje
del Proyecto, movimiento de tierra y excavaciones, demolición de edificios y estructuras de concreto
existentes, desmontaje de estructuras metálicas, tanques de almacenamiento, líneas de
transmisión, tránsito de camiones, maquinaria, vehículos menores, hincado de pilotes para el nuevo
muelle y actividades de construcción en general. La naturaleza del ruido durante la etapa de
construcción es de tipo transitorio y variable, y se generará por el funcionamiento de equipos
comunes a este tipo de actividades; así como, por el incremento del tránsito en las carreteras y vías
de acceso del área de influencia debido a la movilización de insumos, pasajeros y desechos.
Entre las actividades que pueden ser catalogadas como ruidosas se citan las siguientes:
Demolición de estructuras de concreto y edificios
Transporte de insumos y maquinarias y desechos
Operación de la maquinaria para movimiento de tierra
Excavaciones
Construcción de fundaciones y de concreto
Montaje de estructuras
Soldadura y tendido de tuberías
Hincado de pilotes
Acabado y limpieza
En el Cuadro 3-6 se resumen los rangos de emisión sonora de equipos comunes de transporte y
construcción, considerando distancias de 15 m respecto a la fuente.
Cuadro 3-6
Niveles de ruido generados por los equipos de construcción
Equipo
Rango dB(A)*
Tipo de Ruido
Bombas de concreto
81 – 83
Continuo
Camiones
83 – 94
Fluctuante
Compresores de aire
74 - 87
Continuo
Generadores eléctricos
72 – 83
Continuo
Grúas
76 – 88
Fluctuante
Martillos neumáticos
81 – 98
Fluctuante
Mezcladores de concretos
75 – 88
Continuo
Mototraillas
80 – 94
Fluctuante
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-47
000101
Equipo
Rango dB(A)*
Tipo de Ruido
Retroexcavadoras
73 – 94
Fluctuante
Sierras
72 – 82
Fluctuante
Tractores
76 – 96
Fluctuante
Vibradores de concreto
68 - 81
Fluctuante
* Niveles medidos a 15 m de distancia de la fuente.
dB (A)*: Decibeles
Fuente: Handbook of Noise Assesment. Daryl N. May, 1978
Adicionalmente, durante la fase de construcción, se deberá considerar la movilización de insumos,
equipos, pasajeros y desechos, los cuales incrementarán el tránsito por las pistas principales y las
de acceso a las áreas del Proyecto. Esto constituye una fuente adicional de ruido fluctuante, que
puede causar molestias a las poblaciones aledañas o que son atravesadas por la vialidad local.
3.6.6.3
EFLUENTES LÍQUIDOS
Los efluentes líquidos que se generarán durante la etapa de construcción del Proyecto, comprenden
principalmente las aguas servidas provenientes de los servicios higiénicos, lavaderos, duchas, etc. y
los residuos líquidos generados por las diversas actividades constructivas.
Respecto de las aguas servidas, como se mencionó anteriormente durante la etapa de construcción,
se instalarán baños químicos portátiles, con el correspondiente mantenimiento periódico por parte
de una empresa externa especializada. Adicionalmente, también se utilizarán los servicios
higiénicos fijos que forman parte de las operaciones actuales de la Refinería.
Respecto a los residuos líquidos, aquellos que tengan el carácter de peligrosos como los aceites y
lubricantes usados serán almacenados en recipientes herméticos y retirados por empresas externas
autorizadas especializadas, para finalmente ser dispuestos en lugares autorizados para este tipo de
residuos. Otro tipo de residuos líquidos, consistirán en aquellos productos de las operaciones de
lavado de camiones mixer, tolvas y otras superficies de contacto con el hormigón. Este caudal de
residuos se estima que será mínimo y las operaciones de lavado se ejecutarán en una zona
especialmente diseñada y habilitada para tal efecto.
3.6.6.4
RESIDUOS SÓLIDOS
Al igual que los efluentes líquidos, los residuos sólidos generados durante la etapa de construcción
del Proyecto corresponderán a dos tipos: residuos domésticos y residuos de construcción.
