Informe de Supervisión y Fiscalización de los Sistemas …gasnatural.osinerg.gob.pe/resumenejecutivodptn/... · gas natural a través del cumplimiento de las normas técnicas y

Informe de Supervisión y Fiscalización de los Sistemas de Producción,

Informe de Supervisión y Fiscalización Procesamiento y Transporte de Gas Natural

Primer Semestre 2010

División de Producción, Procesamiento y Transporte

Gerencia de Fiscalización de Gas Natural

Informe de Supervisión y Fiscalización de los Sistemas de Producción, Procesamiento y

Transporte de Gas NaturalPrimer Semestre 2010

Informe de Supervisión y Fiscalización de Producción,

Procesamiento y Transporte de Gas Natural Primer Semestre 2010

División de Producción, Procesamiento y Transporte

Gerencia de Fiscalización de Gas Natural

Informe de Supervisión y Fiscalización de los Procesamiento y

Transporte de Gas Natural Primer Semestre 2010

TABLA DE CONTENIDOS

Contenido

1. OBJETIVO ................................................................

2. AMBITO DE SUPERVISIÓN ................................

2.1. SUPERVISIÓN PRE-OPERATIVA2.2. SUPERVISIÓN OPERATIVA2.3. SUPERVISIÓN ESPECIAL ................................

3. ACCIONES DE SUPERVISIÓN REALIZADAS EN E

3.1. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES

3.1.1. Supervisión del Lote 88 (Cashiriari 1 y 3)

3.1.2. Supervisión del Lote 88 (San Martín 1)

3.1.3. Supervisión del Lote 56 (Pagoreni A y B)

3.1.4. Supervisión del Lote 31C

3.2. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES

3.2.1. Supervisión de la Planta de

3.2.2. Supervisión de la Planta de Fraccionamiento de Pisco

3.2.3. Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita del Proyecto de Exportación de GNL

– Perú LNG S.R.L. ................................

3.2.4. Supervisión de la plantas de Procesamiento de Gas Natural

3.3. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADESNATURAL POR DUCTOS ................................

3.3.1. Supervisión del Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección Cashiriari(Lote 88)

3.3.2. Supervisión del Sistema de Recolección y Reinyección San Martín Lote 88 (Flowlines)

3.3.3. Supervisión del Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, de Perú LNG

S.R.L ................................

3.3.4. Supervisión de la Planta Compresora Chiquintirca

3.3.5. Supervisión del Proyecto de Ducto de Uso Propio

3.3.6. Supervisión del Proyecto de Gasoducto Andino del Sur (Kuntur)

4. INDICADORES DE LA INDUSTRIA DE GAS NAT

4.1. PRODUCCION DE GAS NATURAL4.2. PROCESAMIENTO DE GAS4.3. TRANSPORTE POR DUCTOS



TABLA DE CONTENIDOS

................................................................................................

.........................................................................................................................

OPERATIVA ................................................................................................OPERATIVA ................................................................................................

................................................................................................

IÓN REALIZADAS EN EL PRIMER SEMESTRE DEL 2010 ...........................

ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE GAS NATURAL ................................

Supervisión del Lote 88 (Cashiriari 1 y 3) - Pluspetrol Perú Corporation S.A................................

Supervisión del Lote 88 (San Martín 1) - Pluspetrol Perú Corporation S.A. ................................

Supervisión del Lote 56 (Pagoreni A y B) - Pluspetrol Perú Corporation S.A...............................

Supervisión del Lote 31C – Aguaytia del Perú SRL. ................................................................

ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL........................

Supervisión de la Planta de Separación de Malvinas – Pluspetrol Peru Corporation.

Supervisión de la Planta de Fraccionamiento de Pisco- Pluspetrol Peru Corporation

Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita del Proyecto de Exportación de GNL

.......................................................................................................................

Supervisión de la plantas de Procesamiento de Gas Natural- de Aguaytia del Peru SRL.

ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS..........................................................................................................................

Supervisión del Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección Cashiriari(Lote 88)

Supervisión del Sistema de Recolección y Reinyección San Martín Lote 88 (Flowlines)

Supervisión del Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, de Perú LNG

................................................................................................................................

Supervisión de la Planta Compresora Chiquintirca ................................................................

Supervisión del Proyecto de Ducto de Uso Propio - EGESUR ................................

Supervisión del Proyecto de Gasoducto Andino del Sur (Kuntur) ................................

INDUSTRIA DE GAS NATURAL ................................................................

NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL ................................GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL ................................

DUCTOS DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL ......................



.................................................... 3

......................... 3

........................................ 5

................................................. 5

.................................................... 6

........................... 7

................................. 7

............................... 8

................................. 10

.............................. 11

................................... 13

........................ 14

Pluspetrol Peru Corporation. ................. 14

ru Corporation ................. 16

Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita del Proyecto de Exportación de GNL

....................... 18

de Aguaytia del Peru SRL. .......... 20

LIQUIDOS DE GAS

.......................... 22

Supervisión del Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección Cashiriari(Lote 88) - Malvinas23

Supervisión del Sistema de Recolección y Reinyección San Martín Lote 88 (Flowlines) .......... 23

Supervisión del Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, de Perú LNG

............................................ 24

...................................... 24

.................................................... 25

................................................ 26

.......................................... 28

............................................... 28

........................................ 28

...................... 30

INFORME DE SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN, PROCESAMIENTO Y

TRANSPORTE DE GAS NATURAL 1. OBJETIVO

El presente informe tiene por objetivo por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas NaturSistemas de Producción, Procesamiento y Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, durante el verificar el cumplimiento de la normatividad en los aspectos técnicos, de seguridad, social-ambient

2. AMBITO DE SUPERVISIÓNEl ámbito de la supervisión y fiscalización de la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural se muestra en la Tabla Nº 1:

Tabla Nº 1.

Área Empresa

PRO

DU

CC

IÓN

AguaytíaEnergy del Perú SRL

Pluspetrol Perú Corporation S.A.

Repsol Exploración Perú S.A. – Sucursal del Perú




TRANSPORTE DE GAS NATURAL

El presente informe tiene por objetivo exponer las actividades desarrolladas la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de

Fiscalización de Gas Natural del OSINERGMIN en la Supervisión de los Sistemas de Producción, Procesamiento y Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, durante el primer semestre del año 20verificar el cumplimiento de la normatividad en los aspectos técnicos, de

ambientales de dichas instalaciones.

SUPERVISIÓN El ámbito de la supervisión y fiscalización de la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural se muestra en la Tabla Nº 1:

Tabla Nº 1.- Ámbito de Supervisión de la DPTN

Instalaciones a supervisar

AguaytíaEnergy del Perú - Producción del Lote 31-C Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

Pluspetrol Perú Corporation - Producción del Lote 88, San Martín y Cashiriari - Producción del Lote 56, Pagoreni

Repsol Exploración Perú

- Prospección sísmica 2D – 3D, perforación de 23 pozos exploratorios y Desarrollo del Área Sur de campo Kinteroni, en el lote Ubicación: Cuzco (Echarate-La Convención)




las actividades desarrolladas la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de

al del OSINERGMIN en la Supervisión de los Sistemas de Producción, Procesamiento y Transporte de Gas Natural y

del año 2010, para verificar el cumplimiento de la normatividad en los aspectos técnicos, de

El ámbito de la supervisión y fiscalización de la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural

3D, perforación de 23 pozos exploratorios y 57.

Área Empresa

PRO

CES

AM

IEN

TO


AguaytíaEnergy del Perú SR.L.

Perú LNG S.R.L.

TRA

NSP

OR

TE


Transportadora de Gas del Perú S.A.

Varias Empresas

Perú LNG S.R.L.

AguaytíaEnergy del Perú S.R.L.

Kuntur Transportadora de Gas S.A.C.



Instalaciones a supervisar

Pluspetrol Perú Corporation

Planta de Separación de Gas Natural Malvinas:

- Unidades de proceso de la Planta de Separación de Gas (Lotes 56 y 88)

- Tanques de almacenamiento y sistema de recepción y/o despacho de la Planta de Separación de Gas Natural de Malvinas (Lote 56 y 88)

- Proyecto de Segunda Ampliación de la Planta Ubicación: Cuzco (Echarate-La Convención)

Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco

- Unidades de proceso de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco (Lote 56 y 88)

- Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco (Lote 56 y 88)

- Proyecto de Segunda Ampliación de la Planta Ubicación: Ica (Pisco)

AguaytíaEnergy del Perú

Plantas de Separación de Gas Natural y Fraccionamiento de LGN de Aguaytía

- Unidades de proceso de las Plantas de Separación de Gas Natural de Curimaná y de Fraccionamiento de LGN de Yarinacocha.Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

- Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Yarinacocha Ubicación: Ucayali (Yarinacocha-Coronel Portillo)

Planta de Gas Natural Licuado Pampa Melchorita - Unidades de proceso de la Planta de GNL Pampa Melchorita- Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de GNL

Pampa Melchorita Ubicación: Lima (Cañete-Cañete)

Pluspetrol Perú

- Operación de los FlowLines del Lote 56 (Pagoreni) - Operación de los FlowLines del Lote 88 (San Martín y Cashiriari)

Ubicación: Cuzco (Echarate-La Convención)

- Ducto Principal de GN, de Humay-Lobería Ubicación: Ica (Pisco)

Transportadora de Gas

- Sistema de Transporte de LGN por Ductos de Camisea a la Costa - Sistema de Transporte de GN por Ductos de Camisea al City Gate- Estaciones de Bombeo de LGN - Estaciones Reductoras de presión de LGN - Planta Compresora de Chiquintirca - Proyecto de Ampliación del Sistema de Transporte de Gas Natural y Liquido de

Gas Natural de Camisea Lima, en el Sector Selva - LoopUbicación: Cuzco, Ayacucho, Huancavelica, Ica, Lima

- Ducto de Uso Propio, Aceros Arequipa S.A. Ubicación: Ica (Pisco)

- Ducto de Uso Propio, Minsur Ubicación: Ica (Pisco)

- Ducto de Uso Propio, EGESUR-EGASA Ubicación: Ica (Pisco)

- Ducto Principal de la Planta de LGN Pampa MelchoritaUbicación: Ayacucho, Huancavelica, Ica, Lima

- Ducto de uso propio para gas combustible de la Planta de LNGUbicación: Lima (Cañete)

AguaytíaEnergy del Perú

- FlowLines Lote 31-C Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

- Sistema de Ductos para la Central Térmica de AguaytíaFraccionamiento de Pucallpa, y Ubicación: Ucayali (Curimaná, Yarinacocha)

- Otros ductos menores (Planta Fraccionamiento de Pucallpa a Electro Ucayali en Yarinacocha y de Manatay a Pucallpillo) Ubicación: Ucayali (Curimaná-Padre Abad)

Transportadora - Proyecto del Gasoducto Andino del Sur Ubicación: Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua



Unidades de proceso de la Planta de Separación de Gas Natural de Malvinas

Tanques de almacenamiento y sistema de recepción y/o despacho de la Planta de Separación de Gas Natural de Malvinas (Lote 56 y 88)

Unidades de proceso de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco (Lote

Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de

Plantas de Separación de Gas Natural y Fraccionamiento de LGN de Aguaytía

Unidades de proceso de las Plantas de Separación de Gas Natural de y de Fraccionamiento de LGN de Yarinacocha.

Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de

Unidades de proceso de la Planta de GNL Pampa Melchorita Tanques de almacenamiento y sistema de despacho de la Planta de GNL

Operación de los FlowLines del Lote 88 (San Martín y Cashiriari)

Sistema de Transporte de LGN por Ductos de Camisea a la Costa Sistema de Transporte de GN por Ductos de Camisea al City Gate

Proyecto de Ampliación del Sistema de Transporte de Gas Natural y Liquido de LoopSelva

Ducto Principal de la Planta de LGN Pampa Melchorita

Ducto de uso propio para gas combustible de la Planta de LNG

Sistema de Ductos para la Central Térmica de Aguaytía y Planta de

Otros ductos menores (Planta Fraccionamiento de Pucallpa a Electro Ucayali

Los tipos de supervisión realizadas por la División de Producción, Procesamiento y Transporte son las siguientes:

2.1. SUPERVISIÓN PRELa Supervisión Preel fin de que las personasactividad del subsector Hidrocarburos, acrediten ante OSINERGMIN que han cumplido con las normas técnicas, de ambientales establecidas para dicho efecto en la normatividad vigente. Cabe señalar que régimen de supervisión, la Certificación, que busca garantizar la idoneidad de las instalaciones de lagas natural a través del cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad, usadas para su diseño y construcción. La certificación es el procedimiento mediante el cual una tercera parte, un Organismo de Inspección, disupervisada y del organismo regulador, asegura por escrito, mediante un Certificado, que ha efectuado el examen del diseño del proceso o instalación, y determinado su conformidad con requisitos específicos o requisitos generales sobre la base de un juicio profesional. Con este nuevo régimen de supervisiónpresente informe, en marzo y junio 2010 se logró la certificación de la construcción de los siguientes proyectos,

- Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita;y

- Planta de Licuefacci

2.2. SUPERVISIÓN OPERATIVALa Supervisión Operativa es aquella que se realiza a instalaciones o unidades que se encuentran autorizadas a operar parconservan las características establecidas por la normatividad vigente del subsector hidrocarburos, así como si en el ejercicio de sus actividades cumplen con la normatividad vigente.

Como una modalidad de supervisión operativa, OSINERGMINimplementó a partir del mes de enero 2010, para la aplicación del “Procedimiento de Declaraciones Juradas de Cumplimiento de Obligaciones relativas a las Condiciones Técnicas, de Seguridad y de Medio Ambiente aplicables a Ductos



Los tipos de supervisión realizadas por la División de Producción, Procesamiento y Transporte son las siguientes:

SUPERVISIÓN PRE-OPERATIVA La Supervisión Pre-Operativa es aquella supervisión que se realiza con el fin de que las personas naturales o jurídicas que quieran realizar una actividad del subsector Hidrocarburos, acrediten ante OSINERGMIN que han cumplido con las normas técnicas, de seguridad y medio ambientales establecidas para dicho efecto en la normatividad vigente.

Cabe señalar que en el año 2010, OSINERGMIN implementó el nuevo régimen de supervisión, la Certificación, que busca garantizar la idoneidad de las instalaciones de las instalaciones de los proyectos de gas natural a través del cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad, usadas para su diseño y construcción.

certificación es el procedimiento mediante el cual una tercera parte, un Organismo de Inspección, diferente e independiente de la empresa supervisada y del organismo regulador, asegura por escrito, mediante un Certificado, que ha efectuado el examen del diseño del proceso o instalación, y determinado su conformidad con requisitos específicos o

generales sobre la base de un juicio profesional. Con este nuevo régimen de supervisión y como se detalla en el numeral 3 del

, en marzo y junio 2010 se logró la certificación de la construcción de los siguientes proyectos, respectivamente:

Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita;y

Licuefacción de Pampa Melchorita

SUPERVISIÓN OPERATIVA La Supervisión Operativa es aquella que se realiza a instalaciones o unidades que se encuentran autorizadas a operar para determinar si conservan las características establecidas por la normatividad vigente del subsector hidrocarburos, así como si en el ejercicio de sus actividades cumplen con la normatividad vigente.

Como una modalidad de supervisión operativa, OSINERGMINimplementó a partir del mes de enero 2010, la herramienta informática para la aplicación del “Procedimiento de Declaraciones Juradas de Cumplimiento de Obligaciones relativas a las Condiciones Técnicas, de Seguridad y de Medio Ambiente aplicables a Ductos Mayores de 20



Los tipos de supervisión realizadas por la División de Producción,

Operativa es aquella supervisión que se realiza con que quieran realizar una

actividad del subsector Hidrocarburos, acrediten ante OSINERGMIN que seguridad y medio

ambientales establecidas para dicho efecto en la normatividad vigente.

en el año 2010, OSINERGMIN implementó el nuevo régimen de supervisión, la Certificación, que busca garantizar la

s instalaciones de los proyectos de gas natural a través del cumplimiento de las normas técnicas y de

certificación es el procedimiento mediante el cual una tercera parte, ferente e independiente de la empresa

supervisada y del organismo regulador, asegura por escrito, mediante un Certificado, que ha efectuado el examen del diseño del proceso o instalación, y determinado su conformidad con requisitos específicos o

generales sobre la base de un juicio profesional. Con este y como se detalla en el numeral 3 del

, en marzo y junio 2010 se logró la certificación de la

Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa

La Supervisión Operativa es aquella que se realiza a instalaciones o a determinar si

conservan las características establecidas por la normatividad vigente del subsector hidrocarburos, así como si en el ejercicio de sus

Como una modalidad de supervisión operativa, OSINERGMIN la herramienta informática

para la aplicación del “Procedimiento de Declaraciones Juradas de Cumplimiento de Obligaciones relativas a las Condiciones Técnicas, de

Mayores de 20

Bar”, aprobado con Resolución de Consejo Directivo Nº 666OS/CD. Dicho procedimiento tiene por objeto lo siguiente:

- Difundir y promover el cumplimiento de las obligaciones técnicas, de seguridad y de medio ambiente de la etapa operativestablecidas en el ordenamiento jurídico vigente.

- Proveer de información a OSINERGMIN con la finalidad de que pueda implementar los mecanismos de supervisión necesarios a efecto de contribuir con la labor de fiscalización de las referidas obligaciones.

- Promover el incremento en la competencia técnica y actitud proactiva en los profesionales y personal responsable de las acciones operativas.

2.3. SUPERVISIÓN ESPECIALLa Supervisión Especial es aquella que se realiza con fines específicos, destinada a comprobar si ciertas características de la operación, instalación o equipamiento tienen las condiciones requeridas por las normas, o que las acciones efectuadas se han realizado correctamente, así como hechos circunstanciales como:

a) Informalidad.b) Accidentes: incendios, explosiones, accidentes industriales, etc.c) Derrames, vertimientos, emisiones, etc.d) Denuncias

También están comprendidas las acciones de supervisión adicionales a las del Programa Anual de Supervisión y que a juicio de OSINERGMsean necesarias.



Bar”, aprobado con Resolución de Consejo Directivo Nº 666Dicho procedimiento tiene por objeto lo siguiente:

Difundir y promover el cumplimiento de las obligaciones técnicas, de seguridad y de medio ambiente de la etapa operativestablecidas en el ordenamiento jurídico vigente. Proveer de información a OSINERGMIN con la finalidad de que pueda implementar los mecanismos de supervisión necesarios a efecto de contribuir con la labor de fiscalización de las referidas obligaciones. Promover el incremento en la competencia técnica y actitud proactiva en los profesionales y personal responsable de las acciones operativas.

SUPERVISIÓN ESPECIAL La Supervisión Especial es aquella que se realiza con fines específicos,

comprobar si ciertas características de la operación, instalación o equipamiento tienen las condiciones requeridas por las normas, o que las acciones efectuadas se han realizado correctamente, así como hechos circunstanciales como:

a) Informalidad. Accidentes: incendios, explosiones, accidentes industriales, etc.

c) Derrames, vertimientos, emisiones, etc. d) Denuncias

También están comprendidas las acciones de supervisión adicionales a las del Programa Anual de Supervisión y que a juicio de OSINERGM



Bar”, aprobado con Resolución de Consejo Directivo Nº 666-2008-

Difundir y promover el cumplimiento de las obligaciones técnicas, de seguridad y de medio ambiente de la etapa operativa,

Proveer de información a OSINERGMIN con la finalidad de que pueda implementar los mecanismos de supervisión necesarios a efecto de contribuir con la labor de fiscalización de las referidas

Promover el incremento en la competencia técnica y actitud proactiva en los profesionales y personal responsable de las

La Supervisión Especial es aquella que se realiza con fines específicos, comprobar si ciertas características de la operación,

instalación o equipamiento tienen las condiciones requeridas por las normas, o que las acciones efectuadas se han realizado correctamente,

Accidentes: incendios, explosiones, accidentes industriales, etc.

