CAPITULO1 15 06 2000

Estudio de Impacto Ambiental para la Ubicación de una Perforación Exploratoria, Plataforma Caribe deCosta Rica,
Expediente Administrativo Nº 619-98 SETENA
CAPÍTULO I.
1.1
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Descripción Macro del Proyecto
El Poder Ejecutivo de la República de Costa Rica resolvió, con base en la recomendación emitida por
el Consejo Técnico de Hidrocarburos, suscribir el Contrato de Concesión, en favor de MKJ Xploration
Inc., a través de un proceso de licitación publica celebrada en 1997-1998 y al amparo de la Ley de
Hidrocarburos Nº 7399 y su reglamento.
Como parte de las obligaciones del contrato de concesión la empresa MKJ Xploration Inc. quedó
obligada con la presentación de la oferta, del sobre N º2 a ejecutar un plan de exploración que
contiene el Programa de Trabajo Comprometido, en los términos y condiciones en que se realizó la
adjudicación.
Dicho Programa de Trabajo Comprometido y las inversiones
correspondientes
aprobadas, para la realización de actividades técnicas propiamente dichas, tienen un valor de dos
millones novecientos ochenta mil seiscientos setenta y dos dólares.
El Proyecto de prospección petrolera que la Empresa Harken Costa Rica Holdings, LLC ha venido
llevando a cabo, forma parte de los trabajos de esfuerzo exploratorio comprometido, según Resolución
R-702-98-MINAE, con miras a explotar los hidrocarburos que puedan encontrarse en el Área del
Contrato, comprendida por los bloques de exploración Nº 2, Nº 3, Nº 4 y Nº 12, localizados en la
región Caribeña de Costa Rica, según se estipula en el expediente de Concesión Petrolera (CP) Nº 001,
de la DGH) y se muestra en la figura 1.1.
La evaluación y análisis por parte de la Empresa, del paquete de información geológica y geofísica
adquirida por la Empresa ante el Gobierno de Costa Rica, con un valor cercano a los $ 100,000.00, ha
dado como resultado, que los esfuerzos de exploración se enfoquen en la región costa afuera de la
Bahía de Moín, propiamente en el bloque exploratorio Nº 12, en donde las condiciones geológico
petroleras, indican que es la zona mas promisoria del área de concesión; esto obviamente se da a la vez
por razón de la calidad y volùmen de la información existente.
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Los trabajos de exploración realizados a la fecha, se han desarrollado con la consecución de dos fases
o actividades principales:
LEYENDA
Bloques Marinos
Bloques terrestres
Bloques de Concesión de MKJ Exploraciones de Costa
Rica
Costa Rica
Fuente : DGH, 1997
Figura 1.1 Mapa de Localización de Bloques de Exploración de Hidrocarburos de Costa Rica
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1.1.1 Fase I: Prospección Sísmica (Fase Anterior), Antecedentes
La fase de Prospección Geofísica es un método de estudio de reconocimiento exploratorio indirecto
que tuvo como objetivo delinear en detalle una estructura geológica denominada “Alto Estructural de
Moin”, que ya había sido objeto de una perforación por parte de la Elf Aquitaine a principio de los
años setentas.
MAR CARIBE
AREA DE SÍSMICA 3 D
Puerto Limón
Figura 1.2 Mapa de Ubicación de Levantamiento Sísmico 3D
Dicho estudio comprendió, la ejecución de 100 km2 de Estudios de Sísmica de Reflexión 3D, sobre
una cuadricula o área de cobertura de 10 x 12 Km., en la región costa afuera de la Bahía de Moín,
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según se indica en la figura 1.2.
diciembre de 1999.
Los trabajos se llevaron a cabo en los meses de noviembre y
Durante los trabajos, no se utilizaron explosivos y la fuente emisora de señal
sísmica utilizada, fue una pistola de aire comprimido.
Esta fase abarcó las etapas de adquisición o levantamiento de sísmica 3D sobre un área de 102, con la
aplicación de tecnología de exploración de punta. Posteriormente los datos de campo fueron llevados,
procesados e interpretados en Houston entre los meses de enero y abril del 2000, utilizando equipos de
alta tecnología de procesamiento.
El propósito de este estudio, es la de obtener información
geológica del subsuelo, para la evaluación de un sitio de perforación en esta área.
Cabe mencionar que, previo a la ejecución de la Fase de Prospección Sísmica, se realizó el Estudio de
Impacto Ambiental respectivo por parte de la Empresa MKJ Xploration Inc, y se entregó al SETENA
para su análisis y aprobación en diciembre de 1998 (Expediente 619-98 SETENA, proyecto de Estudio
Geofísico: Reflexión Sísmica Marina).
Respecto a la consecución de todo lo vertido en dicho
informe, se dió cumplimiento a todos los compromisos del Plan de Gestión Ambiental, en
coordinación con el Comité de Gestión Ambiental del SETENA
Algunos de los aspectos mas relevantes de dicha gestión fueron:
Se dio el seguimiento del diagnóstico ambiental y monitoreo durante la ejecución de las
dos
actividades del estudio, con el objeto de hacer la comprobación de campo de las consecuencias
ambientales reales en el área de proyecto. Las actividades monitoreadas fueron: el funcionamiento de
los equipos de prospección Sísmica 3D y la actividad normal de funcionamiento del barco. Tal
actividad fue realizada por el Lic. Álvaro Segura, en calidad de regente ambiental, quien permaneció
durante todo el tiempo de operaciones del barco.
Según los reportes del Regente Ambiental con relación a las dos actividades mencionadas
anteriormente, no se logró determinar ningún impacto significativo o tangible sobre la vida acuática,
esto se confirmó con la visita realizada por parte de los representantes de SETENA, en inspección de
campo realizada el día 21 de Enero de 2000, en el cual se constató que no hubo indicios de efecto letal
sobre la fauna marina. Sí, se observó un comportamiento anómalo temporal de la langosta durante la
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realización de los trabajos, pero a la vez se determinó una recuperación del comportamiento normal
dentro del período de monitoreo realizado.
Con el fin de analizar los efectos del estudio en la producción pesquera, se realizaron dos monitoreos:
a) uno cuando el barco que realizo la sísmica estaba operando (26-30 Noviembre de 1999), y b)
Posterior a que el barco había finalizado su actividad.(10-14 Enero del 2000).
Al analizar los esfuerzos de pesca entre el primer y segundo proceso de monitoreo se encontraron
pequeñas diferencias entre los valores de esfuerzo de pesca para el camarón y pargo rojo. En cuanto a
la langosta, es importante aclarar que cuando se hizo el primer monitoreo aun no se había llegado la
época de producción, por lo que las diferencias de esfuerzo de pesca se analizaron teniendo en cuenta
los picos de producción.
Con base en los resultados de monitoreo y de las facturas de INCOPESCA se definieron los valores a
compensar por diferencia de producción y los niveles de producción de los pescadores.
Tabla 1.1 Cuadro de producción de recursos pesqueros compensados
Nivel
Langosta
Pargo Rojo
Camarón
Alto
9.0 Kg./día
8.5 Kg./día
6 Kg./día
Medio
6.0 Kg./día
7.0 Kg./día
4 Kg./día
Bajo
4.0 Kg./día
4.0 Kg./día
2 Kg./día
Con relación al monto por concepto de compensaciones, se realizaron los siguientes pagos en tres
ocasiones:
Por movilización de 15 pescadores del área en donde el buque estaba trabajando con el fin de evitar
daños a equipos, fecha 18 de Diciembre, monto  3,195.000,00.
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Por ruptura de equipo fueron compensados 23 pescadores por un valor de 10,542.800,00.
Por variación de la producción se compensaron 55 personas por un valor de 7,893.450,00
El Acta de finalización de actividades del Comité de Gestión Ambiental, se realizó el día 15 de
Febrero del 2000, con la presencia de los señores Olga Grabe Jiménez, Danny Ranking y Rolando
Coward Lord, todos representantes de los pescadores.
Participaron también, los señores Adolfo
Rojas de INCOPESCA y Rubén Cheng, como representante de Harken Costa Rica Holdings , LLC.
Habiendo dado cumplimiento a todos los compromisos ambientales ante la SETENA, la Empresa
MKJ Exploraciones de Costa Rica entregó al SETENA toda la información pertinente, a efecto de
solicitar el FETER correspondiente al estudio de impacto ambiental de la fase de perforación
exploratoria en esta área.
1.1.2 Fase de Perforación Exploratoria (Fase Actual) Descripción.
La segunda fase del proyecto, denominada “Perforación Exploratoria”, forma parte de los estudios de
lo que se denomina “exploración intensiva”, cuyo objetivo es la comprobación de los resultados de los
estudios sísmicos 3D ejecutados en la fase anterior.
La perforación exploratoria contempla una profundidad de exploración hasta los 3,000.00 m.
aproximadamente, con objetivos petroleros en el Mioceno-Oligoceno (1600 m.) y en el Cretácico
Superior cerca de la profundidad total del pozo.
El equipo de perforación que se va a utilizar, es una plataforma de perforación tipo semi-sumergible o
plataforma flotante, como también es denominada.
La escogencia del tipo de estructura se hizo en
razón de factores tales, como profundidad de la columna de agua en el sitio escogido, factores de
seguridad y factores de menor incidencia ambiental sobre el fondo marino.
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La estructura de la plataforma, está sustentada en un sistema de columnas cortas que se derivan desde
un casco que va semisumergido, como se esquematiza en la figura 1.3.
A la vez, cuenta con una
sistema de anclaje, cuyas anclas van hincadas en el suelo marino y que estabilizan la estructura en el
sitio. La plataforma cuenta con autonomía en todos los servicios y herramientas para la consecución
de los trabajos de perforación programados (registros eléctricos, equipos de cementación, sistema de
lodos, etc).
El sistema de lodos es un sistema cerrado, que cuenta con unidad de monitoreo de hidrocarburos
continuo durante la perforación. Este sistema de lodos tiene incorporado, una unidad para tratamiento
y disposición de las descargas sólidas y líquidas que se produzcan durante todo el tiempo que el
equipo se encuentre operando en Costa Rica y que es de aproximadamente 36 a 40 días. Este sistema
llamado Tratamiento de Cero Descargas, corresponde a la mejor tecnología disponible en la industria
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petrolera y que se aplica en áreas sensitivas ambientalmente. Los productos de tales desechos se