Los residuos sólidos domésticos (orgánicos e inorgánicos) que se originarán durante la etapa de
construcción, serán principalmente desechos de comida, embalajes de comestibles y bebidas,
papeles, artículos de aseo personal y desechos varios. La cantidad de residuos sólidos domésticos
generados será variable y dependerá de la cantidad de trabajadores presentes en la faena. Los
residuos orgánicos (papel, cartones, etc.), siempre que no estén mezclados con residuos peligrosos,
serán almacenados en un recipiente de color verde para su reciclaje o confinamiento, este último se
realizará en el relleno sanitario de la ciudad. Los residuos orgánicos, que tienen la característica de
poder desintegrarse o degradarse rápidamente, serán almacenados en un recipiente de color azul,
donde su tratamiento final puede ser el reciclaje o el confinamiento en el Relleno Sanitario de la
ciudad. Los residuos sólidos inorgánicos reciclables (plásticos, vidrios, etc.) serán almacenados
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-48
000102
temporalmente en un recipiente de color celeste y luego confinados en el relleno sanitario de la
ciudad de Talara.
PETROPERÚ, a nivel de su oficina principal, viene implementando el proyecto “Gestión Integral de
los Residuos Sólidos” (GIRS) y cuenta en Refinería Talara con un Sistema Integrado de Gestión
Certificado bajo las normas OSHAS 18001 e ISO 14001, en concordancia con el objetivo de dar
cumplimiento a la legislación ambiental aplicable, y acorde a su reciente Política Integrada de
Gestión, al desempeño eficiente de la gestión de los residuos sólidos y a la mejora continua en línea
con el concepto de Desarrollo Sostenible . Bajo estos conceptos, seguirá las mejores prácticas para
el manejo de los residuos sólidos, sobretodo en cumplimiento con lo dispuesto por la Ley General
de Residuos Sólidos y su Reglamento.
Respecto de los residuos de construcción, se contempla la generación de escombros, materiales de
embalaje de equipos y desechos provenientes de las obras, los cuales podrán ser reutilizados o
bien dispuestos según el instructivo para la segregación de residuos sólidos (peligrosos y no
peligrosos) de PETROPERÚ para su disposición final. También, se contempla la generación de
residuos sólidos industriales, (caso de chatarra, madera, cartones, sacos, etc.).
Las grasas provenientes de los sistemas de lubricación de equipos y vehículos serán depositados
temporalmente en recipientes herméticos, siendo trasladados posteriormente al Relleno de
Seguridad en el sector Milla Seis, para su confinamiento.
Los residuos sólidos peligrosos, de constituyentes inorgánicos principalmente, que contienen
productos químicos o han sido contaminados con los mismos (envases de productos químicos y
aerosoles, así como también latas de pintura y solventes), incluyendo plásticos, mangueras u otro
componente que esté contaminado con algún producto químico, serán almacenados temporalmente
en un recipiente de color rojo, siendo transportados posteriormente al Relleno de Seguridad en el
sector Milla Seis para su disposición final.
3.6.6.5
GENERACIÓN DE EMPLEO
El desarrollo del Proyecto en la etapa de construcción implica la creación de un mínimo de
3,000 puestos de trabajo directos bajo los términos de la contratación de las empresas contratistas
encargadas. El empleo indirecto se estima en 4,500 personas considerando un factor de
1.5 empleos indirectos por cada empleo directo. El turno diario normal se prevé de ocho horas al
día de lunes a viernes entre las 7 am y las 5 pm con un descanso de 90 minutos a partir de las
11:30 am Sin embargo las actividades críticas requerirán de 2 o 3 turnos de trabajo.
3.6.7
EMISIONES, EFLUENTES Y RESIDUOS GENERADOS DURANTE LA ETAPA DE
OPERACIÓN
La Política Integrada de Gestión de la Calidad, Ambiente, Seguridad y Salud en el Trabajo de
PETROPERÚ, comprende, entre otras, la adopción de exigentes criterios para el control de
actividades susceptibles de degradar el ambiente con el fin de cumplir con las regulaciones
peruanas y los estándares del Banco Mundial. Esta se refleja en diferentes aspectos considerados
en cuanto a la inclusión de tecnologías de protección ambiental en el diseño conceptual del
Proyecto.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-49
000103
3.6.7.1
EMISIONES DE GASES Y MATERIAL PARTICULADO
Durante la etapa de operación, la refinería Modernizada, tendrá la emisión de gases de combustión
como NOx, SO2, CO e HC, además de PM10, provenientes de la operación y funcionamiento de los
hornos de destilación primaria, destilación al vacío, hidrotratamiento de diesel, hidrotratamiento y
reformación de nafta, equipos de Coquificación, acido sulfúrico, calderas, turbinas de generación
eléctrica, etc.