También están comprendidas las acciones de supervisión adicionales a las del Programa Anual de Supervisión y que a juicio de OSINERGMIN

3. ACCIONES DE SUPERVISIÓN

DEL 2010

En la Figura N° 1 se muestra el cumplimiento de programa de supervisión de la DPTN. Como puede observarse, al primer semestre Lactividades de supervisión alcanzó el 109% de cumplimiento.a final del año 2010, la ejecución supere la meta mínima anual de 90% de cumplimiento, establecida para sistemas de producción, procesamiento y y líquidos de gas natural

3.1. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE GAS NATURAL

En la Tabla Nº 2 se actividades de Producciónefectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

4 4 5 5 4 55 5

9 7 912

26 2624 29 25

32

100.0%107.9%

128.9%

0

10

20

30

40

50

60

70

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

ENE FEB MAR

N°d

e Vi

sita

s

CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE SUPERVISION

PRODUCION



DE SUPERVISIÓN REALIZADAS EN EL PRIMER SEMESTRE

En la Figura N° 1 se muestra el cumplimiento de programa de supervisión de la DPTN. Como puede observarse, al primer semestre La ejecución de las

rvisión alcanzó el 109% de cumplimiento. Se proyecta que a final del año 2010, la ejecución supere la meta mínima anual de 90% de cumplimiento, establecida para garantizar la calidad en el desarrollo de los sistemas de producción, procesamiento y transporte por ductos de gas natural y líquidos de gas natural.

Figura N° 1

SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE GAS

Nº 2 se detalla el número de visitas de supervisión de las actividades de Producción, acumuladas al mes de Junio 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

5 4 6 5 5 3 3

126 4 6 7 8 6

32

24 28 2326 26

25

128.9%

111.8% 111.8%

91.9%

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT

CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE SUPERVISION - DPTN2010

PRODUCION PROCESAMIENTO TRANSPORTE % de Cumplimiento

Meta Propuesta: 90%Meta Lograda: 109%



EL PRIMER SEMESTRE

En la Figura N° 1 se muestra el cumplimiento de programa de supervisión de ejecución de las Se proyecta que

a final del año 2010, la ejecución supere la meta mínima anual de 90% de garantizar la calidad en el desarrollo de los

transporte por ductos de gas natural

SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE GAS

upervisión de las Junio 2010,

efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

prog

ram

adas

ejec

utad

as

prog

ram

adas

ejec

utad

as

NOV DIC

% d

e C

umpl

imie

nto

% de Cumplimiento

Meta Propuesta: 90%Meta Lograda: 109%

Tabla Nº 2.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ENERO

Empresa






PetrobrásEnergy

Repsol Exploración

Total de Visitas Operativas en el año:

A continuación se describen las primer semestre del año 2010,

3.1.1. Supervisión del Lote 88 (CashiriariCorporation S.A.

En el primer semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de lplataformas:

Cashiriari1:

- Las válvulas de superficie de control instalados en el cabezal - Pozos productores

detectores de flama que cubr- El área de todas las instalaciones de las facilidades de

producción- El área del

Cashiriari 3

- Campamento- Sistema de captación de agua de la Quebrada Piedras Blancas. - Área de Acopio de Residuos Sólidos.



VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ENERO – JUNIO 2010

Instalación Aspecto

Técnico y Seguridad

Aspecto Socio-

Ambiental Supervisión

Especial

Lote 56, Pagoreni 2 1

Lote 56, Mipaya - 1

Lote 88, Cashiriari 6 9

Lote 88, San Martín 3 -

Lote 31-C 2 2

Lote 58 - -

Lote 57 - -

Total de Visitas Operativas en el año: 13 13

se describen las acciones relevantes realizadas primer semestre del año 2010, a las instalaciones de la Tabla Nº

Supervisión del Lote 88 (Cashiriari 1 y 3) - Pluspetrol Perú Corporation S.A.

En el primer semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de las siguientes

as válvulas de superficie de control instalados en el cabezal ozos productores y sus respectivos detectores de gas y

detectores de flama que cubre toda el área de los cellarl área de todas las instalaciones de las facilidades de

producción l área del shelter.

ampamento istema de captación de agua de la Quebrada Piedras Blancas.

Área de Acopio de Residuos Sólidos.



VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE

Supervisión Especial Total

- 3

1 2

- 15

- 3

- 4

5 5

3 3

9 35

realizadas en el instalaciones de la Tabla Nº 2.

Pluspetrol Perú

En el primer semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones s siguientes

as válvulas de superficie de control instalados en el cabezal y sus respectivos detectores de gas y

toda el área de los cellar l área de todas las instalaciones de las facilidades de

istema de captación de agua de la Quebrada Piedras Blancas.

Plataforma Cashiriari 3:Vista del equipo de perforación y las instalaciones de apoyo. Enero 2010

Plataforma Cashiriari 3: Vista de la plataforma se observa iluminación adecuada. Marzo 2010.

. Plataforma Cashiriari 3: Vista de las cuatro bombas de lodo con sus respectivas válvulas de seguridad, protección de fajas y partes móviles. Abril 2010.



Vista del equipo de perforación y

las instalaciones de apoyo. Enero 2010 Plataforma Cashiriari 1:Vista del Manifold de producción en donde se junta la producción de los cinco pozos, ubicados en Cashiriari 1 y van hacia Malvinas. Marzo 2010.

Vista de la plataforma se observa Plataforma Cashiriari 3: Vista del BOP del equipo de

Wireline, instalado sobre la cabeza del pozo CR 1005D_ST1, durante los trabajos de completación. Abril 2010

Vista de las cuatro bombas de

lodo con sus respectivas válvulas de seguridad, protección de fajas y partes móviles. Abril 2010.

Plataforma Cashiriari 1: Punto de lanzamiento / recepción del raspatubo con su respectivo pit de conteextintor rodante y portátil como parte del sistema contraincendio. Junio 2010.



Vista del Manifold de producción en

donde se junta la producción de los cinco pozos, ubicados en Cashiriari 1 y van hacia Malvinas. Marzo 2010.

Vista del BOP del equipo de

Wireline, instalado sobre la cabeza del pozo CR 1005D_ST1, durante los trabajos de completación. Abril 2010

Punto de lanzamiento / recepción del

raspatubo con su respectivo pit de contención contra derrames y extintor rodante y portátil como parte del sistema contraincendio.

3.1.2. Supervisión del Lote 88 (San Martín 1) Corporation S.A.

En el mes de mayo, en la Plataforma San Martín 1pozos mantenían MMSCFD.

Plataforma San Martin1:Manifold de recepción de los pozos de San Martín 1. Enero 2010.

Plataforma San Martín 1: Vista del Cellar donde se encuentra ubicados los pozos productores de esta plataforma. Marzo 2010.



Supervisión del Lote 88 (San Martín 1) - Pluspetrol Perú Corporation S.A.

En el mes de mayo, en la Plataforma San Martín 1, se verificó que pozos mantenían manteniendo la producción en menos de 100

Manifold de recepción de los

Plataforma San Martín 3: Cellar con los pozos de inyección. Enero 2010.

Vista del Cellar donde se

encuentra ubicados los pozos productores de esta Plataforma San Martín 1: Vista del Manifold de producción 1, en donde se observa: la línea (1) donde se juntan la producción de los pozos, la línea (2) por donde se realiza la prueba de cada uno de los pozos, pasa por el medidor Multifásico y posteriormente por el separador de prueba, y la línea (3) es para venteo en caso de alguna emergencia. Mayo 2010.



Pluspetrol Perú

se verificó que los manteniendo la producción en menos de 100

Cellar con los pozos de inyección.

Vista del Manifold de

producción 1, en donde se observa: la línea (1) donde se juntan la producción de los pozos, la línea (2) por donde se realiza la prueba de cada uno de los pozos, pasa por el medidor Multifásico y posteriormente por el separador de

ueba, y la línea (3) es para venteo en caso de alguna

Plataforma San Martín 3: Vista del pozo SMinyector de gas ,se encuentra se encuentra con limpieza y en buen estado de mantenimiento. Mayo 2010.

3.1.3. Supervisión del Lote 56 (Pagoreni A y B) Corporation S.A.

En el primer semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de lplataformas

Pagoreni A:

- Los cellar de los tres pozos que tiene esta plataforma- Detectores

de los cellar,- Tanques de almacenamiento de químicos (Becorín) con su

respectivo pit de contención contra derrames y equipo lavaojos- Compresores y tanques de almacenamiento de aire que son

usados para el sistema de instrumentación- El helipuerto.

Pagoreni B:

- Instalaciones de las válvulas del cabezal de los tres pozos

productores- Las válvulas laterales- Los indicadores de presión de cabeza de pozo y de salida hacia

el flow line- Los detectores de gas instalado en cada - Los detectores de flama instalado



Vista del pozo SM-1006, re-

inyector de gas ,se encuentra se encuentra con limpieza y en buen estado de mantenimiento. Mayo 2010.

Plataforma San Martín 3: Vista de las líneas de reinyección que van hacia los pozos, en los cuales se encuentran Instalados los indicadores de presión de línea. Mayo 2010.

Supervisión del Lote 56 (Pagoreni A y B) - Pluspetrol Perú Corporation S.A.

semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de las siguientes

os cellar de los tres pozos que tiene esta plataformaes de gas y detectores de flama que cubre todo el

de los cellar, anques de almacenamiento de químicos (Becorín) con su

respectivo pit de contención contra derrames y equipo lavaojosompresores y tanques de almacenamiento de aire que son

usados para el sistema de instrumentación, y l helipuerto.

nstalaciones de las válvulas del cabezal de los tres pozos productores,

álvulas laterales, manuales y automáticas, os indicadores de presión de cabeza de pozo y de salida hacia

el flow line, os detectores de gas instalado en cada cellar,

detectores de flama instalados en los extremos de los cellar.



Vista de las líneas de

reinyección que van hacia los pozos, en los cuales se encuentran Instalados los indicadores de presión de línea.

Pluspetrol Perú

semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones s siguientes

os cellar de los tres pozos que tiene esta plataforma, ubre todo el área

anques de almacenamiento de químicos (Becorín) con su respectivo pit de contención contra derrames y equipo lavaojos,

ompresores y tanques de almacenamiento de aire que son

nstalaciones de las válvulas del cabezal de los tres pozos

os indicadores de presión de cabeza de pozo y de salida hacia

en los extremos de los cellar.

- El panel de control de los pozos productores con sus respectivas

puestas a tierra- Los tres medidores de flujo multifásico- El manifold de producción de los tres pozos productores qu

hacia Malvinas- La línea de lanzador de raspatubos con muro de contención

contra derrames en el que están instalando una línea de drenaje para el agua de lluvia que va hasta el canal de drenaje de la plataforma de producción

- El área de tratamiento - Generador de energía para emergencias en caso se produzca

un corte de energía proveniente de Malvinas.

Plataforma Pagoreni A: Vista de los puntos de lanzador / receptor del raspatubo (chancho), con su respectivo Pit de contención contra derrames, ubicado en Pagoreni A. Febrero 2010.