separan dé manera que queden a nivel de reciclaje o totalmente neutralizados.
A la vez los desechos de operación y unidades periféricas (servicios de hospedaje, restaurante, aguas
oleaginosas, aguas servidas y otros servicios) serán separados y almacenados a bordo, para
posteriormente ser dispuestos de manera adecuada, de acuerdo a las regulaciones vigentes en Costa
Rica al respecto.
La perforación se realizará en jornadas diarias de 24 horas, en tres turnos laborales de ocho horas. El
personal asignado al Proyecto permanecerá a bordo, para lo cual las instalaciones cuentan con
servicios de hospedaje para 65 personas, con servicio permanente de restaurante y todos los servicios
necesarios para la permanencia apropiada del personal a bordo.
Todas las operaciones de perforación son monitoreadas de manera continua, a fin de mantener un
control adecuado y seguro de las todas las actividades de esta fase, tal y como lo exigen los estándares
internacionales de la industria petrolera.
1.2
Legislación Ambiental
1.2.1 Aspectos generales
Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en la región costa afuera, están sujetas
a una serie de medidas y convenios en el ámbito mundial, tal y como se resume en la Tabla 1.2.
Existen también recomendaciones concernientes a las prácticas operacionales aceptables, que se
establecen a la luz de normativas elaboradas por El Programa Ambiental de las Naciones Unidas
(UNEP) y el Banco Mundial.
Se han establecido también, una serie de normas y regulaciones
ambientales, generadas por varias organizaciones internacionales ligadas a la industria petrolera, tales
como El Foro Internacional de la Industria Petrolera para la Exploración y Explotación (E & P Forum)
y en el ámbito latinoamericano, La Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas natural en
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América Latina y El Caribe (ARPEL). Este último, pone a disposición de sus miembros, una serie de
guías y normas ambientales para las actividades petroleras.
Con excepción del Protocolo Relacionado a La Convención Internacional para la Prevención de la
Contaminación por parte de Embarcaciones, de 1978 (MARPOL 73/77), no existe una normativa o
regulaciones especificas, relacionadas a las actividades de Exploración y explotación, o de sus
prácticas de disposición de desechos, que se aplique en un ámbito mundial. De manera alternativa,
existen convenciones y tratados o convenios de ámbito mundial, que proveen un marco normativo
apropiado para la implementación de prácticas de protección al medio ambiente en el desarrollo de la
industria petrolera y éstas han sido adoptadas a nivel regional y nacional, como lo es el caso de
ARPEL.
Tabla 1.2. Convenios Globales, Tratados e Instrumentos Relacionados con descargas
operacionales en Instalaciones marinas.
Convenios
Entrada
en
vigencia Secretariado
Comentarios
obligatoria
Convención
de
la 10 de junio de 1964
Plataforma
Marina,
Naciones Unidas
Contiene estipulaciones
generales de protección
1958
ambiental
de
la
plataforma marina (Art.
4)
MARPOL (Anexos 1, 02 de octubre de 1983
IMO
IV, V), 1973/1978
Limita las descargas de
drenaje de
maquinaria
aeronaval a 15 mg./l.
Prohíbe la descarga de
“aceites y basura a la
plataforma marina.
UN Convenio de la Ley 16 de noviembre de Naciones Unidas
Los Estados requieren
del
de
Mar
(UNCLOS), 1994
1982
medidas
minimizar
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para
la
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contaminación a partir
de instalaciones costa
afuera
Convenio
Marco
Cambio
de 21 de marzo de 1994
Secretariado Convenio Los Estados requieren
Climático
de Cambio Climático
(FCCC); 1992
de la preparación de
inventarios de emisiones
e
implementación
de
medidas de reducción de
emisiones.
Convenio
Biodiversidad
de 29 de noviembre de Secretariado
1994
Convenio
Biológica, 1992
de Los Estados requieren
de desarrollar planes para
Biodiversidad Biológica la
protección
de
la
biodiversidad,
para
tomar
que
medidas
minimicen los impactos
(Art. 14) y a establecer
áreas de protección (Art.
8)
** Aún cuando no tiene Naciones Unidas
Los capítulos 9 y 17
carácter
hace un llamado a los
legal,
mecanismos
obligatorio
provee
para
desarrollo sostenible
el
estados
para
adoptar
medidas para minimizar
la
contaminación
actividades marinas
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1.2.2 Legislación Internacional
1.2.2.1
Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques
(MARPOL1973) y el Protocolo MARPOL 1978.
Creado en primera instancia para enfrentar problemas de polución generados por embarcaciones, el
Artículo 2 (4) de MARPOL 773/78, incluye además plataformas fijas y flotantes dentro de la
denominación de embarcaciones. En concordancia con el Artículo 3 (b) (ii) del texto, no incluye las
descargas de sustancias peligrosas producto de exploración y explotación de hidrocarburos sobre el
lecho marino y sus recursos. No obstante lo anterior, en los anexo VI del Convenio MARPOL,
presenta los requerimientos especiales relacionados a contaminación de hidrocarburos prescritos para
los sistemas de drenaje de aeronaves.
Mas aún, la problemática de las descargas a partir de
plataformas petroleras, se señala en el Anexo V del Convenio MARPOL. Todo este tipo de desechos,
incluyendo el aceite en aguas de producción, son referidas como “Aceite en agua” y “Otras descargas
y emisiones”.
Los requerimientos concernientes a la disposición de aguas negras a partir de
instalaciones de plataformas, se estipula en el Anexo VI del Convenio MARPOL, y aún cuando no
tiene carácter de obligatoriedad, resulta un documento al cual muchas instancias gubernamentales y no
gubernamentales del país hacen referencia frecuente.
Se regulan los desechos que se transporten, transborden o resulten de buques, aeronaves, plataformas y
otras construcciones en el mar destinadas a la evacuación de tales materias.
1.2.2.2
Ley de Convención de las Naciones Unidas (UNCLOS, 1982)
Este organismo, provee un régimen comprensivo legal para los mares y océanos del planeta. Otorga a
los estados, el derecho soberano para explotar sus recursos naturales, persuadiendo a los mismos a la
práctica de políticas ambientales apropiadas, en concordancia con la responsabilidad de proteger y
preservar el ambiente marino (Artículo 56, 77, 193). Aún cuando no se estipula de manera directa las
descargas de las operaciones de exploración y explotación costa afuera, sí llama a los estados, a tomar
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las medidas para la prevención, reducción y control de la contaminación, mediante el uso de las
mejores prácticas disponibles en el mercado para la disposición apropiada de los diferentes desechos
generados por la actividad Artículo 194 (1). De manera adicional, los estados con áreas costeras son
mandados a adoptar, legislar y aplicar regulaciones, en respuesta a evitar la contaminación producto de
actividades en el lecho marino. Tales leyes y regulaciones, no son menos efectivas que los preceptos
acerca de los procedimientos y prácticas estándar recomendados.
Asimismo, los estados están
llamados a armonizar dichas políticas a nivel regional y global, y a establecer reglamentos o guías para
la prevención de la contaminación marina a partir de las instalaciones costa afuera.
1.2.2.3
Conferencia Sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo, (Cumbre de Río, 1992)
En 1989, la Organización de las Naciones Unidas, comenzó la planificación de la Conferencia sobre el
Medio Ambiente y el Desarrollo, en la que se trazarían los principios para alcanzar un desarrollo
sostenible. Dicha conferencia, celebrada en junio de 1992, en Río de Janeiro, conocida como la
Cumbre de Río, constituyó un acontecimiento extraordinario que reunió a jefes de Estado y
funcionarios de gobierno de 179 naciones, junto con delegados de organismos como las Naciones
Unidas, además de representantes de círculos científicos y empresariales y numerosos representantes
de organizaciones no gubernamentales.
La conferencia estableció claramente, la estrecha vinculación entre el medio ambiente y el desarrollo
socioeconómico, aceptando que no pueden considerarse en forma aislada.
Dentro de los cinco documentos de Río, se pueden mencionar para el caso: La Agenda 21, La
Convención de Cambio Climático y El Convenio sobre la Diversidad Biológica
1.2.2.4
Convenio Marco de Cambio Climático (FCCC, 1992)
Establece una serie de principios para la protección de la atmósfera terrestre. Estos incluyen los
preceptos que deben ser tomados para anticipar, prevenir o minimizar las causas de cambio climático y
sus efectos adversos. De manera crucial, el FCCC hace un llamado a las partes contratantes, para la
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mitigación del efecto de invernadero en la atmósfera, a un estado que prevenga la interferencia
humana de daños a los sistemas climáticos ( Artículo 2.) .
1.2.2.5
Convenio de Biodiversidad Biológica (UN, 1992)
Firmado el 05 de junio de 1992, en Río de Janeiro. El Convenio no estipula de manera específica
medidas operacionales para exploración y explotación de hidrocarburos. Sin embargo, las partes
contratantes, en nuestro caso el gobierno de la República de Costa Rica y las compañías interesadas en
invertir en exploración y explotación de hidrocarburos, son llamados a establecer áreas especiales de
protección ambiental (Artículo 14). Los estados en esta dimensión, están llamados a vigilar dichas
actividades para que no representen un riesgo ambiental, debido a malas prácticas de prevención,
control y mitigación.
El objetivo principal de este Convenio, es asegurar una acción internacional eficaz para frenar la
desaparición de las especies biológicas, así como la destrucción de sus habitas y ecosistemas.
El Convenio configura una mezcla singular de comercio, ambiente y transferencia de tecnología, que
lo convierte en una normativa compleja de orden altamente político.
En el artículo 3 se establece, que de conformidad con la Carta de las Naciones Unidas y con los
Principios del Derecho Internacional, los Estados, tienen el derecho de utilizar sus propios recursos en
aplicación de su propia política ambiental. Este derecho soberano, le atribuye al mismo tiempo la
responsabilidad a cada Estado para con toda la comunidad internacional, de salvaguardar la diversidad
biológica. Entre los objetivos del Convenio se encuentran:

Conservar la diversidad biológica.

Utilizar los componentes de ésta en forma sostenible.

Promover la participación justa y equitativa de los beneficios derivados de la utilización de los
recursos genéticos.
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
Propiciar un acceso adecuado a esos recursos y una transferencia apropiada de tecnología
pertinentes.

Considerar todos los derechos sobre esos recursos y tecnologías, así como el logro de una
financiación apropiada.
En el segundo apartado del artículo 22 se indica, "las Partes Contratantes aplicarán el presente
Convenio con respecto al medio marino de conformidad con los derechos y obligaciones de los
Estados con arreglo al Derecho de/ mar", por lo tanto en caso de conflicto entre el Derecho de/ Mar y
el Convenio de Diversidad Biológica, prevalece el primero.
1.2.2.6
AGENDA 21
En 1992, La Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y Desarrollo (INCED), la
concluyó adoptar la Agenda 21, la cual provee un programa internacional para el alcance de un
desarrollo sostenible para el Siglo 21. Aún cuando no representa un documento de obligatoriedad
legal, saca a la luz una serie de objetivos y recomendaciones de acciones para una variedad de
problemas de esta índole. Por ejemplo, el Capítulo 17 hace un llamado vehemente a las naciones con
áreas costeras a aumentar los esfuerzos en aras de proteger ambientalmente los recursos terrestres y
marinos.
Así, en el Capítulo 17:30, se hace un llamado a establecer las medidas y controles
necesarios sobre las actividades que sean realizadas en el sustrato y que puedan generar degradación
del ambiente marino. De manera especifica versa “los estados están llamados a administrar las
medidas regulatorias concernientes a la contaminación a partir de las de instalaciones petroleras
marinas”.
1.2.2.7
Convención Relativa a los Humedales de Importancia Internacional Especialmente
como Hábitat de Aves Acuáticas (RAMSAR)
Realizada en Brisbane en marzo de 1996, de las cuales 15 son países del Neotrópico. La misión de la
Convención RAMSAR, es la conservación y el uso racional de los humedales a través de la acción
nacional y mediante la cooperación internacional, a fin de contribuir al logro de un desarrollo
sostenible en el mundo. La definición de humedal, está contenida en su artículo primero, "humedales
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son ecosistemas con dependencia de regímenes acuáticos, naturales o artificiales, permanentes o
temporales, lénticos o lóticos, dulces, salobres o salados, incluyendo extensiones marinas hasta el
límite inferior de las praderas de fanerógamas marinas o arrecifes de coral, o en su ausencia hasta los
seis metros de profundidad en la marea baja¨. Esta definición ha sido incorporada en la Ley Orgánica
del Ambiente.
Al ratificar esta Convención, los Estados se comprometen a:

Unir esfuerzos para formular políticas nacionales relativas a la conservación y al uso racional de
los humedales.

Colaborar con el manejo de los humedales compartidos y de las especies migratorias
compartidas.

Establecer planes de gestión que favorezcan la conservación de las zonas húmedas de la lista de
humedales de importancia internacional y el aprovechamiento racional de los humedales en su
territorio.