El Proyecto de Modernización de la Refinería Talara, tiene previsto una serie de medidas para el
control de las emisiones atmosféricas que se traduce en la mejora de la calidad del aire, a
continuación se indican las medidas para esta mejora:
Reducción de emisiones de NOx, mediante el uso de quemadores de alta eficiencia con
mínima generación de NOx en todos los hornos calentadores.
Uso de gas de bajo Btu quemado, combinado con gas de Refinería o gas natural que hará una
combustión a menor temperatura que reduce la generación de NOx.
Incineración en los hornos de procesos de las corrientes, conteniendo bajas concentraciones
de hidrocarburos.
Utilización de motores eléctricos en sustitución de turbinas, donde no se afecte la seguridad.
Incineración de descargas eventuales y venteos con alta concentración de hidrocarburos, en
quemadores de campo (flares) diseñados bajo estándares API y EPA.
Instalación de cubiertas o techos o láminas flotantes para minimizar emisiones a la atmósfera.
Especificación de doble sello mecánico en bombas de hidrocarburos livianos y válvulas
diseñadas para minimizar emisiones en servicio similar.
Minimización de bridas, conexiones, válvulas y otras fuentes potenciales de fugas de gas y
líquidos volátiles.
Implantación de programas de mantenimiento, vigilancia y supervisión para detección y
corrección oportuna de fugas.
Reducción de generación de SOx debido al uso de gas tratado con aminas y flexigas tratado
como combustible con la mayor parte de azufre removido hacia la planta de acido sulfúrico,
antes de la combustión.
Reducción de azufre en los combustibles, gases y aguas acidas, mediante la instalación ya
sea de plantas de hidrotratamiento, de lavado de gases con aminas, de despojamiento con
vapor y de producción de acido sulfúrico
Estando el principal impacto que genera la operación actual y futura de la Refinería Talara asociado
a la alteración de la calidad del aire por la emisión de gases producto del proceso de refinación del
petróleo, y las emisiones fugitivas provenientes de los tanques de almacenamiento de combustibles,
en el Cuadro 3-7 se presenta el inventario de las emisiones atmosféricas proyectado para el
Proyecto “Modernización de la Refinería Talara”.
3.6.7.1.1
Inventario de emisiones de gases proyectados
La ampliación de la Refinería contempla la introducción de nuevas fuentes de emisión de gases
(NOx, SO2, CO), COV y material particulado en el área. Las nuevas unidades contarán con equipos
de tecnología de punta probada, lo cual minimizará la emisión de contaminantes que afectan la
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-50
000104
calidad del aire ambiental. El Cuadro 3-7 muestra la emisión anual de contaminantes durante y
posterior a la puesta en marcha de la ampliación.