PAGORENI A: Vista del pozo re-inyector de gas PAG1005D con sus instalaciones completas. Abril 2010.



l panel de control de los pozos productores con sus respectivas a tierra,

os tres medidores de flujo multifásico, l manifold de producción de los tres pozos productores qu

hacia Malvinas, a línea de lanzador de raspatubos con muro de contención

contra derrames en el que están instalando una línea de drenaje para el agua de lluvia que va hasta el canal de drenaje de la plataforma de producción,

l área de tratamiento de gas antes de ingresar al flare (KOD), enerador de energía para emergencias en caso se produzca

un corte de energía proveniente de Malvinas.

Vista de los puntos de lanzador /

raspatubo (chancho), con su respectivo Pit de contención contra derrames, ubicado en Pagoreni A.

Plataforma Pagoreni A: Vista de los cuatro Cellar ubicados en Pagoreni A, en donde se encuentran un pozo productor CR-1006D y dos pozos inyectore1004D y PAG-1005D. Al costado con su respectivo extintor rodante como parte del sistema de contraincendios. Febrero 2010.

inyector de gas PAG-

1005D con sus instalaciones completas. Abril 2010. PAGORENI B: Vista del punto de lanzador del raspatubo (chancho), con su respectivo Pit de contención contra derrames, ubicado en Pagoreni B. Abril 2010.



l panel de control de los pozos productores con sus respectivas

l manifold de producción de los tres pozos productores que van

a línea de lanzador de raspatubos con muro de contención contra derrames en el que están instalando una línea de drenaje para el agua de lluvia que va hasta el canal de drenaje de la

tes de ingresar al flare (KOD), enerador de energía para emergencias en caso se produzca

Vista de los cuatro Cellar

ubicados en Pagoreni A, en donde se encuentran un pozo 1006D y dos pozos inyectores de gas PAG-

1005D. Al costado con su respectivo extintor rodante como parte del sistema de

Vista del punto de lanzador del raspatubo

(chancho), con su respectivo Pit de contención contra derrames, ubicado en Pagoreni B. Abril 2010.

3.1.4. Supervisión del Lote 31C

En el primer semestre se verificó el estado de los

- 09 pozos perforados, de los cuales dos (02) están abandonados, dos (02) son productores de Gas

- Cuatro (04) inyectores de gas - Un (01) inyector de agua de producción- Equipos de superficie en cada pozo productor y reinyector de

gas y de ag- Los cabezales con

Aguaytia del Perú SRL: Manifold donde se realiza el cambio de productor a inyector y viceversa. Febrero 2010.

LOTE 31C: Vista de la línea de recepción / lanzador de raspatubo (chancho), con su respectivo indicador de presión y válvulas de seguridad. A la fecha el indicador de presión tenía una lectura de 1700psi. Abril 2010.



Supervisión del Lote 31C – Aguaytia del Perú SRL.

En el primer semestre se verificó el estado de los siguientes pozos:

09 pozos perforados, de los cuales dos (02) están abandonados, dos (02) son productores de Gas

uatro (04) inyectores de gas n (01) inyector de agua de producción quipos de superficie en cada pozo productor y reinyector de

gas y de agua de producción Los cabezales con sus elementos controladores de presión.

Manifold donde se realiza el

cambio de productor a inyector y viceversa. Febrero 2010. Aguaytia del Perú SRL: Vista producción e inyección de gas y condensado en la Planta de Separación de Líquidos de Curimaná. Febrero 2010.

Vista de la línea de recepción / lanzador de

raspatubo (chancho), con su respectivo indicador de presión y válvulas de seguridad. A la fecha el indicador de presión tenía una lectura de 1700psi. Abril 2010.

LOTE 31C: Vista del Manifold de producción/inyecobserva que está pintado con los colores de acuerdo a la norma NTP 399.012. Además se encuentra el área limpia y ordenada. Abril 2010.



siguientes pozos:

09 pozos perforados, de los cuales dos (02) están abandonados,

quipos de superficie en cada pozo productor y reinyector de

elementos controladores de presión.

Vista del manifold de

producción e inyección de gas y condensado en la Planta de Separación de Líquidos de Curimaná. Febrero 2010.

Vista del Manifold de producción/inyección, se

observa que está pintado con los colores de acuerdo a la norma NTP 399.012. Además se encuentra el área limpia

3.2. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS

NATURAL

En las Tabla Nº 3 y 4 se detalla el número actividades de Procesamiento de Gas Natural, acumuladas al mes de Junio 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

Tabla Nº 3.- VISITAS DE SUPERVISION PRE

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO

Empresa Instalación

Perú LNG S.R.L Planta de Licuefacción de Gas Natural – Pampa Melchorita

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Segunda Ampliación Planta Malvinas

Pluspetrol Perú Corporation S.A. Segunda Ampliación Planta Pisco

Total de Visitas Pre-Operativas en el año:

Tabla Nº 4.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS ACUMULADAS A INSTALACIONES DE

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO



Planta de Separación de Gas Natural de Malvinas


Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco


Consumidor Directo: Pluspetrol


Planta de Procesamiento y Fraccionamiento de Aguaytía

Perú LNG S.R.L Planta de Licuefacción de Gas Natural – Pampa Melchorita

Total de Visitas Operativas en el año:

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el semestre del año 2010, a las instalaciones de las Tablas Nº 3 y 4.

3.2.1. Supervisión de la Planta de Separación de Malvinas PluspetrolPeruCorporation.

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de siguientes componentes:

- Slug cátcher- Planta de deshidratación, turbo expansión criogénica- Almacenamiento de LGN



SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS

En las Tabla Nº 3 y 4 se detalla el número de visitas de supervisión de las actividades de Procesamiento de Gas Natural, acumuladas al mes de Junio 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

SUPERVISION PRE-OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO – JUNIO 2010



Aspecto Socio


Especial

Planta de Licuefacción de Gas Pampa Melchorita 14 6 -

Segunda Ampliación Planta Malvinas 5 1 -

Segunda Ampliación Planta Pisco 2 - -

Operativas en el año: 21 7 0

VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS ACUMULADAS A INSTALACIONES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ENERO – JUNIO 2010



Aspecto Socio


Especial

Planta de Separación de Gas Natural de Malvinas 3 1 - Planta de Fraccionamiento de LGN 3 1 4Consumidor Directo: Pluspetrol 1 1 -

Procesamiento y Fraccionamiento de Aguaytía 1 - - Planta de Licuefacción de Gas

Pampa Melchorita 2 - -

Total de Visitas Operativas en el año: 10 3 4

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el semestre del año 2010, a las instalaciones de las Tablas Nº 3 y 4.

Supervisión de la Planta de Separación de Malvinas PluspetrolPeruCorporation.

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de los siguientes componentes:

Slug cátcher Planta de deshidratación, turbo expansión criogénicaAlmacenamiento de LGN



SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS

de visitas de supervisión de las actividades de Procesamiento de Gas Natural, acumuladas al mes de Junio 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de

OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE


20

6

2

28

VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS ACUMULADAS A INSTALACIONES DE


4

4 8

2

1

2

4 17

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el primer semestre del año 2010, a las instalaciones de las Tablas Nº 3 y 4.

Supervisión de la Planta de Separación de Malvinas –

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las seguridad y medio ambiente de los

Planta de deshidratación, turbo expansión criogénica

- Instalaciones de bombeo- Sistema de flare- Sistema contra incendios.

Asimismo, durante el primer semestre del 2Fiscalización de Gas Natural (GFGN) de OSINERGMIN evaluó la información concerniente a la segunda ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Separación Malvinas, cuyo proyecto contempla ampliar su capacidad en 520 millondía (MMPCD). De este modo, se incrementará la capacidad actual de esta planta de 1,160 MMPCD a 1,680 MMPCD.

De acuerdo a información recibida de la empresa Pluspetrol Perú Corporation (Pluspetrol), se estima concluir este proyecto segundo trimestre del año 2012.

El 19 de marzo de 2010 se aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del Proyecto para la Ampliación de Instalaciones de la Planta de Gas Malvinas mediante Resolución Directoral del MINEM No.1772010-MEM/AAE. Posteemitió la Resolución Nº 3611Informe Técnico Favorable (ITF) para la Instalación de dicho proyecto.

PLANTA MALVINAS:Vista que muestra el área de estabilización que ya cuenta con plataforma de concreto y sardineles instalados. Mayo 2010.



Instalaciones de bombeo Sistema de flare Sistema contra incendios.

Asimismo, durante el primer semestre del 2010 la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) de OSINERGMIN evaluó la información concerniente a la segunda ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Separación Malvinas, cuyo proyecto contempla ampliar su capacidad en 520 millones de piés cúbicos por día (MMPCD). De este modo, se incrementará la capacidad actual de esta planta de 1,160 MMPCD a 1,680 MMPCD.

De acuerdo a información recibida de la empresa Pluspetrol Perú Corporation (Pluspetrol), se estima concluir este proyecto segundo trimestre del año 2012.

El 19 de marzo de 2010 se aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del Proyecto para la Ampliación de Instalaciones de la Planta de Gas Malvinas mediante Resolución Directoral del MINEM No.177

MEM/AAE. Posteriormente con fecha 4 de junio, OSINERGMIN emitió la Resolución Nº 3611-2010-OS-GFGN/DPTN aprobando el Informe Técnico Favorable (ITF) para la Instalación de dicho proyecto.

Vista que muestra el área de

con plataforma de concreto y PLANTA MALVINAS:Vista del área de los trenes criogénicos con plataforma de concreto y sardineles instalados y señalizados. Mayo 2010.



010 la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) de OSINERGMIN evaluó la información concerniente a la segunda ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Separación Malvinas, cuyo proyecto

es de piés cúbicos por día (MMPCD). De este modo, se incrementará la capacidad actual de

De acuerdo a información recibida de la empresa Pluspetrol Perú Corporation (Pluspetrol), se estima concluir este proyecto en el

El 19 de marzo de 2010 se aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del Proyecto para la Ampliación de Instalaciones de la Planta de Gas Malvinas mediante Resolución Directoral del MINEM No.177-

riormente con fecha 4 de junio, OSINERGMIN GFGN/DPTN aprobando el

Informe Técnico Favorable (ITF) para la Instalación de dicho proyecto.