Fomentar la conservación de las zonas húmedas y las aves acuáticas creando reservas naturales
en los humedales, atendiendo de manera adecuada su manejo y cuidado.
En la sexta reunión de las Partes en marzo de 1996, se adoptó un plan estratégico de trabajo para el
período que va del año 1997 al 2002. Este plan define nuevas orientaciones para el futuro basadas en
el texto de la convención, con énfasis en educación, capacitación, inclusión de los humedales en la
planeación, al igual que en la toma de decisiones a nivel nacional, provincial y local, por medio de
actividades.
De igual manera se hace un llamado para que se dote a las comunidades locales de
información previa y de la participación del sector privado.
1.2.2.8.
Convención sobre el Comercio Internacional de Especies Amenazadas de Fauna y
Flora Silvestres (CITES)
Para los efectos de esta Convención, se considera como especie todo animal o planta, vivo o muerto.
Por comercio, se entiende la exportación, reexportación, importación e introducción procedente del
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mar. Cuenta con tres apéndices, en los que se regula el comercio de las especies en peligro de
extinción, de las especies que podrían llegar a estarlo y de las que se encuentran bajo regulación en
cada país, para las que se necesita de la cooperación de otras Partes Contratantes para el control de su
comercio.
Un número significativo de las especies que son objeto de comercio internacional, son especies que
habitan humedales, tal es el caso de las tortugas marinas. Cuatro de las ocho especies del mundo
llegan a la costa Caribe (Dermochelys coriacea, Cheloniamydas, Eretmochelys imbricata, Chelonía,
etc), y de estas especies se comercializa la carne, sus huevos, el aceite, el caparazón y cuero, esto
dependiendo de la especie que se trate.
1.2.2.9
Convención sobre la Prevención de la Contaminación del Mar por Vertimiento de
Desechos y otras materias
El impacto que representa para los ecosistemas un caso de contaminación de hidrocarburos, ya sea de
forma paulatina o no, hace que todas las medidas que puedan tomarse para la prevención de los
mismos, sean de gran importancia.
Reconoce la capacidad del mar para asimilar desechos y
convertirlos en inocuos; sin embargo, indica que posibilidades de regeneración de recursos naturales
no son ilimitadas. Plantea la posibilidad de explotación de los recursos marinos, siempre y cuando
no se cause daño al ambiente de otros Estados. Las Partes se comprometen a adoptar las medidas
posibles, para impedir la contaminación del mar por el vertido de desechos y otras materias que
puedan constituir un peligro para la salud humana, o a dañar los recursos biológicos y la vida marina.
También se comprometen a que se establezcan los procedimientos, que permitan determinar la
responsabilidad por el daño al medio ambiente de otro Estado. Este convenio quedó ratificado en el
país, mediante Decreto Nº 5566 publicado en la Gaceta del 28 de agosto de 1978.
1.2.2.10
Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar
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Esta Convención, ha sido ratificada por más de cien Estados alrededor del mundo y ha adoptado un
enfoque ecosistemático, con respecto a los usos de los océanos y constituye un marco institucional
avanzado para propiciar la cooperación ambiental científica y tecnológica en el ámbito internacional.
Define como mar territorial de cada Nación, la zona dentro de las 12 millas marinas a partir de la línea
de bajamar. De manera adyacente al mar territorial, se encuentra la Zona Económica Exclusiva, que
se extiende hasta 200 millas marinas contadas desde las líneas de base, a partir de las cuales se mide la
anchura del mar territorial. En esta zona, todos los Estados gozan de la libertad de navegación y
deberían cumplir con las leyes y reglamentos de los Estados ribereños.
La plataforma continental, comprende el lecho y el subsuelo de las áreas submarinas que se extienden
más allá de su mar territorial y a todo lo largo de la prolongación natural de su territorio, hasta el borde
exterior del margen continental, o bien hasta una distancia de 200 millas marinas contadas desde las
líneas de base, a partir de las cuales se mide la anchura del mar territorial, en los casos en que el borde
exterior del margen continental no llegue a esa distancia.
Establece la obligación de conservar los recursos vivos en general, pero también se protegen
específicamente las especies altamente migratorias (artículo 64), los mamíferos marinos (artículo 65),
las poblaciones anádromas (artículo 66), las especies catádromas (artículo 67). En su apartado XII,
regula específicamente todo lo relacionado con la protección y la preservación del medio marino. Se
parte del principio de que los Estados son soberanos para explotar sus recursos naturales, con arreglo a
su política en materia de medio ambiente y de conformidad con la obligación de proteger y preservar
el medio marino.
1.2.2.11
Acuerdo Regional sobre Movimiento Transfronterizo de Desechos Peligrosos
En su artículo 3, se establece la prohibición de importación y vertido de desechos peligrosos en el mar
y en aguas interiores (vías marinas, mares territoriales, zonas económicas exclusivas y plataforma
continental). Cuenta con una serie de anexos que versan sobre: las categorías de los desechos; las
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Expediente Administrativo Nº 619-98 SETENA
características peligrosas de los mismos y las operaciones de eliminación que no conducen a la
recuperación, el reciclado, la regeneración y la reutilización directa de otros recursos.
1.2.2.12
Convención sobre el Mar Territorial y la Zona Contigua
Regula primordialmente el paso de buques por el mar territorial. Se entiende como paso, el hecho de
navegar por el mar territorial para tránsito sin penetrar en aguas interiores, o para dirigirse a estas
aguas o alta mar viniendo de ellas. Los buques de cualquier Estado gozan del derecho de paso de
inocente por el mar territorial. No se considera inocente el paso de buques de pesca extranjeros, que
no cumplan las leyes del Estado ribereño, a fin de evitar la pesca dentro del mar territorial.
1.2.2.13
Convenio de Basilea sobre el Control de los Movimientos Transfronterizos de los
Desechos Peligrosos y su Eliminación (ratificado el 6 de octubre de 1995)
El Convenio en su artículo 2, da una serie de definiciones dentro de las que encontramos la de
desecho, "se entiende por desecho, las sustancias u objetos a cuya eliminación se procede, se propone
proceder o se está obligado a proceder en virtud de lo dispuesto en la legislación nacional". El
Convenio indica que no se podrán formular reservas ni excepciones. El Secretario General de las
Naciones Unidas, es el depositario del Convenio y sus protocolos. Se divide en 29 artículos que tratan
de las obligaciones de las Partes Contratantes en cuanto a importación, exportación y reimportación de
desechos, medidas apropiadas para reducir la generación de desechos, así como la exigencia de que se
proporcione información a los Estados interesados sobre movimientos transfronterizos de desechos.
Se establece la necesidad de designación de puntos de contacto y autoridades competentes. Se
estipulan las acciones que constituyen tráfico ilícito; mecanismos de cooperación internacional; la
obligación de transmisión de información de un Estado a otro y la posibilidad de establecer acuerdos
bilaterales, multilaterales y regionales.
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Expediente Administrativo Nº 619-98 SETENA
1.2.2.14
Convenio para la Protección y el Desarrollo del Medio Marino de la Región
del
Gran Caribe
"Se entiende el medio marino del Golfo de México, el mar Caribe y las zonas adyacentes del Océano
Atlántico al sur de los 300 de latitud norte y dentro de las 200 millas marinas de las costa Atlántica de
los Estados a que se hace referencia en el artículo 25. Las Partes por medio de la aplicación del
Convenio deben prevenir, reducir y controlar, la contaminación en las zonas de aplicación del
Convenio y asegurar que las medidas tomadas no causen contaminación del medio marino fuera de
estas zonas. Trata también los temas de contaminación causada por buques, por vertimiento,
procedente de fuentes terrestres, por actividades relativas a fondos marinos, por la atmósfera. Así
como la Cooperación en casos de emergencia, la necesidad de las evaluaciones de impacto ambiental,
cooperación científica y técnica, responsabilidad e indemnización y las disposiciones institucionales y
mecanismos de aplicación, arreglo de controversias, arbitraje y ratificación del Convenio.
1.2.2.15.
Protocolo relativo a las Áreas y a la Flora y Fauna Silvestres especialmente
Protegidas por el Convenio para la Protección y el Desarrollo del Medio Marino
en la Región del Gran Caribe
Se fundamenta, en la preocupación de los Estados por la amenaza de programas de desarrollo mal
concebidos que representan un peligro para el gran valor que tiene el grupo de ecosistemas de la
región del Gran Caribe. Se destaca además la importancia de la cooperación regional para la
protección de la región mediante entre otras cosas, el establecimiento de áreas protegidas en las áreas
marinas y sus ecosistemas asociados.
Su artículo 25 establece que, "nada de lo que contiene este protocolo podrá ser interpretado en alguna
forma que pueda afectar los derechos y obligaciones de las Partes conforme al CITES y el Convenio
para la Conservación de las Especies Migratorias de Animales Silvestres (CMS)¨.
1.2.2.16
Protocolo concerniente a la Cooperación en el Combate de los Derrames de
Hidrocarburos en la Región del Gran Caribe
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Se fundamenta, en la necesidad de cooperación entre los Estados para evitar los daños al medio
ambiente marino y a las zonas costeras de la Región del Gran Caribe, en el caso de que se produzca o
que amenace con producirse un derrame de hidrocarburos. Establece el intercambio de información,
la obligación de la comunicación sobre incidentes de derrames de hidrocarburos y notificación de los
incidentes, asistencia mutua, medidas operacionales, la posibilidad de establecer acuerdos
subregionales y los mecanismos de funcionamiento del protocolo.
1.2.2.17.
Convenio para la Protección de la Capa de Ozono (ratificado el 6 de mayo de
1991)
El deterioro de la capa de ozono, puede tener serias consecuencias para la biodoversidad marina. Por
ejemplo, el plancton sirve como nutriente de muchas especies y debido a la pérdida de la capa de
ozono se está viendo afectado directamente por los rayos ultravioleta. Este fenómeno puede causar
grandes trastornos en el sector pesquero y en los ecosistemas marinos en general.
El Convenio incluye, el Protocolo de Montreal Relativo a las Sustancias Agotadoras de la Capa de
Ozono y un texto consolidado del Protocolo de Montreal con los ajustes y enmiendas acordadas en las
reuniones de las partes contratantes de Londres y Nairobi.
Este documento, compromete al Estado costarricense a evaluar y comprender las Actividades humanas
que afectan la capa, a adoptar medidas legislativas, políticas y administrativas adecuadas para prevenir
daños ambientales.
1.2.2.18
Comisión Centroamericana de Ambiente y Desarrollo (CCAD, 1989)
A nivel del área Centroamericana, surgen diversas iniciativas, por ejemplo, la Comisión
Centroamericana de Ambiente y Desarrollo (CCAD), que fue creada en Agosto de 1989 en
Guatemala, por los gobiernos de estos países. La CCAD, define el desarrollo sostenible como un
proceso de cambio progresivo en la calidad de vida del ser humano, que lo coloca como centro y
sujeto primordial del desarrollo, por medio del crecimiento económico con equidad social y la
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transformación de los métodos de producción y de los patrones de consumo y que se sustenta en el
equilibrio ecológico y el soporte vital de la región.
1.2.2.19
Estándares Operacionales de Descargas prescritos en Instrumentos Regionales en
la Actividad Petrolera Costa Afuera
En el ámbito mundial, existen unas 20 convenios que tratan la problemática de la contaminación y las
medidas que han sido adoptadas respecto a la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos
costa afuera.
Estos convenios en el amplio sentido del tema, (ver Tabla Nº 1.3) caen dentro de dos categorías: a) La
primera que trata de una serie de tratados respecto a la contaminación de mares semi-cerrados (p.e El
Mar Báltico – Convención de Barcelona1974/1992, entre otros. B) En el segundo grupo caen una
variedad de áreas marinas cubiertas por el Programa Ambiental de las Naciones Unidas (UNEP), p.e:
Convención de Barcelona (1976), Convención de Kuwait (1978), Protocolo para Combatir Derrames
Hidrocarburos en la Región del Gran Caribe,1991, entre otras.
En esta última se establece
específicamente que: Las partes adoptarán todas las medidas adecuadas para prevenir, reducir y
controlar la contaminación en la Región del Gran Caribe. Esto a la vez se aplica a los incidentes de
derrame de hidrocarburos que impliquen la contaminación del medio marino y costero.
La tabla Nº 1.4 muestra el marco legal de una serie de países en el ámbito mundial en donde existe una
legislación que obliga a prácticas de control de descarga de desechos durante la fase de perforación
petrolera en la región costa afuera.
En cada una de los casos, siempre existe una entidad
gubernamental competente que regula, controla y vigila la actividad. Es importante observar que en
la mayoría de los casos tales normas y límites son muy similares y se basan en su mayoría las normas,
regulaciones y reglamentación regionales.
En la mayoría de las regiones donde la exploración y explotación de hidrocarburos es una tradición, se
ha creado a la vez una particular, basado en algunas malas experiencias en décadas pasadas. Con base
en estas experiencias, se manifiesta una infraestructura legal y administrativa ambiental, que garantice
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las prácticas adecuadas para el control, mitigación y manejo de plan de contingencias respecto a los
potenciales impactos que la actividad petrolera podría generar. Es así como en la actualidad, las
mismas compañías petroleras y de servicio ambiental, han puesto en práctica tecnologías, normas
internacionales y planes de seguridad que tiendan a garantizan un manejo seguro de los recursos
naturales y un desarrollo adecuado de los recursos naturales de los países.
Tabla Nº 1.3 Estándares operacionales de Descargas prescritos en Instrumentos Regionales
Convención
Paris (1974)
Base legal
Agua
Cortes
producida
perforación
Aguas negras / Emisiones
basura
al aire
mg. Prod. Perf.  Notificación N.A
Recom. 1986, 40
Decisión 92/2
de Químicos
promedio
N.A
10 gr. Por Kg. de plan in
(Max.  100 de corte seco. situ
mg.)
Análisis
del
fondo marino
requerido.
Helsinki
Artículo
10, 15
(1974-1992)
Anexo
IV;
mg./l La
excepto
descarga Define
no
cuando estos permitida
n 9/5 de 1988
valores
no durante la fase manejo
pueden
ser de
exploración.
aguas
es requerimien negras tratadas
recomendació
alcanzados
los Las
de deben tener  4
tos
y n.m de la costa.
disposición
para
Desechos
no
los tratados
con* BEP o Los desechos diferentes
permitida  12
**BAT,
n.m.
cuando
de tratados y químicos.
un dispuestos en Todas
las Disposición de
valor de 40 tierra
descargas
mg./l puede
deben tener prohibida
autorización sujeta
ser adoptado
basura
o
a
autorización
Barcelona
Protocolo
1976
sustrato
marino
de Promedio
40 N.A
mg/l (max. 
del 100 mg/l)
Plan de uso Prohibido  4 N.A
de químicos n.m de la costa.
requerido
Disposición de
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Kuwait 1978
Mediterráneo
basura
Protocolo
prohibida
o
1994 Arts. 10,
sujeta
a
11 & 12.
autorización
Protocolo
de Promedio
40 Minimización Plan de uso Prohibido  4 N.A
Kuwait 1989. mg./ l (max.  de
de químicos n.m de la costa.
Arts. IX, X, 100 mg/l)
contaminación requerido
Desechos
XI;
de cortes antes
tratados
operacionales
de
permitida  12
de 1989
descarga.
Normas
la
no
n.m.
Disposición de
basura
prohibida
o
sujeta
a
autorización
1.2.3
Legislación Nacional
1.2.3.1
Normativa general. Constitución Política.
Derecho a la Salud, articulo 21, "la vida humana es inviolable", artículo 50, "el Estado procurará el
mayor bienestar de los habitantes de¡ país, organizando y estimulando la producción y el más
adecuado reparto de la riqueza. Toda persona tiene derecho a un ambiente sano y ecológicamente
equilibrado. Por ello, está legitimada para denunciar los actos que infrinjan ese derecho y para
reclamar la reparación de¡ daño causado. El Estado garantizará, defenderá y preservará ese derecho.
La ley determinará las responsabilidades y sanciones correspondientes".
El artículo 6 de la Constitución, plasma los fines de la soberanía y la legislación respecto a los
recursos de¡ mar, fines que son el proteger, conservar y explotar con exclusividad y en beneficio de
nuestro país los recursos y riquezas que se encuentran en los espacios marítimos, los cuales
comprenden las aguas territoriales las aguas interiores y las aguas adyacentes. Se determina, que "la
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soberanía se extiende más allá de su territorio y aguas inferiores, a una franja de mar adyacente,
denominada mar territorial - artículo 3 de la Convención de Derecho del Mar - que se extiende por
doce millas marítimas, medidas desde la línea de bajamar a lo largo de la costa". En esta Zona el
Estado ejerce plena jurisdicción. El Estado es el titular de los recursos marinos como totalidad,
recursos que en su individualidad pueden ser susceptibles de explotación particular, siempre y cuando
se cumpla con las regulaciones que imponga el Estado.
En Costa Rica, el artículo 7 de la Constitución Política establece que " los tratados públicos, los
convenios internacionales y los concordatos, debidamente aprobados por la Asamblea Legislativa,
tendrán desde su promulgación o desde el día que ellos designen, autoridad superior a las leyes". De
acuerdo con la Sala Constitucional de la Corte Suprema de Justicia (10 de julio de 1993), "Nuestro
país ha suscrito gran cantidad de Convenios Internacionales para la Protección del Medio Ambiente,
los cuales deben utilizarse para integrar la legislación interna y dilucidar incluso jurisdiccionalmente
los problemas ambientales, ya que brindan soluciones regionales y mundiales".
1.2.3.2
Ley Nº 7399, Ley de Hidrocarburos y su Reglamento (Decreto Ejecutivo No.24735
MIRENEM, mayo de 1994)
La ley de Hidrocarburos y su reglamento regula la actividad de prospección, exploración y explotación
de hidrocarburos. Bajo esta normativa, el Gobierno de la República inicia el proceso de licitación, para
la concesión de áreas de nuestro territorio a empresas que realicen las labores de prospección,
exploración y explotación de hidrocarburos en nuestro territorio.
El título X del citado reglamento, se refiere a la protección ambiental, y el Estudio de Impacto
Ambiental (Est.I.A.)
Las actividades de exploración y explotación deben cumplir con todas las normas y los requisitos
legales y reglamentarios sobre la protección ambiental y la recuperación de los recursos naturales
renovables.
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Toda concesión se otorga condicionada a que se apruebe un Estudio de Impacto Ambiental de sus
actividades, el cual será revisado y actualizado periódicamente.
1.2.3.3
Ley Nº 7554, Ley Orgánica el Ambiente
Desarrolla los mecanismos e instrumentos necesarios para que se cumpla el precepto constitucional
del artículo 50 relacionado con el derecho de todo ciudadano a un ambiente sano y ecológicamente
equilibrado. Establece criterios en aras de la conservación y uso sostenible del recurso agua, en los
siguientes aspectos:

Proteger, conservar y recuperar, en la medida de lo posible, los ecosistemas acuáticos y los
elementos que intervienen en el ciclo hidrológico

Proteger los ecosistemas que permiten regular el régimen hídrico, mantener el equilibrio del
sistema agua, protegiendo cada uno de los componentes de las cuencas hidrográficas, esto
incluye la parte terrestre y la marítima.

Las actividades humanas que alteren o destruyan elementos del ambiente o generen residuos,
materiales tóxicos o peligrosos, requerirán una EIA.

Establece los principios, los criterios y las prohibiciones acerca de las afectaciones al suelo, el
aire, el agua y el recursos forestal; así como las mediadas de control y prevención de la
contaminación.
1.2.3.4
Ley General de Salud
Corresponde al Ministerio de Salud dictar las medidas generales y particulares que tiendan a la
planificación y coordinación de las actividades públicas y privadas relativas a la salud. Esta ley trata
sobre la contaminación acuática y sobre la contaminación sónica y atmosférica en sus artículos 294,
297 y 302. Relacionado con cuencas hidrográficas, esta Ley prohíbe en el artículo 277 a toda persona
natural o jurídica llevar a cabo acciones que contaminen o causen deterioro sanitario de las cuencas.
Esta ley prohíbe también la contaminación de las aguas superficiales, subterráneas y marítimas
territoriales, directa o indirectamente, mediante el drenaje o la descarga de residuos o desechos
líquidos, sólidos o gaseosos, radioactivos o no, aguas negras o cualquier sustancia que altere las
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características físicas, químicas y biológicas de¡ agua, haciéndola peligrosa para la salud de las
personas, de la fauna terrestre y acuática, o inservible para usos domésticos, agrícolas, industriales o
de recreación.
Esta Ley obliga a la empresa de¡ proyecto, como persona jurídica a contribuir a la promoción y
mantenimiento de las condiciones del ambiente natural y de los ambientes artificiales que permitan
llenar las necesidades vitales y de salud de la población.
1.2.3.5
Ley de Conservación de Vida Silvestre
Dentro de esta Ley se hace referencia a la contaminación de aguas, pues establece la multa más alta
existente en nuestro ordenamiento jurídico contra la acción voluntaria o negligente de arrojar
desechos.
El artículo 132 reza: "Se prohíbe arrojar aguas servidas, aguas negras, desechos o cualquier sustancia
contaminante en manantiales, ríos, quebradas, arroyos permanentes o no permanentes, lagos, marismas
y embalses naturales o artificiales, esteros, turberas, pantanos, aguas dulces, salobres o saladas. Las
instalaciones agroindustriales e industriales y las demás instalaciones, deberán estar provistas de
sistemas de tratamientos para impedir que los desechos sólidos o aguas contaminadas de cualquier tipo
destruyan la vida silvestre. La certificación de la calidad del agua será dada por el Ministerio de
Salud. Quienes no cumplan con lo estipulado en este artículo, serán multados con montos que irán de
cincuenta mil colones a cien mil colones, convertibles en pena de prisión de uno a dos años”.
Las denuncias contra la violación de esta norma pueden ser interpuestas por cualquier interesado en la
Alcaldía correspondiente al lugar donde se cometen los hechos ¡lícitos.
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1.2.3.6
Ley 6043 del 2 de marzo de 1977, Ley de Zona Marítimo Terrestre
Define como la faja de doscientos metros de ancho a lo largo de los litorales Atlántico y Pacífico de la
República, cualquiera que sea su naturaleza, medidos horizontalmente a partir de la línea de la pleamar
ordinaria y los terrenos y rocas que deje el mar en descubierto en la marea baja. Para todos los efectos
legales, zona marítimo terrestre comprende las islas, islotes y peñascos marítimos, así como toda tierra
o formación natural que sobresalga del nivel del océano dentro de¡ mar territorial de la República. Se
excluye la Isla del Coco al estar ésta bajo el dominio y posesión directos del Estado y aquellas otras
islas cuyo dominio o administración se determinen en la presente ley o en leyes especiales".
La zona marítimo terrestre constituye parte de¡ patrimonio nacional, pertenece al Estado y es
inalienable e imprescriptible. Tanto el Instituto Costarricense de Turismo (ICT), como las
Municipalidades, deben ejercer los mecanismos de control sobre la ZMT, en cuanto a dominio,
desarrollo, aprovechamiento y uso se refiere. El ICT tiene una función fiscalizadora, las
Municipalidades de la provincia de Limón, están obligadas a atender lo referente al cuidado y
conservación de la zona, principalmente en lo que respecta a recursos existentes.
La Ley de la ZMT no se aplica en los parques nacionales y reservas equivalentes, las cuales se regirán
por la legislación respectiva.
1.2.4 Marco Institucional Gubernamental
1.2.4.1
El Instituto Costarricense de Pesca y Acuacultura (INCOPESCA)
El Instituto Costarricense de Pesca y Acuacultura (INCOPESCA), de conformidad con la Ley 7384,
INCOPESCA tiene entre sus potestades elaborar, vigilar y dar seguimiento a la aplicación de la
legislación, para regular y evitar la contaminación de los recursos marítimos y de acuacultura, como
resultado de¡ ejercicio de la pesca, de la acuacultura y de las actividades que generen contaminación
que amenace dichos recursos.
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1.2.4.2.
El Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE)
Es la entidad encargada del manejo de los humedales. Salvo disposición legal en contrario, solamente
la Asamblea Legislativa podrá conceder permisos u otorgar concesiones en las zonas
permanentemente cubiertas por el mar, adyacentes a las litorales.
El Contralor Ambiental, figura establecida por la Ley Orgánica del Ambiente, está obligado a
denunciar cualquier violación a la legislación ambiental y leyes conexas, ante la Procuraduría
Ambiental y la ZMT, así como ante el Ministerio Público.
1.2.4.3
Junta de Administración Portuaria y de Desarrollo Económico de la Vertiente
Atlántica (JAPDEVA)
La Junta Administrativa Portuaria y de Desarrollo Económico de la Vertiente Atlántica (JAPDEVA),
fue creada mediante Ley No. 3091 de 1963 se encarga de la construcción y administración de los
sistemas portuarios entre otras cosas.
1.2.4.4.
Secretaria Técnica Nacional Ambiental (SETENA)
La Secretaria Técnica Nacional Ambiental según la Resolución No 588-97 del Ministerio del
Ambiente y Energia es la encargada de la Evaluación del Impacto Ambiental y su aprobación, según
los procedimientos de la Secretaria Técnica Ambiental de acuerdo a las regulaciones establecidas por
la Ley Organica Del Ambiente No 7554 .
1.3
Ubicación Geográfica del Proyecto
El sitio de la perforación se localiza dentro del bloque de exploración marino Nº 12, a
aproximadamente 6 millas náuticas (9.1 kilómetros) al norte de Moín y a 3 millas náuticas (5.46
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kilómetros) de la línea de costa, en las coordenadas X= 270178.29/ Y= 1115609.17, UTM Norte,
esferoide WGS 84, zona 17, Meridiano Central 081º 00` 00” W, según se indica en la figura 1.4.
La profundidad de agua en el sitio, de pozo es de 100 metros aproximadamente, según se indica en el
mapa batimétrico de la figura 1.4. Esta medida fue corroborada mediante sondeos de profundidad en
varios puntos alrededor del sitio escogido.
1.3.1. Ubicación Político-administrativa
El sitio donde se realizará la perforación se encuentra frente a las costas del Cantón Central de la
provincia de Limón, región Caribe de Costa Rica.
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1.4.
Área Estimada del Proyecto y Áreas de Influencia
Las instalaciones de la plataforma de tipo semi-sumergible cubren un área de una hectárea 100 m. x
80 m.
1.4.1. Área de influencia directa
El área de influencia directa se puede definir como el área en donde se producen los efectos directos
de la actividad que se lleva a cabo en la plataforma. Tales efectos comprenden el ruido causado por la
manipulación de la maquinaria de perforación, plantas de suministro de energía y el ruido producido
de servicios marítimos y aéreos (helicópteros), principalmente botes y embarcaciones medianas de
trasiego de equipo y otros aperos, que se presentan de manera ocasional.
Adicionalmente se considera el área de influencia directa como el área que en caso de una emergencia,
se considera segura para el manipuleo de los equipos de contingencia ante derrames menores de
hidrocarburos y otros desechos, tales como cortes de perforación, lodos de perforación, entre otros,
que se manipulan en las operaciones y que pueden estar sujetos a impactos por accidente o causa
naturales. Por lo tanto el área de influencia directa del Proyecto se considera como 500 metros
alrededor de las instalaciones que comprende la plataforma.
1.4.2
Área de Influencia Indirecta
El área de influencia indirecta objeto de los trabajos del Proyecto es de 10 Km. aledaños del esta. Es
importante indicar que los planes de contingencia se encuentran disponibles y en operación para
mantener el área de influencia en los limites establecidos. Por otro lado, el proyecto va a contar con
capacidad de soporte de sistemas de control de emergencias (contingencias) menores y en caso
contrario, se contara con un plan coordinado con una agencia internacional de atención de
emergencias de actividades costa afuera, que operara de manera coordinada con las instituciones y
oficinas gubernamentales del país.
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En caso de un descubrimiento comercial de hidrocarburos, el área de influencia indirecta se daría a
nivel de provincia dado la situación de desempleo de la Región Atlántica y dependiendo del tamaño
del yacimiento, el área de influencia podría darse a nivel nacional.
Las áreas de influencia respectivas se indican el mapa del , del capitulo 2, aparte 2.3.
1.5
Justificación Técnica del Proyecto
El Proyecto de perforación exploratoria se sustenta en los siguientes resultados de la evaluación
geológico-petrolera disponible del área de concesión:
Los resultados de estudios geológicos, geoquímicos y geofísicos realizados en el área de estudio
inicial a la fecha, de las estructuras de Moin, Victoria y Río Hondo-Parismina, muestran una serie de
fuertes indicios que convergen hacia la posibilidad de un hallazgo comercial de hidrocarburos en el
Caribe de Costa Rica.
El juego de estructuras de Moín, Parismina y Victoria de tendencia general E-W, se ubican a lo largo
de del extremo Este del sistema de Falla Transcurrente de Costa Rica, parecen estar asociadas a altos
de basamento de edad Cretácico Superior, formados originalmente en el margen del pacífico Central y
Sur de Costa Rica.
Dentro del contexto geológico regional, existe un modelo paleogeográfico bien aceptado acerca del
origen pacífico de la Placa Caribe. El marco paleogeográfico que prevaleció durante el periodo
Barremiano-Santoniano, indica el desarrolló un sistema deposicional, donde imperaron condiciones
pelágicas de alta anoxicidad. El modelo indica que la posición del Bloque Chorotega estuvo, en este
tiempo, bajo la influencia de un sistema de” Up Welling” Ecuatorial, con una alta productividad
orgánica. Esta situación geográfica indica una posición latitudinal y condiciones semejantes a los
territorios geológicos de Colombia y Venezuela en este tiempo.
De esto se podría llegar a la
conclusión preliminar que el potencial de generación en rocas del Cretácico, en el Norte de Sur
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América y en el país presentan similitudes sumamente interesantes desde el punto de vista petrolero.
Mas aún, los valores de TOC encontrados en Costa Rica son extremadamente altos, en comparación
con los valores encontrados en Colombia y Venezuela.
De la correlación geoquímica realizada en crudos de diferentes lloraderos del Caribe de Costa Rica,
con muestras de la formación Loma Chumico de edad Cretácico, indica que existen varios eventos de
generación de hidrocarburos, no solo durante el Cretácico, sino también dentro del Terciario.
Los terrenos presumiblemente levantados en el Caribe, tales como los altos de Moín, Parismina y
Victoria, pudieron
proporcionaron condiciones de
aguas someras, durante el Campaniense-
Maestrichtiense, para la instauración de un sistema de plataforma carbonatada, con desarrollo de
arrecifes de rudistas, del tipo encontrado en la actualidad, en una extensa zona del Pacífico Norte del
país.
En nuestro modelo geológico de la región se postula además, que dada la posición Caribe de
estos altos estructurales, refleja una actividad de movimiento de salto en dirección considerable, a lo
largo de esta falla mayor, durante todo el Terciario.
Estudios preliminares de micromagnetismo indican que, en la estructura de Moin, la extensión del
yacimiento potencial Cretácico, podría extenderse a un área de 311 km2. De manera analógica, esta
técnica de exploración geoquímica, ha sido aplicada de manera exitosa en otras provincias geológicas
bien conocidas en los Estados Unidos de Norteamérica.
Estudios de análisis de velocidades sísmica, de atributos sísmicos y análisis de fluorescencia de suelos
convergen en que las estructuras estudiadas, tales como Moin, Río Blanco (Victoria) y Río Hondo
(Parismina), se asocian zonas con fuertes indicios de acumulaciones significativas de hidrocarburos,
en objetivos posiblemente, de edad Cretácico.
Aún cuando, cada uno de estos métodos geoquímicos y geofísicos, como métodos indicadores de
hidrocarburos en el subsuelo, tienen un valor individual limitado, tales métodos de manera colectiva y
dentro del modelo geológico que se postula, sugieren que el área de concesión, tiene probabilidades
muy promisorias de contener hallazgo comercial de petróleo y gas.
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La interpretación del prospecto Moin, ubicado sobre el bloque de exploración Nº 12, permitió
determinar un área de cierre posible, en un objetivo profundo Cretácico, a una profundidad de
prospección, por debajo de los 3.000 metros, de dimensiones aproximadamente 10 x 12 Km
El programa de sísmica 3D ejecutado permite evaluar de manera simultánea, un segundo objetivo
somero alrededor de los 1600 metros de profundidad, a lo largo de una franja de aproximadamente 3.7
x 9 Km que corresponde a una zona de tendencia arrecifal, de acuerdo a los datos sísmicos
disponibles.
De manera adicional se reprocesó información de sísmica 2D de los bloques aledaños Nº 2 y Nº 3,
adquirida por el Gobierno de Costa Rica, en diferentes fases de exploración en los 70’s y 80’s, en
donde el objetivo más somero pareciera tener continuación.
El reprocesado de algunas líneas claves de tipo 2D, ubicadas sobre el bloque Nº 4 se considera
importante para correlacionar los datos de sísmica 3D con algunas estructuras contiguas tales como la
estructura de Victoria.
La Interpretación de los datos sísmicos de detalle sísmico 3D han permitido establecer un sitio para
perforación exploratoria, en el sector costa afuera de Moín.
La conclusión exitosa de la fase de perforación exploratoria representar para Costa Rica, una excelente
alternativa de independencia en la demanda de hidrocarburos de Costa Rica en las futuras décadas.
La figura 1.4 que se muestra abajo es un segmento de la línea sísmica 73-09 que cruza de NW a SE el
sector costa afuera de Moín y el modelo geológico del prospecto de Moín.
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Este mismo éxito tendrá un impacto social positivo sobre la sociedad y economía de la provincia de
Limón. Este beneficio se dará no solo a nivel gobierno local, con la entrada de un 15% en regalías al
gobierno central, del cuál un 6% corresponde a la Municipalidad de Limón.
La conclusión exitosa de la fase de perforación exploratoria y de la eventual etapa de producción e