Cuadro 3-7
Fuentes
Inventario de emisiones proyectadas para la ampliación de la Refinería Talara
Altura de
chimenea
Temperatura Velocidad Diámetro de
de salida
de salida chimenea
NOx
SO2
CO
HC
PM
(m)
(°K)
(m/s)
(m)
(g/s)
(g/s)
(g/s)
(g/s)
(g/s)
51.7
583.0
7.2
3.4
0.835
0.016
2.294
0.300
0.207
45.7
588.1
11.5
3.0
1.026
0.020
2.819
0.369
0.255
45.7
588.1
19.1
3.0
1.710
0.034
4.698
0.615
0.425
34.0
588.0
1.6
1.0
0.015
0.000
0.041
0.005
0.004
34.0
588.0
2.0
1.0
0.019
0.000
0.054
0.007
0.005
34.0
588.0
5.4
1.0
0.052
0.001
0.144
0.019
0.013
34.0
588.0
2.0
1.0
0.019
0.000
0.054
0.007
0.005
34.0
588.0
12.4
1.0
0.120
0.002
0.329
0.043
0.030
25.0
478.0
2.0
1.7
0.064
0.001
0.177
0.023
0.016
25.0
478.0
3.1
1.7
0.103
0.002
0.284
0.037
0.026
25.0
478.0
1.5
1.7
0.051
0.001
0.140
0.018
0.013
27.0
533.2
15.9
1.8
0.547
0.011
1.503
0.197
0.136
46.0
1270.0
20.0
1.0
0.089
0.000
0.484
0.183
0.654
46.0
1270.0
20.0
Ground
0.140
0.000
0.759
0.287
1.020
Planta de ácido
sulfúrico
20.0
373.2
23.6
1.3
2.553
11.139
0.160
0.145
0.000
UCCF
27.0
580.2
23.4
1.8
5.039
5.291
0.050
0.001
3.780
Generación
Eléctrica
12.0
793.0
15.7
0.8
6.645
0.000
4.060
1.329
1.020
Destilación
Primaria
Destilación al
Vacío
Desulfurización
de gasolina
Hidrotratamiento
de diesel
Hidrotratamiento
de nafta
Reformación
catalítica
Planta de
hidrógeno
Flares
Fuente: PETROPERÚ.
Debido a que la Refinería estará quemando normalmente combustibles gaseosos en todos los
calentadores y calderas, la generación de material particulado de fuentes quemadoras no será de
preocupación. En casos especiales se prevé el empleo parcial de combustibles líquidos, respetando
los estándares de emisiones de particulados.
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
3-51
000105
3.6.7.2
EMISIONES DE RUIDO
La ejecución del Proyecto implica el funcionamiento de una serie de maquinarias y equipos
generadores de ruidos capaces de ser muy perceptibles a los residentes en las áreas vecinas y a
los trabajadores, en particular.
Teóricamente, la intensidad sonora medida en decibeles (dB (A)) se atenúa exponencialmente en
función del cuadrado de la distancia al potencial receptor. En condiciones de campo libre se verifica
una disminución de 6 dB(A) al duplicar la distancia respecto a la fuente sonora. Los obstáculos
naturales o artificiales existentes en la trayectoria de las ondas sonoras, constituyen barreras
acústicas que interceptan la propagación del ruido generado por las fuentes, atenuándolo por
absorción o desviándolo por reflexión, según el caso.
Durante la prueba y operación normal de las nuevas instalaciones de procesos y servicios, se
generarán varios tipos de ruidos. Los equipos que generan mayor presión sonora estarán
conformados por los compresores, las bombas eléctricas, calderas, alarmas, hornos calentadores,
válvulas de control, ventiladores y flares. Así mismo se debe considerar el ruido generado de las
instalaciones existentes de la Refinería y al eventual ruido fluctuante derivado del transporte de
usuarios, materiales y desechos. El Cuadro 3-8 presenta los niveles equivalentes de ruido de
diferentes equipos de las nuevas instalaciones de la Refinería.
Cuadro 3-8
Niveles de Ruido Generados por Distintos Tipos de Equipos
Equipo
Bombas de transferencia de hidrocarburos
Compresores
Enfriadores con ventilación forzada
Flares
Hornos a gas
Calderas
Hornos de calentamiento
Válvulas de control
Alarmas
Rango dB (A)*
75 – 85
90– 100
75 – 90
75 – 110
80 – 90
90 – 100
85 – 90
85 – 90
95 – 100
* Niveles de ruido medidos a 15 m de distancia de la fuente
Fuente: Handbook of Noise Assessment. Daryl N. May, 1978 Canter, L. Environmental Impact Assessment. 1977.
Los niveles de ruido ambiental serán diferentes en cada etapa del Proyecto, dependiendo del tipo,
número, antigüedad, distribución y movilidad de las distintas fuentes generadoras involucradas. En
el Cuadro 3-9 se presenta un resumen de las fuentes generadoras de ruido y las acciones
asociadas a las fuentes en las diferentes etapas del Proyecto.
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Cuadro 3-9
Fuentes de ruido por etapas del Proyecto
Etapa
Pre-construcción
Construcción
Pruebas, operación y
mantenimiento
Fuente de Ruido
Empleo de tractores, camiones, paso de
vehículos
livianos
y
pesados,
excavadoras, tráfico de embarcaciones.