Vista del área de los trenes criogénicos

con plataforma de concreto y sardineles instalados y

PLANTA MALVINAS:Vista panorámica dede Tratamiento de Aguas Industriales

Futuras instalaciones (amarillo)

3.2.2. Supervisión de la Planta de Fraccionamiento de PiscoPluspetrolPeruCorporation

En el primer semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiecomponentes:

- Sistema de agua contraincendio en el patio de tanques en el

cubeto del tanque de Propano TKBJ 3005- Área de tanques y bombas contraincendio. - Terminal Marítimo para el embarque de los combustibles

producidos por la Planta- Área de Acopio de Residuos Sólidos.



Vista panorámica de la Planta

de Tratamiento de Aguas Industriales. Mayo 2010. PLANTA MALVINAS:Los anillos propios del Sistema Deluge de la esfera VBA-12695 se encuentran pintados en su totalidad de acuerdo lo indicado en el documento PCAM0100-ET-X-0002. Junio 2010.

Futuras instalaciones (amarillo) – 2da Ampliación Planta Malvinas

Supervisión de la Planta de Fraccionamiento de PiscoPluspetrolPeruCorporation

En el primer semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de los siguientes

Sistema de agua contraincendio en el patio de tanques en el cubeto del tanque de Propano TKBJ 3005 Área de tanques y bombas contraincendio. Terminal Marítimo para el embarque de los combustibles producidos por la Planta Área de Acopio de Residuos Sólidos.



anillos propios del Sistema Deluge

12695 se encuentran pintados en su totalidad de acuerdo lo indicado en el documento PCAM-

2da Ampliación Planta Malvinas

Supervisión de la Planta de Fraccionamiento de Pisco-

En el primer semestre se verificó el cumplimiento de las disposiciones nte de los siguientes

Sistema de agua contraincendio en el patio de tanques en el

Terminal Marítimo para el embarque de los combustibles

- Planta de tratamiento de aguas residuales domésticas.- Estación PSR

proviene de la Estación de Humay

Asimismo, la empresa Pluspetrol Perú Corporation ha presentado el Proyecto de la Segunda Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Este proyecto contempla ampliar la capacidad de procesamiento de la Planta, 85,000 barriles por día (BPD) a 120,000 BPD de Líquidos de Gas Natural.

Esta ampliación incluye una tercera uniLíquidos de Gas Natural (LGN), a partir de la cual se obtiene propano y butano, así como una tercera unidad de destilación primaria, de la que se obtendrá nafta, diesel y otros combustibles tales como MDBS (Medium DistillateBlendi

Asimismo, se construirá una nueva esfera de almacenaje de LGN, idéntica a las dos existentes, para compensar eventuales fluctuaciones o interrupciones que pudieran ocurrir en el gasoducto de transporte que proviene de Malvinas. Se incorporará de condensado de carga a la Unidad de destilación Primaria de 13,000 BPD y un nuevo tanque de almacenaje de diesel de 80,000 barriles. También se agregará una tercera unidad de recuperación de vapores de propano y un tren de refrigeración pcapacidad de este sistema, en virtud del incremento en la producción de propano.

Las instalaciones del terminal marítimo para transportar propano y butano refrigerado, nafta y diesel, desde tierra hasta los buques en espera, no serán ampliadas; excepto trabajos menores para optimizar el proceso de carga de los buques.

La Dirección Gedel Ministerio de Energía y Minas (MEM) viene evaluando el Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Asimismo OSINERGMIN viene evaluando los documentos presentados por la empresa Pluspetrol para la posterior emisi



Planta de tratamiento de aguas residuales domésticas.Estación PSR-3 del ducto de Líquidos de Gas Natural que proviene de la Estación de Humay

Asimismo, la empresa Pluspetrol Perú Corporation ha presentado el de la Segunda Ampliación de la Planta de Fraccionamiento

de Pisco. Este proyecto contempla ampliar la capacidad de procesamiento de la Planta, 85,000 barriles por día (BPD) a 120,000 BPD de Líquidos de Gas Natural.

Esta ampliación incluye una tercera unidad de fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN), a partir de la cual se obtiene propano y butano, así como una tercera unidad de destilación primaria, de la que se obtendrá nafta, diesel y otros combustibles tales como MDBS (Medium DistillateBlending Stock).

Asimismo, se construirá una nueva esfera de almacenaje de LGN, idéntica a las dos existentes, para compensar eventuales fluctuaciones o interrupciones que pudieran ocurrir en el gasoducto de transporte que proviene de Malvinas. Se incorporará un nuevo tanque de condensado de carga a la Unidad de destilación Primaria de 13,000 BPD y un nuevo tanque de almacenaje de diesel de 80,000 barriles. También se agregará una tercera unidad de recuperación de vapores de propano y un tren de refrigeración para ampliar la capacidad de este sistema, en virtud del incremento en la producción

Las instalaciones del terminal marítimo para transportar propano y butano refrigerado, nafta y diesel, desde tierra hasta los buques en espera, no serán ampliadas; excepto trabajos menores para optimizar el proceso de carga de los buques.

La Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas (MEM) viene evaluando el Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Asimismo OSINERGMIN viene evaluando los documentos presentados por la empresa Pluspetrol para la posterior emisión del Informe Técnico Favorable.



Planta de tratamiento de aguas residuales domésticas. 3 del ducto de Líquidos de Gas Natural que

Asimismo, la empresa Pluspetrol Perú Corporation ha presentado el de la Segunda Ampliación de la Planta de Fraccionamiento

de Pisco. Este proyecto contempla ampliar la capacidad de procesamiento de la Planta, 85,000 barriles por día (BPD) a 120,000

dad de fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN), a partir de la cual se obtiene propano y butano, así como una tercera unidad de destilación primaria, de la que se obtendrá nafta, diesel y otros combustibles tales como MDBS

Asimismo, se construirá una nueva esfera de almacenaje de LGN, idéntica a las dos existentes, para compensar eventuales fluctuaciones o interrupciones que pudieran ocurrir en el gasoducto de

un nuevo tanque de condensado de carga a la Unidad de destilación Primaria de 13,000 BPD y un nuevo tanque de almacenaje de diesel de 80,000 barriles. También se agregará una tercera unidad de recuperación de

ara ampliar la capacidad de este sistema, en virtud del incremento en la producción

Las instalaciones del terminal marítimo para transportar propano y butano refrigerado, nafta y diesel, desde tierra hasta los buques en espera, no serán ampliadas; excepto trabajos menores para optimizar

neral de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas (MEM) viene evaluando el Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Asimismo OSINERGMIN viene evaluando los documentos presentados por la empresa Pluspetrol

PLANTA PISCO: Identificación del tanque de propano y del producto que contiene de acuerdo al NFPA 49 y numeración UN. Febrero 2010.

PLANTA PISCO: Vista parcial de la Planta Fraccionadorade LGN de Pisco. La vista muestra cilindros identificados para el acopio temporal de residuos sólidos debidamente segregados. Junio 2010.

3.2.3. Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita del Proyecto de Exportación de GNL

Se realizó la Certificación del Comisionado de Licuefacción de Gas Natural Pampa Melchorita, para lo cual OSINERGMIN contrató a la empresa Lloyd Germánico de México S. de R.L. de C.V., quién inició las labores de supervisión el 25 de marzo. Las principales actividades desarrolladas por la empresa fueron las siguientes:

- Supervisar las actividades de Comisionado y puesta en servicio,

arranque y pruebas de comisionado de la planta de licuefacción.



Identificación del tanque de propano y del

producto que contiene de acuerdo al NFPA 49 y numeración PLANTA PISCO: Zona pipe rack con avisos y letreros acorde con los riesgos existentes. El personal adecuadamente protegido. Febrero 2010.

: Vista parcial de la Planta Fraccionadora

de LGN de Pisco. La vista muestra cilindros identificados para el acopio temporal de residuos sólidos debidamente

PLANTA PISCO: Vista general en el interior de la Planta de Fraccionamiento de LGN de Pisco. Se observa el área completamente limpio, libre de obstáculos y sin vestigios de derrames de hidrocarburos. Junio 2010.

Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita del Proyecto de Exportación de GNL – Perú LNG S.R.L.

Se realizó la Certificación del Comisionado de la Planta de Licuefacción de Gas Natural Pampa Melchorita, para lo cual OSINERGMIN contrató a la empresa Lloyd Germánico de México S. de R.L. de C.V., quién inició las labores de supervisión el 25 de marzo. Las principales actividades desarrolladas por la empresa fueron las siguientes:

Supervisar las actividades de Comisionado y puesta en servicio, arranque y pruebas de comisionado de la planta de licuefacción.



Zona pipe rack con avisos y letreros

existentes. El personal adecuadamente protegido. Febrero 2010.

: Vista general en el interior de la Planta de

Fraccionamiento de LGN de Pisco. Se observa el área tamente limpio, libre de obstáculos y sin vestigios de

derrames de hidrocarburos. Junio 2010.

Supervisión de la Planta de Liquefacción Pampa Melchorita del

la Planta de Licuefacción de Gas Natural Pampa Melchorita, para lo cual OSINERGMIN contrató a la empresa Lloyd Germánico de México S. de R.L. de C.V., quién inició las labores de supervisión el 25 de marzo. Las principales actividades desarrolladas por la mencionada

Supervisar las actividades de Comisionado y puesta en servicio, arranque y pruebas de comisionado de la planta de licuefacción.

- Revisar la documentación y supervisar el comisionado de lo

siguiente: Sistema de Instrumentación de Seguridad, y Sistema Mecánico de Seguridad.

El 21 de junio de 2010, Lloyd Germánico de México S. de R.L. de C.V. presentó el Certificado a través del cual se certifica que el comisionado de la consPampa Melchorita cumple con los reglamentos, normas y estándares establecidos por la normatividad vigente, conforme a los términos del contrato suscrito. Con esta certificación el 22 de junio de 2010 OSINERGMIN emitaprobando el Informe Técnico Favorable para Uso y Funcionamiento de la Planta de Licuefacción Pampa Melchorita.

El primer embarque de Gas Natural Licuado se realizó en el buque metanero “Barcelona Knutsen”, el total de 173,400 metros cúbicos, partiendo el 22 de junio con destino a México. A fines de junio arribó el buque metanero “Sevilla Knutsen” para el segundo embarque.

PLANTA MELCHORITA:Tanque Tque el canal de drenaje ha sido completado. Febrero 2010



Revisar la documentación y supervisar el comisionado de lo siguiente: Sistema de Prevención Contra Incendio, Sistema de Instrumentación de Seguridad, y Sistema Mecánico de Seguridad.