industria paralela se podría revertir en la generación de empleo, entrenamiento y transferencia
tecnológica en tales actividades.
A la luz de todo lo anterior se aplicará tecnología de punta en materia de manejo ambiental, l de
manera que la actividad y conservación del medio ambiente se garanticen.
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1.6
Descripción de Maquinaria y equipo
El equipo que se va a utilizar es una plataforma de tipo semisumergible, que utiliza una estructura
flotante que sustenta la plataforma los equipos de perforación y servicios técnicos necesarios, tales
como: equipos de cementación, lodos, registros de pozo, unidad de registro de hidrocarburos, etc.
Además cuenta con todas las áreas de servicio para el hospedaje apropiado de 50 personas
aproximadamente, de manera que la plataforma cuenta con una autonomía en todos los servicios y
herramientas para la consecución de los trabajos de perforación.
Este tipo de plataforma es adecuado para profundidades mayores de entre 100 y 1000 metros de
profundidad de columna de agua y es un sistema muy estable y eficiente en áreas de condiciones
climáticas adversas. La embarcación cuenta con las siguientes dimensiones:
Longitud del casco inferior
323’ 6” (98.63 m.)
Ancho total del casco inferior (sobre estructuras de anclaje)
292’ 5” (89.154 M,)
Diámetro pontón del casco inferior
28’ 0” (8.5 m.)
Diámetro de estabilidad de columnas
24’ 0” (/.3 m.) y 22’
6”/12’ 0”
Altura de la cubierta superior arriba de la base del casco
128’ 0” (39 m.)
Calado de perforación (nominal)
70’ 0” (21.34 m.)
Calado de seguridad (dependiendo de peso de cubierta desconectado)
58’ 0” ((17.68 m.)
Vacío de aire a 70’ (21.34 m.) de calado de perforación
50’ 0” (15.24 m.)
Desplazamiento de calado de perforación (21.34 m.)
23,169
toneladas
21,699
toneladas
14,714
toneladas
largas
Desplazamiento de calado de seguridad (18.7 m. mínimo)
largas
Desplazamiento de calado de tránsito ((9.75 m.)
largas
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De manera general, cuenta con un equipo de perforación que está disponible montado sobre una
plataforma que consta de varios sistemas principales: El sistema de poder, el sistema del elevador, la
rotaria y el sistema de circulación.
1.6.1 Sistema de energía
Es el sistema de fuente de energía necesario para operar la maquinaria de perforación. En primera
instancia cada equipo de perforación petrolero cuenta con un sistema de combustión interno llamado
“sistema de movimiento primario”.
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Igualmente el sistema de potencia también utiliza una batería de tres motores diesel. Los motores
diesel tienen la ventaja de dar mayor poder de rotación o torque que los motores de gasolina. La
figura 1.6 de arriba ilustra el sistema multimotor a diesel:
Un sistema de cadenas que van conectados a los motores en donde se realizan los trabajos de
perforación “drawworks” o sistema del elevador “Hoist”. Desde un lugar cerca de donde se realizan
los trabajos de perforación, el perforador puede mover los niveladores que conectan y desconectan las
cadenas y llaves de manejo de la herramienta, la mesa rotaria y otros componentes. Otro grupo de
cadenas y llaves que van de los motores a las poleas en la bombas de lodo. Normalmente existen
bandas grandes de caucho llamadas de poder, que mueven las bombas de lodo. A efecto de proteger
al personal y para contener las grasas y lubricantes de estos equipos, estos cuentan con unas cubiertas
de hachee que cubren las bandas de caucho y el sistema de engranaje.
1.6.1.1
Sistema de transmisión de la potencia eléctrica
El equipo de perforación eléctrico se caracteriza por tener un motores diesel que van conectados
directamente a los generadores de cada uno de los equipos de perforación
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Los montajes de la torre perforadora tienen un motor eléctrico para cada uno de los equipos que
requieren energía tales como los elevadores, la mesa rotaria y las bombas de lodo, como se ilustra en
la figura 1.7.
1.6.1.2
Sistema del elevador (Hoisting System)
El sistema del elevador está compuesto por todas las herramientas del piso, la torre de perforación, la
corona, el bloque viajero, el gancho y la línea de engranaje y conexión de tubería.
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El área de piso cuenta con un tambor en donde trabajadores de piso conectan y desconectan las lingas
de tubería que viaja a través de la polea o bloque viajero. La cuadrilla conformada por tres hombres
está encargada de manipular y enganchar la tubería de perforación. La torre de perforación se encarga
de soportar la polea viajera y la línea de conexión de la misma. La figura 1.8 muestra de manera
general el sistema del elevador.
1.6.1.3
Sistema de frenos (Drawwrorks)
El Sistema de frenos es uno de los equipos más grandes y pesados que tiene el equipo de perforación.
La figura 1.9 ilustra este componente.
Figura 1.9.a Sistema de freno de tambor y Figura 9 . b Esquema que muestra el sistema completo de
poleas laterales y tambor del freno.
Tiene un tambor rebobinado con un cable que sostiene el bloque viajero, el gancho y la kelly . Este es
el sistema utilizado por la cuadrilla de perforación para manipular la tubería de perforación. Además
existen una serie de manijas, embragues, frenos, mecanismos de acople de herramientas y cadenas,
que permiten al perforador el conectar y desconectar los equipos que se manipulan en el piso.
El perforador también esta habilitado para controlar la velocidad de rebobinado del cable en el
tambor, esto lo puede realizar desde el panel que se encuentra en la mesa .
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En las labores de subida y bajada del bloque viajero, se cuenta además con un freno hidráulico auxiliar
que ayuda al freno principal cuando se esta bajando o sacando tubería del agujero, el sistema de freno
auxiliar tiene como objetivo absorber el esfuerzo extra creado al momento de manipuleo de equipo
pesado y hace que el freno principal trabaje mas eficientemente.
1.6.1.4
Sistema de rotaria
El equipo de rotaria comprende el grupo de aditamentos que hacen posible a la barrena rotar, como se
muestra en la figura 1.10.a.
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En un equipo convencional de perforación el equipo consiste de un swivel, los aditamentos del kelly
superior e inferior , un segmento de tubería especial llamado el kelly, la mesa rotaria, la tubería de
perforación, la tubería de peso “drill collars” y finalmente la barrena, como se ilustra en la figura 1.10
a y b.
De acuerdo al Instituto Americano del Petróleo (API), la entidad encargada de estipular los estándares
y especificaciones de la industria petrolera, toda la tubería entre el swivel y la barrena, incluyendo el
kelly, la tubería de perforación y los “drill collar” o tubería de peso es llamado la sarta de perforación.
Este conjunto de herramienta de rotación se ilustra en la figura 1.11 a. y b. En este caso la sarta
incluye solamente la tubería de perforación, y la tubería de peso.
1.6.1.5
Bloque Viajero (Swivel)
El swivel es una herramienta importante cuya función principal es sostener el peso de la sarta de
perforación, permite a esta rotar y permite el paso del lodo a lo largo de la sarta de perforación. El
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“swivel” también tiene un aditamento manejador o “bail” que ajusta dentro la unión en la base de la
polea viajera. La cuadrilla de piso también pegan la rotaria, el kelly, la manguera lateral del “swivel”
al cuello de ganso. El cuello de ganso es un aditamento curvo de tubería resistente a la erosión en el
swivel. De esta forma el lodo de perforación entra a través de la manguera de la rotaria y el cuello de
ganso. Esta herramienta se ilustra en la figura 1.12 a.
1.6.1.6
El kelly
La cuadrilla de piso condiciona una lindada de tubería llamada el “kelly” en la parte inferior del
swivel. El lodo pasa a través del kelly y a lo largo del espacio interno de la tubería. El kelly a
diferencia de la tubería de perforación no es redonda, sino que consta de cuatro a seis lados, como se
muestra en la figura 1.12.b.
1.6.1.7
Equipo de circulación
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Comprende el sistema a través del cual el lodo circula desde los tanques a través de la línea de
descarga a la tubería erguida de perforación “stand pipe“, luego a la manguera de la rotaria, el swivel,
el kelly, la tubería de perforación, la tubería de peso, la tubería, el espacio anular, la línea de retorno,
la mesa temblorina, el “desiltificador, el desarenador, las pilas de lodo y la línea de succión. El sistema
de circulación se ilustra en la figura 1.13.
Las bombas de lodo están conectadas a través de la línea de succión a los tanques de lodo, para luego
ser enviadas a través de la línea de descarga a la tubería erguida y por una manguera de caucho que
va unido al kelly a través de la swivel. (ver figura 1.12. a).
El lodo posteriormente circula hacia abajo a través de la tubería de peso y de perforación hasta las
toberas de la barrena con el objetivo de lubricar y mover los cortes de perforación del fondo del pozo.
Los cortes son removidos del fondo dentro del medio lodoso a través del espacio anular (área anular
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entre la tubería y el agujero abierto). El lodo deja el anulus a través de la tubería de acero “steel Pipe”
llamada la línea de retorno. Este cae en le área de piso a la malla vibradora o temblorina.
La mesa vibradora separa las partículas las cuales son tomadas por un tubo conectado a un equipo de
succión que separa a los sedimentos de los fluidos para después los sedimentos ser depositados en
cajas que posteriormente van a ser transportados al puerto. El fluido proveniente del equipo de vacío
es reciclado en el sistema cerrado de lodo. La bomba recircula el lodo una y otra vez al sistema. De
manera ocasional el lodero adhiere agua y otros aditivos al lodo de acuerdo a como lo amerite las
condiciones del agujero y las condiciones reológicas de las formaciones encontradas.
1.6.1.8
Equipo auxiliar
El equipó de circulación cuenta con una serie de aditamentos auxiliares a fin de mantener el lodo en
condiciones óptimas de operación. La mesa vibradora separa las partículas mayores del lodo. No
obstante la barrena genera cortes que no son filtradas por la mesa vibradora, principalmente partículas
del tamaño arena y limo. En este caso los desiltificadores y desarenadores que se ilustran en la figura
14.a y 14. b., permiten la separación de estos tamaños de partículas y evitan la contaminación del lodo,
de manera previa al proceso de recirculación.
El desgasificador , que se muestra en la figura 1.15 se encarga de remover pequeñas cantidades de gas
que entran al lodo desde la formación. Este gas no puede ser recirculado ya que disminuye el peso del
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lodo y baja su densidad. Si el lodo se hace muy liviano debido al contenido de gas , el pozo puede
generar lo que se llama una patada debido al incremento de presión de la formación que afecta el
agujero. Esto puede sobrellevar a condiciones peligrosas llamadas reventones de pozo.
Debido a las condiciones naturales del yacimiento y las propiedades de los fluidos se encuentra el gas,
agua o aceite que pueden estar bajo condiciones de alta presión en el subsuelo, cuando esta formación
es perforada estos fluidos pueden , entrar al agujero. Cuando este hecho está ocurriendo, se presentan
una serie de indicios o señales, que el personal entrenado debe detectar. Un ejemplo de estos indicios
es el incremento súbito del nivel o volumen en los tanques de lodo, que es creado por la afluencia o
invasión de fluidos desde la formación. Otra señal de reventón es cuando las bombas se aceleran o se
apagan súbitamente, de tal manera que la presión de los fluidos de la formación fuerzan el lodo a fluir
desde el pozo. Es por ende de la necesidad de contar con una cuadrilla alerta y bien entrenada en tales
operaciones.
Una vez que la cuadrilla identifica un posible reventón, se activa una segunda acción de defensa para
reventones y es el cierre del sistema de preventores de reventones o BOPS. Por esto cada pozo tiene
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un arreglo de preventores, comúnmente llamado “BOP stack”. Este dispositivo consiste de una serie
de válvulas de gran tamaño y alta presión que evitan el escape de fluidos desde el agujero. En
plataformas semi-sumergibles, estos dispositivos están instalados sobre el lecho marino, tal y como se
ilustra en la figura en la figura 1.16 a. La instalación de este dispositivo se realiza por medio de guías
como es el uso del sonar. El BOP se instala en el lecho marino debido al movimiento por oleaje y
vientos que experimenta la embarcación mientras realiza las operaciones de perforación.
Una tubería conductora “riser pipe” conecta con el dispositivo BOP submarino con la perforadora
flotante en la plataforma, la cual forma una tubería conduit de forma telescópica con una conexión
cerca de la superficie, como se muestra en figura 1.16 b. Esta conexión permite un movimiento de
arriba hacia abajo de esta sección de tubería. Una cuadrilla especializada instala una conexión flexible
inmediatamente arriba del BOP. Esto permite un movimiento de traslación acorde al movimiento que
experimenta el barco. A la vez, las cuadrillas instalan una serie de cables tensores cerca de la
superficie y se afianzan a los lados de la estructura de la torre, que mantienen una tensión hacia arriba
o sistema elevador. Una vez que el BOP y el sistema elevador están instalados se entra en la fase de
bajado de la sarta de tubería dentro de la tubería conductora, al sistema de BOP y hasta el agujero. En
este momento el perforador establece circulación de lodos para comenzar a perforar. Así los cortes de
perforación ascienden dentro del lodo a travès del l BOP y el tubo conductor, hasta la línea de retorno
a la mesa vibradora.
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En cuanto a los sistemas de preventores existen dos tipos: anulares y de ariete. Los preventores
anulares se colocan normalmente en la parte superior del BOP y forman los preventores anulares de
reventones, debido a que cierran el espacio anular, o espacio entre el kelly y el agujero abierto.
Debajo de los preventores anulares la cuadrilla monta dos, tres o más BOPs de ariete, que toman su
nombre en la forma en que ellos cierran. Ellos cierran por medio de dos zapatas de hule con carcasa
de acero. Los preventores ciegos solo cierran el agujero abierto y la tubería y los de ariete cierran solo
alrededor de la tubería. Los Preventores ciegos o de corte, cortan la tubería y cierran el pozo. En la
mayoría de los casos el perforador y el ¨tool pusher¨ de perforación solamente cierran los preventores
anulares cuando se detecta una patada de reventón.
En las siguientes figuran se muestran los diferentes tipos de preventores de reventones.
Todos estos tipos de preventores operan con un fluidos hidráulico el cual está almacenado bajo presión
en unos cilindros que almacenan este fluido bajo condiciones de alta presión. El sistema se completa
con una serie de válvulas, fittings y bombas. Esta unidad es llamada el acumulador (ver figura 1.18 a).
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De igual manera que un acumulador de baterías almacena corriente, este en cambio almacena fluido
hidráulico a alta presión, que se transmite al sistema BOP. La unidad de acumulador tiene un sistema
de control remoto en el área de piso para agilizar la operación en una emergencia, tal y como se
muestra en la figura 1.18 b.
De manera resumida el equipo a utilizar cuenta con los siguientes componentes:

Sistema de propulsión

Asistencia de remolque

Sistema de amarras

Cadenas de amarre

Anclas

Amarras de extensión

Equipo de remolque

Equipo de Piso de Perforación

Torre de Perforación

Equipo viajero

Sistema de fuerza diesel:

Sistema Un swivel Mesa rotaria

Una unidad de medida “wire line” :
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
Unidad de registro de desviación

Instrumentación de piso de perforación

Instrumentación de monitoreo de lodos

Sistema de Circulación de Lodos

Sistema de servicio de Lodos

Control de Pozo y Equipo de Fondo

Sistema de tratamiento de desechos de perforación “Cero Descargas”

Sistema de contingencias de primera respuesta
1.7
Fases del Proyecto
El Proyecto de perforación exploratoria comprende cuatro fases principales:

Fase de movilización de los equipos hasta el área de trabajo.

Fase de montaje de la estructura en el sitio.

Es la fase principal en donde se realizan los trabajos de perforación.

Fase de abandono del sitio.
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1.7.1 Fase de Movilización del equipo al sitio
Esta fase comienza una vez que la compañía contratada para llevar a cabo la perforación exploratoria
empieza el planeamiento y coordinación de logística para comenzar la movilización del equipo de
perforación. En el caso de distancias largas, el contratista contrata un barco carguero para la
movilización, como se ilustra en la figura 1.19.
En este caso, al tratarse de una perforación en la región de la plataforma marina, se deben realizar una
serie de trámites de movilización marítima, al igual que los realiza cualquier embarcación de esta
magnitud, como por ejemplo un tanquero petrolero, un carguero, entre otros.
La plataforma que se va a contratar es una plataforma semisumergible con propulsión propia, la cual
tiene que movilizarse desde la región del Golfo de México, en los Estados Unidos. Este tipo de
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embarcación contiene de manera total todos los equipos necesarios para las operaciones de montaje,
perforación y abandono.
Mover el equipo al sitio previamente localizado con sistema de boyas de acuerdo a las
especificaciones del contratista.
1.7.1.1.
Tiempo de ejecución, fase de Movilización
El tiempo estimado de arribo al puerto de Limón desde la región del Golfo de México, en los Estados
Unidos (USA) es de una y media a dos semanas, considerando una velocidad de tránsito segura de 5
nudos.
1.7.2. Montaje de equipo en el sitio
El sistema de plataforma semisumergible estabilizada en la columna de agua consiste de dos cascos
longitudinales en su parte inferior. Este mecanismo flotador tiene montados una serie de columnas
cilíndricas o rectangulares sobre la cual descansa la plataforma en la parte superior.
El montaje se obtiene cuando la cuadrilla coloca los sistemas de flotación o cascos gemelos hasta
obtener el calado requerido de perforación inundando las columnas según se requiera. Una vez que se
finaliza esta operación, se procede a fijar y estabilizar la estructura con un sistema predefinido de
anclajes. El proceso de desmontaje se obtiene achicando las columnas a efecto de flotar los cascos
hasta la superficie. Después de este proceso, la plataforma puede ser fácilmente remolcada o puede
tener mecanismo de propulsión propia.
1.7.2.1
Sistemas de anclaje de las estructuras flotantes de perforación
Existen diferentes técnicas de anclaje para estructuras de perforación flotantes o semisumergibles y
pueden definirse en varios grupos, dependiendo de las condiciones naturales locales en el sitio de
pozo:
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El anclaje apropiado, así como su disposición, diseño geométrico o forma, varia de manera amplia, en
virtud ampliamente de las condiciones oceanográficas, entre otras: viento, corrientes, así como de
factores propios del proyecto como el tiempo de permanencia de la estructura en el sitio y de la
seguridad permanente de las cargas flotantes.
Se puede aplicar la técnica de perforar y anclar pilotes cementados y su construcción depende de la
condiciones físicas de la formación que constituye el lecho marino así como, la naturaleza de la
estructura que va a ser fijada a éste.
El anclaje por gravedad es en la actualidad la técnica más convencional para anclar por tensión o fijar
las patas de la estructura de la plataforma al lecho marino. Este anclaje llamado “Fluke” es un
dispositivo que se entierra en el suelo marino. El esfuerzo es transmitido a través de la barra, que viene
a desempeñar la función de brazo. La longitud de este puede variar entre 4 a 8 m. de longitud.
Tanto el fluke como la barra soporte van unidas a un balancín denominado “Stock” o mango que tiene
como función orientar el fluke de manera correcta en el suelo e impedir que se voltee. El anclaje de
peso ligero cuyo peso varia de 30,000 a 60,000 libras y que es el mas comúnmente usado en
estructuras semi-sumergibles
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Las anclas están diseñadas para que se entierren dentro del piso marino y esto sucede cuando es halada
a lo largo del fondo. El ángulo de hincado puede ser ajustado dependiendo del tipo de suelo y varia
entre 34º para arenas a 50º para arcillas.
El comportamiento de las anclas depende de la penetración dentro de el suelo.
La profundidad de enterramiento también va a depender de las dimensiones del ancla, por ejemplo:
Un ancla de 6 m. y 4.5 toneladas de peso (10,000 lbs)
Un ancla de 10 m. y 13.5 toneladas de peso (30,000 lbs)
Las anclas tienen su mayor capacidad de esfuerzo horizontalmente, por lo tanto es importante
asegurarse que la longitud de las líneas de anclaje satisfagan este requerimiento. Obviamente el ángulo
entre la línea de anclaje y la superficie del suelo es 0º. Un coeficiente de reducción puede ser aplicado
a la horizontal manteniendo aun la capacidad de anclaje. El porcentaje de reducción dependerá del
ángulo:
12-15% para un ángulo de 3º
20-25% para un ángulo de 6º
35-40% para un ángulo de 12º
Si la fuerza es insuficiente, se puede incrementar la capacidad de anclaje utilizando refuerzos con
anclas adicionales, separadas por cables entrelazados con algunas decenas de metros entre sí.
La profundidad del anclaje dependerá del peso y de la naturaleza de los suelos. Esta profundidad no va
ser mayor de 10 metros en suelos normalmente consolidados y de 15 a 20 metros para suelos blandos.
1.7.2.2
Análisis Geotécnicos
Para la etapa de montaje del equipo semisumergible, se procedió a realizar una serie de análisis
oceanográficos y geotécnicos a efecto de reconocer de antemano las condiciones de la profundidad de
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agua, condiciones geotécnicas del sustrato del fondo marino, condiciones de velocidad y dirección de
las corrientes marinas así como de las condiciones de oleaje que pueden imperar bajo condiciones
críticas de tiempo, por ejemplo en condiciones de tormenta e influencia indirecta de huracanes.
En la etapa de estudios de factibilidad del sitio se tomaron muestras de núcleo de los primeros
sedimentos del fondo marino para análisis de parámetros geotécnicas. Los parámetros esenciales
analizados son los siguientes:
Contenido de agua y densidad en muestra humedad
porosidades tamaño de las partículas,
Limites de Atterberg (límite líquido, límite plástico, corte directo, corte triaxial
Consolidación y compresibilidad de suelos.
1.7.2.3
Frecuencia de movilización de equipo marítimo
Durante la fase de montaje de la plataforma se requiere la movilización de manera continua de un
remolcador de empuje de 55 toneladas cortas para manejo de anclajes del equipo, durante un período
de 2 a tres días. De manera adicional se requiere la disponibilidad de una lancha mediana y un
helicóptero tipo Sikorsky S-61 para labores de coordinación y acopio en tierra.
1.7.2.4
Mapeo de rutas marítimas mas transitadas
En el mapa se indican las rutas marítimas mas transitadas con relación al sitio propuesto
Figura 1.22 Mapa de Rutas Marítimas mas transitadas.
1.7.2.5
Tiempo de ejecución, Fase de Montaje de los equipos
Se calcula un tiempo de ejecución de 3 días bajo condiciones de tiempo aceptables.
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1.7.2.6
Servicios Básicos
1.7.2.6.1
Suministro eléctrico
Cuatro motores electro diesel para 1.950 HP @ 900 rpm. Cada uno de ellos generan 1.600 KW en
corriente directa, para un suministro total de 6.400 KW. Para las labores relacionadas a la perforación.
Además hay un generador de 1.200 KW de corriente alterna, para un total de 2.400 KW de potencia
para los servicios normales de la plataforma.
Adicionalmente, se cuenta con un generador de 12 V-71T para 300 KW que se utiliza como repuesto
en caso de fallas en los motores de corriente directa. También existe poder de emergencia para bombas
de balastro, luces de obstrucción y navegación, luces de emergencia a través de las luces normales y
un panel de corriente alterna.
1.7.2.6.2
Suministro de agua potable
La plataforma tiene una capacidad de almacenaje para 631 bbls (2.389 litros).
1.7.2.6.3
Aguas servidas
Las instalaciones cuentan con todos los servicios normales con los que cuenta cualquier instalación de
este tipo tales como: servicios sanitarios, baños, cocina. También se presentan aguas producto del
lavado de cubierta, de la casa máquinas.
1.7.2.6.4
Suministro de hospedaje
Se va a contar con una capacidad habitacional para 65 personas, incluyendo los servicios de
enfermería y camas para tres pacientes.
1.7.2.6.5
Suministro de Mano de obra
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El personal que se requiere para esta actividad corresponde a una cuadrilla completa de perforación en
el manejo de los trabajos de flotación, estabilización y labores de anclaje de la plataforma que
normalmente es de 31 personas por cuadrillas x dos cuadrillas = 62 personas especializadas en tales
labores.
Dentro de este personal se va a contar con dos cuadrillas, cada una cuenta con: 1 supervisor de
perforación, 1 toolpusher, 1 turno de 6 operarios de piso, 1 operario de remolcador, 1 soldador, 2
mecánicos, 1 geólogo, 2 operarios de unidad de registro, 1 operador de helicóptero, y operarios de
unidades de servicio (6 personas). De manera adicional se cuenta con personal de enfermería y
servicios básicos de la plataforma, que suman otra 4 personas, entre servicios de cocina, enfermería y
otros servicios.
1.8
Fase de construcción o perforación de pozo
Para la consecución de la fase de perforación o construcción del pozo, se requiere de la planificación
de una serie de serie de actividades, y que incluyen no solo la actividad de perforación, sino también
otros servicios que se dan como parte de la evaluación de las características petrofísicas y geológicas
de las formaciones que van siendo perforadas. Todos estos requerimientos obedecen a los altos costos
de operación que se da en una instalación costa afuera, por lo que una programación cuidadosa es
sumamente importante
1.8.1 Programa de perforación
 Se deberá seguir con los siguientes rutinas antes de iniciarse los trabajos de perforación y que se
esquematiza en la figura 1.23:
 Hacer una inspección completa del equipo para asegurar que es operable.
 Hacer un inventario completo de todos los materiales.
 Reportar cualquier discrepancia en los puntos (4) y (5) al administrador del equipo y al
administrador de operaciones.
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 Inspeccionar el preventor de reventones realizando un test funcional y de presión de acuerdo al
manual del fabricante.
 Preparación de equipos para la iniciación de la perforación.
 Preparar los fluidos de perforación para iniciación de la perforación.
 Una vez que se ha realizado tales rutinas, se procede a la iniciación de la perforación del tubo
conductor o primer casing de la siguiente manera:
 Colocación de tubería conduit a 123 m. (400’)
 Perforar con barrena de 26” hasta 366 m. (1200 pies) usando un lodo base agua salada;
inspeccionando cada 200 pies (66m) y manteniendo la desviación debajo de 2º a 366 m. (1200
pies). Colocar casing 65 # 40 de 20” BTC.
 Continuar perforando hasta 914.4 m (3000’ ) con barrena de 17 ½” utilizando un lodo
lignosulfonado de 9 lbs/gal y manteniendo una desviación  2º. Circular el hueco limpio, sacar
del hueco y colocar un casing de 13 3/8” de 61 lbs. J-55 BTC.
 Continuar perforando hasta la profundidad de 2286 m. (7.500`) con una broca de 12 ¼”
utilizando un lodo lignosulfonado hasta un peso de 10.5 lbs./gal. Y un filtrado de 6-8,
manteniendo una desviación menor de 4º.
 Correr registros eléctricos , sónico y densidad y muestras de pared.
 Se corre casing de 9 5/8” de 53.5 lbs. S-95 LTC.
 Se continúa perforando hasta la profundidad de 3000 (9843’) con barrena de 81/2”.
 Se realiza la segunda corrida de registros de resistividad , sónico y densidad. Este intervalo será
perforado utilizando un lodo de 12 lbs./gal. –16 lbs. /gal. Y un filtrado de 4 a 6, dependiendo de
las condiciones del agujero.
 Se baja linner de 5” de 18 lbs T-110 LTC.
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Cabe mencionar que posterior a cada corrida de casing, se procede a probar los equipos de prevención
de reventones, prechequear el equipo.
1.8..2 Programa de Fluidos de Perforación
El programa que se indica en la tabla 1.4 está basado en la información disponible y representa el
mejor juicio de los involucrados en su preparación.
El ingeniero de lodos en el sitio de perforación monitorea las propiedades del lodo continuamente y
recomendará los cambios al supervisor de perforación.
Tabla 1.4 Programa de lodos de perforación, fase de perforación
Intervalo de
Peso del
profundidad (pies)
Lodo(ppg)
Viscosidad (sec)
Filtrado Pérdida
Tipo de lodo
del lodo
0-400
400-1200
Agua salada
1200-3000
9
60
6
lignosulfonado
3000-7500
9-10.5
60
6-8
lignosulfonado
7500-9843
12-16
60
4-6
lignosulfonado
1.8.3 Pruebas de Pozo
Las siguientes indicaciones se especifican para las pruebas de pozo entubado:
 Las pruebas deben realizarse en las horas del día únicamente.
perforación de seguridad deben ser realizados antes de la prueba.
Sondeos rutinarios de
 Probar BOP, estranguladores y líneas de conexión a presiones adecuadas a la presión de
formación.
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 Condicionar el peso del lodo adecuadas a las condiciones encontradas en los horizontes a
probar.
 Bajar con barrena y escariador dentro del casing de producción y limpiar hasta el tope del
linner. Eliminar toberas en la barrena.
 Condicionar el
balanceado.
lodo del agujero al tope del linner,
de manera que el sistema quede
 Armar los cañones perforadores de tubería y bajar al pozo con un localizador de collares.
 Establecer correlación de las perforaciones con los registros corridos de antemano.
 Perforar el intervalo con una carga adecuada de tope a base.
 Meter tubería de 2 7/8” con su respectivo empaque sello para el casing de producción de 5.
Cada tubo debe ser probado a la presión de especificación.
 Colocar un empaque sello en las perforaciones inferiores. Acidificar la formación.
 Succionar la carga de ácido y las muestras de agua para definir el PH y los cloruros. Se debe
continuar “suaviando” la zona, con el fin de determinar la productividad de la zona.
 La prueba se continúa por tres o cuatro horas, a fin de determinar el flujo con estranguladores
de choque “choke” de dimensiones pequeño, mediano y grande.
 Después de tres pruebas de flujo se cierra el pozo a fin de definir la presión de fondo.
1.8.4 Frecuencia de movilización de equipo marítimo
Durante la fase de perforación del pozo se requiere la disponibilidad de una lancha mediana y un
helicóptero tipo Sikorsky S-61 para labores de coordinación y acopio en tierra. El movimiento
esperado bajo condiciones de trabajo normales es de movilización de una lancha mediana una vez a la
semana. El helicóptero se utilizará para trasbordo de personal una vez al mes.
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1.8.5 Demanda de servicios básicos, fase de perforación
1.8.5.1
Suministro eléctrico
Cuatro motores electro diesel para 1.950 HP @ 900 rpm. Cada uno de ellos generan 1.600 KW en
corriente directa, para un suministro total de 6.400 KW. Para las labores relacionadas a la perforación.
Además hay un generador de 1.200 KW de corriente alterna, para un total de 2.400 KW de potencia
para los servicios normales de la plataforma.
Adicionalmente, se cuenta con un generador de 12 V-71T para 300 KW que se utiliza como repuesto
en caso de fallas en los motores de corriente directa. También existe poder de emergencia para bombas
de balastro, luces de obstrucción y navegación, luces de emergencia a través de las luces normales y
un panel de corriente alterna.
1.8.5.2
Suministro de agua potable
La plataforma tiene una capacidad de almacenaje para 631 bbls (2.389 litros) de agua potable.
1.8.5.3
Aguas servidas
Las instalaciones cuentan con todos los servicios normales con los que cuenta cualquier instalación de
este tipo tales como: servicios sanitarios, baños, cocina. También se presentan aguas producto del
lavado de cubierta y de la casa máquinas.
1.8.5.4
Suministro de hospedaje
Se va a contar con una capacidad habitacional para 60 personas, incluyendo los servicios de
enfermería y camas para tres pacientes.
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1.8.5.5
Mano de obra
El personal que se requiere para esta actividad corresponde a una cuadrilla completa de perforación
que se encarga de las labores de trabajos de flotación de la estructura, estabilización y labores de
anclaje de la plataforma que normalmente es de 25 personas por cuadrillas x dos cuadrillas = 50
personas especializadas en tales labores.
Dentro de este personal se va a contar con dos cuadrillas, cada una contiene: 1 supervisores de
perforación, 1 toolpusher, 1 turno de 6 operarios de piso, 1 operario de remolcador, 1 soldador, 2
mecánicos, 1 geólogo, 2 operarios de unidad de registro, 1 operador de helicóptero, y operarios de
unidades de servicio (6 personas). De manera adicional se cuenta con personal de enfermería y
servicios básicos de la plataforma, que suman otra 4 personas, entre servicios de cocina, enfermería y
otros servicios.
1.9
Fase de abandono de sitio de pozo
En caso de abandono el procedimiento para el caso de un agujero con su revestimiento, es el siguiente:

Colación de un tapón de 50 m. (164’) a la base del casing de 9 5/8”.

Se realizan pruebas para constatar que las presiones alcancen un valor de 1.500 psi, para
garantizar la eficiencia del tapón.

Colocación de un tapón de 25” en el tope.

Colocación de un tapón por debajo del piso marino con un espesor de 50 m. (164’ )

Proceder a remover los tubulares y el equipo de fondo marino.

En caso de abandono permanente, se colocará un último tapón de 200 m (656’) hasta la
superficie o un tapón mecánico a 200 o 300 m del cabezal del pozo.
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1.9.1 Demanda de servicios básicos, fase de abandono
1.9.1.1
Suministro eléctrico
Cuatro motores electro diesel para 1.950 HP @ 900 rpm. Cada uno de ellos generan 1.600 KW en
corriente directa, para un suministro total de 6.400 KW. Para las labores relacionadas a la perforación.
Además hay un generador de 1.200 KW de corriente alterna, para un total de 2.400 KW de potencia
para los servicios normales de la plataforma.
Adicionalmente, se cuenta con un generador de 12 V-71T para 300 KW que se utiliza como repuesto
en caso de fallas en los motores de corriente directa. También existe poder de emergencia para bombas
de balastro, luces de obstrucción y navegación, luces de emergencia a través de las luces normales y
un panel de corriente alterna.
1.9.1.2
Suministro de agua potable
La plataforma tiene una capacidad de almacenaje para 631 bbls (2.389 litros) de agua potable.
1.9.1.3
Aguas servidas
Las instalaciones cuentan con todos los servicios normales con los que cuenta cualquier instalación de
este tipo tales como: servicios sanitarios, baños, cocina. También se presentan aguas producto del
lavado de cubierta, de la casa máquinas.
1.9.1.4
Suministro de hospedaje
Se va a contar con una capacidad habitacional para 60 personas, incluyendo los servicios de
enfermería y camas para tres pacientes.
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1.9.1.5
Mano de obra
El personal que se requiere para esta actividad corresponde a una cuadrilla completa de perforación en
el manejo de los trabajos de flotación, estabilización y labores de anclaje de la plataforma que
normalmente es de 25 personas por cuadrillas x dos cuadrillas = 50 personas especializadas en tales
labores.
Dentro de este personal se va a contar con dos cuadrillas, cada una contiene: 1 supervisores de
perforación, 1 toolpusher, 1 turno de 6 operarios de piso, 1 operario de remolcador, 1 soldador, 2
mecánicos, 1 geólogo, 2 operarios de unidad de registro, 1 operador de helicóptero, y operarios de
unidades de servicio (6 personas). De manera adicional se cuenta con personal de enfermería y
servicios básicos de la plataforma, que suman otra 4 personas, entre servicios de cocina, enfermería y
otros servicios.
1.9.1.6
Tiempo de ejecución, Fase de abandono de pozo
El tiempo estimado de desmontaje y preparación del sitio para abandono bajo las condiciones estándar
es de tres a cinco días.
1.9.1.7
Flujograma de Actividades
Las ejecución de las actividades contempladas en la fase de perforación exploratoria se presentan de
manera secuencial en el flujograma de la figura 1.21.
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1.10
Identificación de los desechos
Durante la operación de la plataforma en Costa Rica, se van a dar dos tipos de desechos:
Los desechos normales o domésticos que se dan en cualquier embarcación
Los desechos producto de la actividad de perforación
Se considera por lo tanto que la identificación de los desechos domésticos se cumplen para todas las
fases de consecución del Proyecto: montaje, perforación y abandono. Dado que el personal de la
plataforma va a ser el mismo durante la ejecución del Proyecto, entonces la identificación,
cuantificación y disposición se dará de manera global para tales actividades, ya que en las fases de
montaje y abandono no se da ningún tipo de desecho adicional.
Para el caso de los desechos de perforación se analizará en su fase de perforación.
1.10.1 Disposición de los desechos domésticos de la embarcación, Fases de Montaje, Perforación
y Abandono
La naturaleza y volumen de los desechos sólidos generados por la embarcación, son aquellos
generados como producto de las actividades de las unidades o servicios que brinda el barco al
personal de abordo, tales como servicio de restaurante, enfermería, hospedaje y otros de tipo
doméstico. En la tabla 1. 5 se presenta un balance de desechos generados:
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Tabla 1.5 Tabla de Balance de desechos sólidos domésticos, Fases de Montaje, Perforación y
Abandono
Unidad de Servicio
Tipo de Desecho y Taza de residuos sólidos totales Volumen
Porcentaje
Total de 1.5 Kg diarios /persona
Generado por Tipo
compactado
162 Kgs. (0.16 toneladas)
0.73 m3
oficinas, Metales y Aluminio 162 Kgs. (016 toneladas)
0.73 m3
Restaurante, salas de Papel, cartón (25%)
recreo,
Semanal
habitaciones, piso de (25%)
perforación.
Desechos
orgánicos 220 Kgs. (0.26 toneladas)
1.0 m3
(40%)
Vidrio (5%)
33 kgs (0.032 toneladas)
0.15 m3
Plásticos (5%)
33 kgs (0.032 toneladas)
0.15 m3
651 KGS. (0.64 toneladas)
2.97 m3
TOTAL
De esta manera el volumen de desechos que se genera en una semana es de 2.97 m3 semanales. El
Proyecto tiene una duración estimada de un mes y una semana, mas una semana adicional entre
anclajes y abandono, el cálculo de volumen generado es de es de 14.85 m 3 en peso suelto.
Considerando que el material puede ser compactado en una razón 3:1, los residuos generados durante
toda la actividad es de 4.95 m3 compactados.
1.10.2
Identificación de los desechos de la actividad de perforación
Aparte de los desechos domésticos analizados en el punto anterior, la fase de perforación genera como
parte de las operaciones propias de la perforación, tales como:
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Tabla 1.6 Tabla Balance de desechos sólidos de perforación
Unidad de Tipo de Desecho y Porcentaje Total Volumen Semanal compactado
Servicio
Equipo
Generado por Tipo
de Residuos de trapo o mecha por manipuleo 0.2 m3
perforación de herramienta (10%)
Metales (herramienta dañada, cables y otros, 1.36 m3
filtros de aceite, filtros de aceite y grasas
(15%)
Aluminio
2.5 m3
Materiales absorbentes para contención de 1.0 m3
derrames.
Cortes de perforación
1.10.3
250 toneladas métricas
Identificación de los desechos peligrosos
Representan los residuos de sustancias peligrosas que eventualmente podrían provocar una
contaminación del medio ambiente como resultado de un accidente. Estos materiales son:
Combustibles
Aceites
Lubricantes
Solventes para limpieza de maquinaria
Cilindros de gas para soldadura de tubería
Sales
Químicos
Derrames de hidrocarburos crudos
Todos estos materiales con excepción del último podría representar cerca de 1.0 m3, que representa un
10% de los materiales que no sean derrames de cortes de perforación e hidrocarburos.
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1.10.4
Identificación de los desechos gaseosos
Resulta de emisiones a la atmósfera por emisión de gases contaminantes, (CFC’s, SO2, NOx, CO, O3
Pb y partículas) y gases de efecto invernadero (CO2, N2O), por combustión ineficiente de motores de
combustión interna, por combustión del diesel, combustión a altas temperaturas o por quemado o
venteo de gases y por uso de gases refrigerantes.
En el apartado 5.5 del capitulo 5., se describe el plan de manejo de los diferentes tipos de desechos del
Proyecto.
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