Tractores, camiones, paso de vehículos
livianos y pesados, excavadoras, hincador
de pilotes, vibradores de concreto, grúas y
sierras, tráfico de embarcaciones.
Compresores de gas, bombas de
transferencia, mechurrios, válvulas y flujo
de tuberías, hornos, trampas de
raspatubos, tráfico de
vehículos,
embarcaciones.
Acciones del Proyecto
Transporte marítimo y terrestre.
Pilotaje de fundaciones, construcción de
estructuras, instalación de equipos,
transporte marítimo y terrestre.
Operación integrada de las plantas
existentes y las nuevas plantas
Alivio de gases en el mechurrio
Manejo de insumos y productos
Fuente: Elaboración propia, Walsh Perú S.A, 2008
En el diseño del Proyecto se consideró reducir los niveles de ruido generados por la maquinaria
pesada, líneas y válvulas hasta niveles económicamente factibles de 85 dB(A).
Entre los controles previstos para lograr este propósito se considera la incorporación de
silenciadores en las líneas de venteo, las válvulas de regulación en los quemadores de los hornos
de calentamiento, la aplicación de forros acústicos de lana de vidrio y recubrimiento metálico en
líneas de alta turbulencia y la construcción de encerramientos acústicos del sistema de
compresores.
3.6.7.3
EFLUENTES LÍQUIDOS
Los efluentes líquidos en la etapa de operación serán producto de:
Aguas residuales de proceso (aceitosas y químicas)
Aguas servidas/domésticas
Aguas de lluvia no contaminadas
El control de efluentes estará basado en la segregación de todos los efluentes previstos, en función
de su origen y naturaleza, estos serán dirigidos según corresponda a los sistemas de drenaje y
tratamiento de aguas residuales previstos en el Proyecto.
Todos los efluentes acuosos serán tratados o reusados internamente conduciendo los excedentes
hasta emisores submarinos fuera de Bahía Talara y/o de la línea de playa de Punta Arenas,
mejorando así las condiciones de pesca y de la playa propiamente.
Los efluentes peligrosos como los lubricantes, las aminas y los solventes se enviarán a estaciones
de manejo de desechos autorizadas por las autoridades competentes.
3.6.7.4
DESGARGA DE AGUAS RESIDUALES
El Proyecto de Modernización contempla que el sistema de agua residual tenga una descarga hacia
el mar que no exceda lo indicado por la regulación más estricta que es del Banco Mundial el cual
indica un máximo de 10 mg/l de aceites y grasas libre. Cumpliendo este valor, también se cumpliría
lo indicado por la regulación peruana a través del Decreto Supremo N° 037-2008-PCM Límites
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
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000107
Máximos Permisibles de Efluentes Líquidos para el Subsector Hidrocarburos, que indica 20 mg/l de
aceites y grasas.
La descarga de agua al mar, será reubicada de modo tal que no se mezcle con la tubería de
captación, y descargará haciendo uso de difusores para garantizar el mantener un incremento de
temperatura en la zona de mezcla que no exceda los 3°C. La zona de mezcla se encontrará a un
máximo de 100 metros de la tubería de descarga. Como se usará el agua de Punta Arenas, que es
más fría que la de la Bahía, se posibilita disponer de un mayor delta de temperatura del agua de
enfriamiento en los equipos refrigerados, de 10 a 15°C.
3.6.7.5
RESIDUOS SÓLIDOS
En la etapa de operación no se prevé que se generen grandes cantidades de residuos sólidos. Entre
ellos se tendrán residuos comunes: se constituirán de envolturas de cajas, embalajes, papeles
usados, restos de envolturas de cafetería, restos orgánicos, ropa usada en mal estado, etc.
Residuos peligrosos: tintas de impresoras, pilas, pinturas, etc.
Con la finalidad de controlar la generación de desechos sólidos se ha previsto aplicar técnicas de
minimización, tales como: el control de inventarios, la regeneración, la recuperación y la reutilización
de residuos; incluyendo, la adquisición de materiales a granel o en envases retornables.
3.6.7.6
INVENTARIO DE EFLUENTES, EMISIONES Y RESIDUOS SÓLIDOS
En el Cuadro 3-10, se presenta el inventario de efluentes, emisiones y residuos sólidos asociados al
Proyecto Modernización Refinería Talara.