El 21 de junio de 2010, Lloyd Germánico de México S. de R.L. de C.V. presentó el Certificado a través del cual se certifica que el comisionado de la construcción de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita cumple con los reglamentos, normas y estándares establecidos por la normatividad vigente, conforme a los términos del contrato suscrito. Con esta certificación el 22 de junio de 2010 OSINERGMIN emitió la Resolución Nº 4277-2010-OS/GFGN/DPTN aprobando el Informe Técnico Favorable para Uso y Funcionamiento de la Planta de Licuefacción Pampa Melchorita.

El primer embarque de Gas Natural Licuado se realizó en el buque metanero “Barcelona Knutsen”, el cual tiene una capacidad de carga total de 173,400 metros cúbicos, partiendo el 22 de junio con destino a México. A fines de junio arribó el buque metanero “Sevilla Knutsen” para el segundo embarque.

Tanque T-3401. Se aprecia

canal de drenaje ha sido completado. Febrero PLANTA MELCHORITA: Vista general del Jetty, rompeolas, muelle de servicio y dolphins. Abril 2010.



Revisar la documentación y supervisar el comisionado de lo Prevención Contra Incendio, Sistema de

Instrumentación de Seguridad, y Sistema Mecánico de

El 21 de junio de 2010, Lloyd Germánico de México S. de R.L. de C.V. presentó el Certificado a través del cual se certifica que el

trucción de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita cumple con los reglamentos, normas y estándares establecidos por la normatividad vigente, conforme a los términos del contrato suscrito. Con esta certificación el 22 de junio de 2010

OS/GFGN/DPTN aprobando el Informe Técnico Favorable para Uso y Funcionamiento

El primer embarque de Gas Natural Licuado se realizó en el buque cual tiene una capacidad de carga

total de 173,400 metros cúbicos, partiendo el 22 de junio con destino a México. A fines de junio arribó el buque metanero “Sevilla Knutsen”

Vista general del Jetty, rompeolas,

PLANTA MELCHORITA: Vista panorámica.

PLANTA MELCHORITA: Trabajos de montaje de tuberías en el intercambiador de calor Abril 2010.

3.2.4. Supervisión de la plantaAguaytia del Peru SRL.

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de lsiguientes plantas

- Planta de Gas en Curimaná.- Planta de Fraccionamiento de Yarinacocha



Vista panorámica. Abril 2010. PLANTA MELCHORITA: Identificación de

mangueras de carga y retorno de vapores a los tanques de almacenamiento de propano.2010.

: Trabajos de montaje de

tuberías en el intercambiador de calor principal. PLANTA MELCHORITA: Puente de caballetes que muestra el montaje de los brazos de carga ubicados en la plataforma de carga de GNL. Mayo 2010.

Supervisión de la plantas de Procesamiento de Gas Peru SRL.

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de l

plantas: Planta de Gas en Curimaná. Planta de Fraccionamiento de Yarinacocha



Identificación de

mangueras de carga y retorno de vapores a los tanques de almacenamiento de propano. Abril

PLANTA MELCHORITA: Puente de caballetes – CB&I; Vista que muestra el montaje de los brazos de carga ubicados en la

as Natural- de

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente de las

PLANTA AGUAYTIA: Una de las válvulas de despacho de GLP de 3” de exceso de flujo ubicada en la Planta de Fraccionamiento. Junio 2010.



Una de las válvulas de despacho de

GLP de 3” de exceso de flujo ubicada en la Planta de PLANTA AGUAYTIA:Swicht de alarma de alarma de alto nivel de los tanques 11 y 12. Estos swicht también están instalados en los tanques 10, 13, 14 y 15. Junio 2010.



Swicht de alarma de alarma de alto

nivel de los tanques 11 y 12. Estos swicht también están nques 10, 13, 14 y 15. Junio 2010.

3.3. SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS

NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL POR DUCTOS

En las Tablas Nº 5 y 6 se detalla el número de visitas de supervisión de las actividades de Transporte de gas Natural Junio 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

Tabla Nº 6.- VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS A INSTALACIONES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR DUCTOS ENERO



Sistema de Transporte (Sistema de Recolección e Inyección y Ducto Principal)

Perú LNG S.R.L Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado-Ducto Principal en operación

Perú LNG S.R.L Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado-Ducto de Uso Propio


Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 – San Martín Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 –Cashiriari Sistema de Recolección e Inyección de Lote 56 Pagoreni Ducto Principal de Punto de Derivación de Humay hasta Planta de Fraccionamiento de Pisco


Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea hasta el City Gate


Proyecto del Loop de la Costa

Corporación Aceros Arequipa S.A.

Ducto de Uso Propio para Planta industrial

Minsur S.A. Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta industrial

Enersur S.A. Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta Termoeléctrica.

Kallpa Generación S.A.

Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a Planta Termoeléctrica.

Total de Visitas Operativas en el mes:

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el primer semestre del año 2010, a las instalaciones de las Tablas

Tabla Nº 5- VISITAS DE SUPERVISION PRETRANSPORTE DE GAS


Perú LNG S.R.L. Proyecto de Exportación de Gas Natural Licuefactado – Ducto Principal (en construcción) (Hasta Mayo 2010)

EGESUR Proyecto de Ducto de Uso Propio, EGESUR (en trámite para construcción)


Proyecto de Planta de Compresión Chiquintircaen el Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea hasta el City Gate

Total de Visitas Pre-Operativas en el año:



SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL POR DUCTOS

En las Tablas Nº 5 y 6 se detalla el número de visitas de supervisión de las actividades de Transporte de gas Natural por Ductos, acumuladas al mes de Junio 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y Transporte de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural.

VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS A INSTALACIONES DE TRANSPORTE DE GAS

NATURAL POR DUCTOS ENERO –JUNIO 2010

Instalación Aspecto Ambiental

Aspecto Técnico y Seguridad

Aspecto Social

Sistema de Transporte (Sistema de Recolección e Inyección y Ducto Principal) - 2 - Proyecto de Exportación de Gas Natural

Ducto Principal en operación 3 9 5 Proyecto de Exportación de Gas Natural

Ducto de Uso Propio - 1 - Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 3 1 2 Sistema de Recolección e Inyección de Lote 88 4 1 1 Sistema de Recolección e Inyección de Lote 56 4 1 1 Ducto Principal de Punto de Derivación de Humay hasta Planta de Fraccionamiento de - 1 -

Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea hasta el City Gate 12 12 15

Proyecto del Loop de la Costa - 3 -

Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a - 1 -

Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a - 2 - Ducto de Uso Propio para abastecer de GN a - 2 -

Propio para abastecer de GN a - 1 -

Total de Visitas Operativas en el mes: 26 37 24

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el primer semestre del año 2010, a las instalaciones de las Tablas Nº 5 y 6.

VISITAS DE SUPERVISION PRE-OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR DUCTOS ENERO – JUNIO 2010

Instalación Aspecto Ambiental

Aspecto Técnico y Seguridad

Aspecto Social

Proyecto de Exportación de Gas Natural Ducto Principal (en construcción) 10 22 11

Proyecto de Ducto de Uso Propio, EGESUR (en trámite para construcción) - 2 -

Proyecto de Planta de Compresión Chiquintircaen el Sistema de Transporte de Gas

hasta el City Gate - 17 -

Operativas en el año: 10 41 11



SUPERVISIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE DE GAS

En las Tablas Nº 5 y 6 se detalla el número de visitas de supervisión de las por Ductos, acumuladas al mes de

Junio 2010, efectuadas por la División Producción, Procesamiento y

VISITAS DE SUPERVISION OPERATIVAS A INSTALACIONES DE TRANSPORTE DE GAS


- 2

- 17

- 1

- 6

- 6

- 6

- 1

- 39

- 3

- 1

- 2

- 2

- 1

0 87

A continuación se describen las acciones relevantes realizadas en el primer Nº 5 y 6.

OPERATIVA ACUMULADAS A INSTALACIONES DE 2010

Aspecto Supervisión Especial Total

4 47

- 2

- 17

4 66

3.3.1. Supervisión del Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección Cashiriari(Lote 88)

La etapa de construcción se encuentra culminada habiendo la etapa de operación en mayo de 2010. A junio de 2010, se vienen realizando actividades de recomposición del Derecho de Vía.

Diagrama esquemático del sistema de líneas de conducción de Gas Natural Cashiriari

3.3.2. Supervisión del Sistema de Recolección y Reinyección San Martín Lote 88 (Flowlines)

El sistema de flowlines se encuentra operativo y consiste en una línea de 26.5 Km desde Malvinas hasta San Martín 1 y 9.5 Km desde San Martín 1 a San Martín 3.

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medicumplimiento de los programas de comunicación y consulta, capacitación personal de Pluspetrol y contratistas, empleo local, control y supervisión del Tránsito Fluvial en el río Bajo Urubamba, vigilancia fluvial participativa, ProgComunitario, Plan de Contingencia Antropológico en la Locación SM 3 Zona de la Reserva NahuaKugapakori, programa de apoyo al Desarrollo Integral del Bajo Urubamba, apoyo en Salud y Logístico mediante el transporte aéreo y fluvia



Supervisión del Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección Cashiriari(Lote 88) - Malvinas

La etapa de construcción se encuentra culminada habiendo la etapa de operación en mayo de 2010. A junio de 2010, se vienen

actividades de recomposición del Derecho de Vía.

Diagrama esquemático del sistema de líneas de conducción de Gas Natural Cashiriari – Malvinas.

Supervisión del Sistema de Recolección y Reinyección San Martín Lote 88 (Flowlines)

flowlines se encuentra operativo y consiste en una línea de 26.5 Km desde Malvinas hasta San Martín 1 y 9.5 Km desde San Martín 1 a San Martín 3.

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente en relación al cumplimiento de los programas de comunicación y consulta, capacitación personal de Pluspetrol y contratistas, empleo local, control y supervisión del Tránsito Fluvial en el río Bajo Urubamba, vigilancia fluvial participativa, Programa de Monitoreo Ambiental Comunitario, Plan de Contingencia Antropológico en la Locación SM 3 Zona de la Reserva NahuaKugapakori, programa de apoyo al Desarrollo Integral del Bajo Urubamba, apoyo en Salud y Logístico mediante el transporte aéreo y fluvial.



Supervisión del Proyecto de Sistema de Recolección e Inyección

La etapa de construcción se encuentra culminada habiendo iniciando la etapa de operación en mayo de 2010. A junio de 2010, se vienen

actividades de recomposición del Derecho de Vía.

Malvinas.

Supervisión del Sistema de Recolección y Reinyección San

flowlines se encuentra operativo y consiste en una línea de 26.5 Km desde Malvinas hasta San Martín 1 y 9.5 Km desde San

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las o ambiente en relación al

cumplimiento de los programas de comunicación y consulta, capacitación personal de Pluspetrol y contratistas, empleo local, control y supervisión del Tránsito Fluvial en el río Bajo Urubamba,

rama de Monitoreo Ambiental Comunitario, Plan de Contingencia Antropológico en la Locación SM 3 Zona de la Reserva NahuaKugapakori, programa de apoyo al Desarrollo Integral del Bajo Urubamba, apoyo en Salud y Logístico

Sepahua los mismos que están siendo revisados por personal de Pluspetrol para quedar listos y operar a

3.3.3. Supervisión del Ducto Principal de la Planta de Pampa Melchorita, de Perú LNG S.R.L

El 26 de marzo la empresa ABS GroupServices de México (ABS), contratada por OSINERGMIN para certificar la construcción del ducto principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, entregó a OSINERGMIN el documento que certifica dicha construcción.

Posteriormente, el 29 de marzo, mediante Resolución Nº 1883OS/GFGN-DPTN se aprobó el Informe Técnico Favorable para el inicio de operación del Ducto Principal de 408 km de longitud y 34 pulgadas de diámetro, que inicia en el Kp 211 del Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea y culmina en la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, en el km. 169 de la carretera Panamericana Sur. El 11 de mayo se inició la inyección de gas natural a través del ducto principal de Perú LNG a la planta de licuefacción de gas natural. El gas fue utilizado para el desarrollo de pruebas de comisionado de la planta a fin de quedar lista para el inicio de sus operaciones.

3.3.4. Supervisión de la Planta Compresora Chiq

La Planta de Compresión Chiquintirca instalada en el departamento de Ayacucho, a 350 m aproximadamente de la Estación de Bombeo Nº 3 (PS3), permite ampliar el Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate hasta 1.150 turbocompresores.



PLUSPETROL:Botes pongueros en el puerto de Sepahua los mismos que están siendo revisados por personal de Pluspetrol para quedar listos y operar a

partir de la segunda quincena de Junio 2010.

Supervisión del Ducto Principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, de Perú LNG S.R.L

El 26 de marzo la empresa ABS GroupServices de México (ABS), contratada por OSINERGMIN para certificar la construcción del ducto principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, entregó a

ERGMIN el documento que certifica dicha construcción.

Posteriormente, el 29 de marzo, mediante Resolución Nº 1883DPTN se aprobó el Informe Técnico Favorable para el

inicio de operación del Ducto Principal de 408 km de longitud y 34 de diámetro, que inicia en el Kp 211 del Sistema de

Transporte de Gas Natural de Camisea y culmina en la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, en el km. 169 de la carretera Panamericana Sur. El 11 de mayo se inició la inyección de gas natural

és del ducto principal de Perú LNG a la planta de licuefacción de gas natural. El gas fue utilizado para el desarrollo de pruebas de comisionado de la planta a fin de quedar lista para el inicio de sus

Supervisión de la Planta Compresora Chiquintirca

La Planta de Compresión Chiquintirca instalada en el departamento de Ayacucho, a 350 m aproximadamente de la Estación de Bombeo Nº 3 (PS3), permite ampliar el Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate hasta 1.150 MMPCD, con cuatro turbocompresores.



Licuefacción de

El 26 de marzo la empresa ABS GroupServices de México (ABS), contratada por OSINERGMIN para certificar la construcción del ducto principal de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, entregó a

ERGMIN el documento que certifica dicha construcción.

Posteriormente, el 29 de marzo, mediante Resolución Nº 1883-2010-DPTN se aprobó el Informe Técnico Favorable para el

inicio de operación del Ducto Principal de 408 km de longitud y 34 de diámetro, que inicia en el Kp 211 del Sistema de

Transporte de Gas Natural de Camisea y culmina en la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita, en el km. 169 de la carretera Panamericana Sur. El 11 de mayo se inició la inyección de gas natural

és del ducto principal de Perú LNG a la planta de licuefacción de gas natural. El gas fue utilizado para el desarrollo de pruebas de comisionado de la planta a fin de quedar lista para el inicio de sus

La Planta de Compresión Chiquintirca instalada en el departamento de Ayacucho, a 350 m aproximadamente de la Estación de Bombeo Nº 3 (PS3), permite ampliar el Sistema de Transporte de Gas Natural

MMPCD, con cuatro

Mediante Resolución de OSINERGMIN Nº 6130GFGN/DPTN del 4 de diciembre de 2009, se aprobó el ITF para el inicio de operación de la Planta de Compresión con 2 turbocompresores (1 en operación y 1 en reserva).

El 31 de marzo de 2010, la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) inició operaciones de la Planta de Compresión, posteriormente, el 24 de mayo, mediante Resolución de OSINERGMIN Nº 3179OS-GFGN/DPTN se modificó el ITF con la Resolución N° 6130OS- GFGN/DPTN; considerando la operación de la planta con 3 turbocompresores (2 en operación y 1 en reserva) y para el mes de julio, TGP planea instalar y poner en operación el cuarto turbocompresor en la Planta.

3.3.5. Supervisión del Proyecto de Ducto de Uso Propio

El proyecto de la Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) consiste en la Construcción de un ducto de transporte de gas natural para uso propio, que se instalará desde el ducto del Sistema de Transporte de Gas Natural de la empresa TGP (Kp 527+400) en el distrito de Independencia, provincia de Pisco (Ica), hasta el ingreso a la Estación de Regulación y Medición (ERM) de la Central Térmica de EGESUR S.A. ubicada en el distrito de Independencia, provincia de Pisco (Ica). El ducto de uso propio para el transporte de gas natural solicitado por EGESUR S.A. tiene las características siguientes:



Mediante Resolución de OSINERGMIN Nº 6130GFGN/DPTN del 4 de diciembre de 2009, se aprobó el ITF para el inicio de operación de la Planta de Compresión con 2 turbocompresores (1 en operación y 1 en reserva).

31 de marzo de 2010, la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) inició operaciones de la Planta de Compresión, posteriormente, el 24 de mayo, mediante Resolución de OSINERGMIN Nº 3179

GFGN/DPTN se modificó el ITF con la Resolución N° 6130GFGN/DPTN; considerando la operación de la planta con 3

turbocompresores (2 en operación y 1 en reserva) y para el mes de julio, TGP planea instalar y poner en operación el cuarto turbocompresor en la Planta.

Planta de Compresión de Chiquintirca.

Supervisión del Proyecto de Ducto de Uso Propio - EGESUR

El proyecto de la Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) consiste en la Construcción de un ducto de transporte de gas natural para uso propio, que se instalará desde el ducto del Sistema de Transporte de Gas Natural de la empresa TGP (Kp 527+400) en el distrito de Independencia, provincia de Pisco (Ica), hasta el ingreso a la Estación de Regulación y Medición (ERM) de la Central Térmica de EGESUR S.A. ubicada en el distrito de

pendencia, provincia de Pisco (Ica). El ducto de uso propio para el transporte de gas natural solicitado por EGESUR S.A. tiene las características siguientes:



Mediante Resolución de OSINERGMIN Nº 6130-2009-OS-GFGN/DPTN del 4 de diciembre de 2009, se aprobó el ITF para el inicio de operación de la Planta de Compresión con 2

31 de marzo de 2010, la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) inició operaciones de la Planta de Compresión, posteriormente, el 24 de mayo, mediante Resolución de OSINERGMIN Nº 3179-2010-

GFGN/DPTN se modificó el ITF con la Resolución N° 6130-2009-GFGN/DPTN; considerando la operación de la planta con 3

turbocompresores (2 en operación y 1 en reserva) y para el mes de julio, TGP planea instalar y poner en operación el cuarto

EGESUR

El proyecto de la Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) consiste en la Construcción de un ducto de transporte de gas natural para uso propio, que se instalará desde el ducto del Sistema de Transporte de Gas Natural de la empresa TGP (Kp 527+400) en el distrito de Independencia, provincia de Pisco (Ica), hasta el ingreso a la Estación de Regulación y Medición (ERM) de la Central Térmica de EGESUR S.A. ubicada en el distrito de

pendencia, provincia de Pisco (Ica). El ducto de uso propio para el transporte de gas natural solicitado por EGESUR S.A. tiene las

Longitud (metros)

Diámetro (pulgadas)

Primer Tramo 21.80

6”

Segundo Tramo

3,825.32 8”

En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente las labores de culminación del ducto de uso propio Generación Eléctrica del Sur S.A. (Egesur).

DUCTO EGESUR:Vista panorámica del DDV del ducto de Egesur donde se aprecia la tapada efectuada. Junio 2010.

3.3.6. Supervisión del Proyecto de Gasoducto Andino del Sur (Kuntur)

El Gasoducto Andino del Sur tendrá aproximadamente 1,085 kilómetros de longitud e inicia su recorrido en la Planta de Separación Malvinas, y transportará gas natural a las ciudades de Juliaca, Cusco, Arequipa, Moquegua e Ilo.

El proyecto considera la insdiámetro entre Camisea e Ilo, con puntos de entrega en Quillabamba, Cusco (ramal de 12 km de longitud y 6 pulg. de diámetro), Juliaca (ramal) de 139 km de longitud y 8 pulg. de diámetro), Arequipa, Matarani (ramal de



Tabla : Características del Ducto de EGESUR

Diámetro (pulgadas)

Capacidad de Diseño Punto de Inicio Punto Final

30 MMSCFD

Junta Monolítica KP 527+400del Sistema de Transporte deCamisea

Coordenadas UTM: 8 485 853.369N

398039.283E

Progresiva: 0+005.70

Ingreso a la Estación de Regulación y Medición.

Coordenadas UTM:8 485 833. 429 N

398 031.110 E

30 MMSCFD

Salida de Estación de Regulación y Medición

Coordenadas UTM: 8 485 827.091 N 398 028.512 E

Central Térmica IndependenciaIngreso a Estación de Regulación y

RepartoCoordenadas UTM:

8 483 587.480 N395 259.466 E


En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las disposiciones técnicas, de seguridad y medio ambiente en relación a las labores de culminación del ducto de uso propio de la Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (Egesur).