Cuadro 3-10
Etapa
Inventario de efluentes, emisiones y residuos asociados al Proyecto
Efluentes Líquidos
Emisiones Atmosféricas
Construcción
Aguas de lavado
Aguas de lluvia
Efluentes domésticos
Gases de combustión
Material particulado
Emisiones evaporativas
Operación
Aguas aceitosas
Aguas agrias
Aguas de lluvia
Aminas gastadas
Lubricantes gastados
Químicos vencidos
Efluentes domésticos
Productos líquidos fuera de
especificación
Salmueras
Gases de combustión
Material particulado
Emisiones evaporativas
Emisiones fugitivas
Gas ácido
Prueba
Aguas residuales de prueba
Gases de combustión
hidrostática.
Material particulado
Aguas de lluvia
Emisiones evaporativas
Lubricantes gastados
Purga de aguas residuales
Estudio de Impacto Ambiental Modernización de Refinería Talara
Desechos Sólidos
Baterías
Chatarra
Desechos domésticos
Electrodos de soldadura
Guantes desechables
Textiles con hidrocarburos
Trozos de asfalto
Desechos domésticos
Textiles con hidrocarburos
Coque fuera de especificación
Desechos domésticos
Guantes desechables
Tambores vacíos
Textiles con hidrocarburos
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Etapa
Mantenimiento
3.6.7.7
Efluentes Líquidos
Aceite térmico gastado
Aguas de lavado
Aguas agrias
Aguas de lluvia
Aminas gastadas
Soda cáustica gastada
Efluentes de limpieza de
tuberías
Efluentes domésticos
Lubricantes gastados
Pintura gastada
Productos líquidos fuera de
especificación
Emisiones Atmosféricas
Gases de combustión
Material particulado
Emisiones evaporativas
Emisiones fugitivas
Desechos Sólidos
Baterías
Catalizadores gastados
Coque fuera de especificación
Chatarra
Desechos domésticos
Electrodos de soldadura
Filtros gastados
Llantas usadas
Pinturas floculadas
Tambores vacíos
Tamices moleculares gastados
Trozos de asfalto
Textiles con hidrocarburos
Vegetación
GENERACIÓN DE EMPLEO
Durante la etapa de operación y mantenimiento se ha previsto utilizar personal calificado de
PETROPERÚ estimándose un total de 200 empleos directos y 350 empleos indirectos. La jornada
laboral de los operadores de las nuevas instalaciones se divide en tres (3) turnos de 8 horas cada
uno durante los siete días de la semana. Los empleados administrativos laborarán durante un
período de 8 horas diarias en un sólo turno de trabajo de lunes a viernes. Ver Cuadro 3-11.
Cuadro 3-11
Personal requerido por el Proyecto
Etapas del Proyecto
Pre-construcción/Construcción
Profesionales y
Técnicos
100
25
Obreros y/o
Empleados
2,875
3,000
Administrativo
Total
Pruebas
40
10
40
90
Operación
45
30
125
200
Fuente: PETROPERÚ, 2008.
3.7 CRONOGRAMA DEL PROYECTO
El Proyecto se llevará a cabo dentro del período comprendido entre el primer trimestre del año 2010
y el cuarto trimestre del año 2015. En la Figura 3-15 se presenta el cronograma general del
Proyecto, incluyendo los tiempos previsibles para la obtención de las autorizaciones legales y el
inicio de operación normal, la cual se prolongará por lo menos por un lapso de 40 años de vida útil.
PETROPERÚ estima realizar el mantenimiento de los componentes de la Refinería cada cuatro (4)
años, para lo cual supone la paralización de la producción por un lapso de dos meses
aproximadamente.
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Figura 3-15
Cronograma General del Proyecto
Fuente: PETROPERÚ.
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3.8 INVERSIÓN ESTIMADA
Las inversiones para la ejecución del Proyecto se estima en $1´334,000 dólares americanos. (U.S. $ 2006). La Figura 3-16 muestra los detalles de la inversión estimada en el Proyecto.
Figura 3-16
Contingencias
Total
Monto de inversión estimada
$143.000.000
$1.334.000.000
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