Vista panorámica del DDV del ducto

de Egesur donde se aprecia la tapada efectuada. DUCTO EGESUR:Material colocado sobre la zanja que fue compactado mecánicamente. Junio 2010.

Supervisión del Proyecto de Gasoducto Andino del Sur (Kuntur)

El Gasoducto Andino del Sur tendrá aproximadamente 1,085 kilómetros de longitud e inicia su recorrido en la Planta de Separación Malvinas, y transportará gas natural a las ciudades de Juliaca, Cusco, Arequipa, Moquegua e Ilo.

El proyecto considera la instalación de un ducto de 26 pulgadas de diámetro entre Camisea e Ilo, con puntos de entrega en Quillabamba, Cusco (ramal de 12 km de longitud y 6 pulg. de diámetro), Juliaca (ramal) de 139 km de longitud y 8 pulg. de diámetro), Arequipa, Matarani (ramal de 119 km de longitud y 16 pulg. de diámetro) e Ilo.



Punto Final

Ingreso a la Estación de Regulación y Medición.

Coordenadas UTM: 8 485 833. 429 N

398 031.110 E

Central Térmica Independencia Ingreso a Estación de Regulación y

Reparto Coordenadas UTM:

8 483 587.480 N 395 259.466 E


En el primer semestre del 2010 se verificó el cumplimiento de las en relación a

de la Empresa de

Material colocado sobre la zanja que

Junio 2010.

Supervisión del Proyecto de Gasoducto Andino del Sur (Kuntur)

El Gasoducto Andino del Sur tendrá aproximadamente 1,085 kilómetros de longitud e inicia su recorrido en la Planta de Separación Malvinas, y transportará gas natural a las ciudades de Juliaca, Cusco,

talación de un ducto de 26 pulgadas de diámetro entre Camisea e Ilo, con puntos de entrega en Quillabamba, Cusco (ramal de 12 km de longitud y 6 pulg. de diámetro), Juliaca (ramal) de 139 km de longitud y 8 pulg. de diámetro), Arequipa,

119 km de longitud y 16 pulg. de diámetro) e Ilo.

El 26 de agosto de 2009 OSINERGMIN aprobó el ITF del Manual de Diseño del Gasoducto Andino del Sur, solicitado por la empresa Kuntur Transportadora de Gas. Asimismo está evaluando el Plan de Contingencias Riesgos correspondiente.

En relación al Estudio de Impacto Ambiental (EIA), KUNTUR se encuentra desarrollando la segunda Ronda de Talleres informativos correspondientes, que se inició el 12 de junio ydel presente. Cabe señalar que del 21 al 31 de mayo, KUNTUR realizó 79 talleres, correspondientes a la primera ronda de talleres informativos.



El 26 de agosto de 2009 OSINERGMIN aprobó el ITF del Manual de Diseño del Gasoducto Andino del Sur, solicitado por la empresa Kuntur Transportadora de Gas. Asimismo está evaluando el Plan de

para la etapa de construcción, así como el Estudio de Riesgos correspondiente.

En relación al Estudio de Impacto Ambiental (EIA), KUNTUR se encuentra desarrollando la segunda Ronda de Talleres informativos correspondientes, que se inició el 12 de junio y termina el 17 de julio del presente. Cabe señalar que del 21 al 31 de mayo, KUNTUR realizó 79 talleres, correspondientes a la primera ronda de talleres

Planta de Compresión de Chiquintirca.



El 26 de agosto de 2009 OSINERGMIN aprobó el ITF del Manual de Diseño del Gasoducto Andino del Sur, solicitado por la empresa Kuntur Transportadora de Gas. Asimismo está evaluando el Plan de

para la etapa de construcción, así como el Estudio de

En relación al Estudio de Impacto Ambiental (EIA), KUNTUR se encuentra desarrollando la segunda Ronda de Talleres informativos

termina el 17 de julio del presente. Cabe señalar que del 21 al 31 de mayo, KUNTUR realizó 79 talleres, correspondientes a la primera ronda de talleres

4. INDICADORES DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL

4.1. PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

En la Figura N° 1 Proyecto Camisea del mes de junio del 2010.

Figura N° 1: Balance de Carga y Procesamiento en Planta Malvinas y Pisco

4.2. PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

En la Figura N° 2 procesado en la Planta de Separación de Malvinas de Enero a Junio 2010. El promedio procesado en junio fue de 1,255.6 MMPCD, lorepresenta la mayor producción de gas natural procesada desde la puesta en operación del Proyecto Camisea en agosto de 2004.



INDICADORES DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL

PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

la Figura N° 1 se muestra el Balance de Carga de la Producción del Proyecto Camisea del mes de junio del 2010.


Junio 2010.

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS

En la Figura N° 2 se muestra el volumen promedio diario de gas natural procesado en la Planta de Separación de Malvinas de Enero a Junio 2010. El promedio procesado en junio fue de 1,255.6 MMPCD, lorepresenta la mayor producción de gas natural procesada desde la puesta en operación del Proyecto Camisea en agosto de 2004.

Figura N° 2



PRODUCCION DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

se muestra el Balance de Carga de la Producción del


PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS

se muestra el volumen promedio diario de gas natural procesado en la Planta de Separación de Malvinas de Enero a Junio 2010. El promedio procesado en junio fue de 1,255.6 MMPCD, lo cual representa la mayor producción de gas natural procesada desde la puesta en operación del Proyecto Camisea en agosto de 2004.

En la Figura N° 3 se muestran los volúmenes promedio diarios de Líquidos de Gas Natural (LGN) procesados Fraccionamiento de Pisco de enero a junio 2010. Se observa que el volumen procesado actualmente se acerca a la capacidad de diseño, con lo cual se sustenta la necesidad de ampliar la capacidad de ambas plantas.



En la Figura N° 3 se muestran los volúmenes promedio diarios de Líquidos de Gas Natural (LGN) procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco de enero a junio 2010. Se observa que el volumen procesado actualmente se acerca a la capacidad de diseño, con lo cual se sustenta la necesidad de ampliar la capacidad de ambas

Figura N° 3



En la Figura N° 3 se muestran los volúmenes promedio diarios de en la Planta de

Fraccionamiento de Pisco de enero a junio 2010. Se observa que el volumen procesado actualmente se acerca a la capacidad de diseño, con lo cual se sustenta la necesidad de ampliar la capacidad de ambas

4.3. TRANSPORTE POR DUCTOS DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE

GAS NATURAL

En la Figura N° 4 se observa los volúmenes de gas natural transportado y entregado por la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP), desde la puesta en operación del Proyecto Camisea, el mes de junio 2010.

Cabe señalar que a partir deDucto Principal de la empresa Perú LNG para transportar los volúmenes de los usuarios del sistema de transporte, en virtud del “Acuerdo para el Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del Ducto Principal”, suscrito entre ambas empresas.

La línea roja muestra los volúmenes diarios transportados y entregados por TGP para cumplir con sus contratos de servicio de transporte. La línea verde muestra el volumen transportado por TGP y entregado a Perú LNG, con destino a la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita. Finalmente, la línea azul muestra el volumen transportado y entregado por TGP en todo el Sistema de Transporte de Camisea, que resultasuma de los dos volúmenes anteriormente mencionados.

Asimismo, en la Figura N° 5 seTGP a los usuarios del Sistema de Transporte de Camisea. Se observa gran variación en el volumen total entremes de junio se entregó gas para las pruebas de arranque de la



TRANSPORTE POR DUCTOS DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE

Figura N° 4 se observa los volúmenes de gas natural transportado y entregado por la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP), desde la puesta en operación del Proyecto Camisea, agosto 2004, hasta el mes de junio 2010.

que a partir delmes de mayo 2010, TGP hace uso Ducto Principal de la empresa Perú LNG para transportar los volúmenes de los usuarios del sistema de transporte, en virtud del “Acuerdo para el Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del Ducto Principal”, suscrito entre ambas empresas.

La línea roja muestra los volúmenes diarios transportados y entregados por TGP para cumplir con sus contratos de servicio de transporte. La

stra el volumen transportado por TGP y entregado a Perú LNG, con destino a la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita. Finalmente, la línea azul muestra el volumen transportado y entregado por TGP en todo el Sistema de Transporte de Camisea, que resultasuma de los dos volúmenes anteriormente mencionados.

Figura N° 4

Asimismo, en la Figura N° 5 se muestra los volúmenes entregados por TGP a los usuarios del Sistema de Transporte de Camisea. Se observa gran variación en el volumen total entregado, debido a que durante el mes de junio se entregó gas para las pruebas de arranque de la



TRANSPORTE POR DUCTOS DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE

Figura N° 4 se observa los volúmenes de gas natural transportado y entregado por la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP),

agosto 2004, hasta

hace uso del Ducto Principal de la empresa Perú LNG para transportar los volúmenes de los usuarios del sistema de transporte, en virtud del “Acuerdo para el Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del Ducto Principal”,

La línea roja muestra los volúmenes diarios transportados y entregados por TGP para cumplir con sus contratos de servicio de transporte. La

stra el volumen transportado por TGP y entregado a Perú LNG, con destino a la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita. Finalmente, la línea azul muestra el volumen transportado y entregado por TGP en todo el Sistema de Transporte de Camisea, que resulta de la

muestra los volúmenes entregados por TGP a los usuarios del Sistema de Transporte de Camisea. Se observa

gado, debido a que durante el mes de junio se entregó gas para las pruebas de arranque de la

PlantaLicuefacción de Pampa Melchorita. A partir del 22 de junio cesaron estas variaciones, fecha que coincide con la aprobación del ITF para Uso y Funcionamiento Melchorita previo al inicio de operación comercial.



PlantaLicuefacción de Pampa Melchorita. A partir del 22 de junio cesaron estas variaciones, fecha que coincide con la aprobación del ITF para Uso y Funcionamiento de la Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita previo al inicio de operación comercial.

Figura N° 5



PlantaLicuefacción de Pampa Melchorita. A partir del 22 de junio cesaron estas variaciones, fecha que coincide con la aprobación del ITF

de la Planta de Licuefacción de Pampa

Documents

Informe de Supervisión y Fiscalización de los Sistemas …gasnatural.osinerg.gob.pe/resumenejecutivodptn/... · gas natural a través del cumplimiento de las normas técnicas y