PROTOCOLO DE ESCRITURA DE ERM - minem.gob.pe€¦ · que se desarrollarán en el proyecto (Perforaciones Exploratorias y Confirmatorias, Perforaciones de Desarrollo e Instalación

Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto Perforación de Exploratoria, y Sísmica 2D y 3D, Lote Z-33 Capítulo 1: Introducción

Marzo 2010

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CAPÍTULO 1

SAVIA PERÚ

Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto Perforación Exploratoria, y Sísmica 2D y 3D, Lote Z-33

Introducción

Marzo 2010

Ref. PET_08_751

Por cuenta de ERM Perú S.A.

Aprobado por: ___Francisco Pinilla García___

Firma: _________________________________

Cargo: ________Gerente General____________

Fecha: __________17-03-2010______________

Este documento ha sido elaborado por ERM Perú con la debida competencia, diligencia y cuidado con arreglo a los términos del contrato estipulado con el Cliente y nuestras condiciones generales de suministro, utilizando los recursos concertados.

ERM Perú declina toda responsabilidad ante el cliente o terceros por cualquier cuestión que no esté relacionada con lo anteriormente expuesto.

Este documento tiene carácter reservado para el Cliente. ERM Perú no asume ninguna responsabilidad ante terceros que lleguen a conocer este informe o parte de él.

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ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 1 PET-08-751

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN................................................................................................. 3

1.1 ANTECEDENTES .................................................................................................. 4

1.2 OBJETIVO DEL ESTUDIO ................................................................................... 5

1.3 ALCANCE DEL TRABAJO ................................................................................... 6

1.4 ESTRUCTURA DEL EIA....................................................................................... 7

1.5 MARCO LEGAL GENERAL ............................................................................... 10

1.5.1 PRINCIPIOS DEL DERECHO AMBIENTAL ........................................................... 10

1.5.2 ASPECTOS AMBIENTALES TRANSECTORIALES-REGÍMENES LEGALES ............... 15

1.5.2.1 Ordenamiento Territorial .................................................................... 15

1.5.2.2 Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental ................ 16

1.5.2.3 Manejo de Residuos Sólidos................................................................ 18

1.5.2.4 Materiales y Residuos Peligrosos ....................................................... 21

1.5.2.5 Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles 22

1.5.3 USO DE ÁREA ACUÁTICA .................................................................................. 29

1.5.4 USO DE AGUA ................................................................................................... 30

1.6 MARCO LEGAL ESPECÍFICO ........................................................................... 32

1.6.1 ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL EN HIDROCARBUROS ................................ 33

1.6.2 PLAN DE MANEJO AMBIENTAL (PMA) ............................................................. 34

1.6.3 LÍMITES MÁXIMOS PERMISIBLES EN HIDROCARBUROS .................................... 35

1.6.4 SALUD Y SEGURIDAD ........................................................................................ 38

1.6.5 PROSPECCIÓN SÍSMICA E INSTALACIÓN DE PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN. 39

1.6.5.1 Actividades de Prospección Sísmica.................................................. 39

1.6.5.2 Instalación de Plataformas en Área Acuática ................................... 40

1.6.6 MANEJO DEL AGUA DE PRODUCCIÓN............................................................... 41

1.6.7 PARTICIPACIÓN CIUDADANA ............................................................................ 41

1.6.8 PLAN DE CONTINGENCIAS................................................................................. 42

1.6.9 PLAN DE ABANDONO ........................................................................................ 43

1.7 FISCALIZACIÓN Y SANCIONES ..................................................................... 44

1.8 MARCO INSTITUCIONAL DEL PROYECTO ................................................. 45

1.8.1 MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS ................................................................... 45

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1.8.2 PRESIDENCIA DEL CONSEJO DE MINISTROS (PCM).......................................... 48

1.8.3 MINISTERIO DEL AMBIENTE (MINAM)............................................................ 49

1.8.4 MINISTERIO DE AGRICULTURA - MINAG......................................................... 55

1.8.5 MINISTERIO DE SALUD - MINSA...................................................................... 58

1.8.6 MINISTERIO DE TRANSPORTES Y COMUNICACIONES........................................ 59

1.8.7 MINISTERIO DE DEFENSA.................................................................................. 60

1.8.8 DEFENSORÍA DEL PUEBLO ................................................................................. 62

1.8.9 GOBIERNOS REGIONALES .................................................................................. 63

1.8.10 GOBIERNOS LOCALES ........................................................................................ 64


1 INTRODUCCIÓN

Savia Perú (en adelante Savia), contrató a ERM Perú para la realización de un Estudio de Impacto Ambiental para el Proyecto de Sísmica 2D y 3Dy Perforación de Pozos Exploratorios, en el Lote Z-33.

Savia Perú es una empresa petrolera establecida en el Perú desde el año 1993, dedicada a la actividad privada de exploración y explotación de hidrocarburos, cuyas operaciones vienen siendo realizadas en el zócalo continental del norte peruano; sin embargo, como parte de las actividades de exploración programadas, Savia Perú tiene planteado la realización de prospección sísmica 2D y 3D dentro del Lote Z-33, con la finalidad de determinar los lugares probables de nuevas reservas de hidrocarburos para la posterior ubicación de pozos exploratorios.

Savia Perú tiene un Contrato de Operaciones de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Zócalo Continental, en el Área del Convenio Especulativo – SPEC (Lima e Ica, Lote Z-33) con PERUPETRO S.A., aprobado mediante Decreto Supremo Nº 025-2004-EM y Publicado en el Diario Oficial el Peruano, el 20 de Julio de 2004, por medio de este contrato, Savia Perú está autorizada a realizar operaciones de exploración y producción en las áreas marítimas comprendidas entre los distritos de Pachacamac y Chincha, en los Departamentos de Lima e Ica respectivamente.

Para la elaboración del presente estudio, se ha considerado lo especificado en las operaciones de exploración perforatoria (Pág. 36–44) de la “Guía Ambiental para Operaciones Costa Afuera”, publicada en el año 2000 por la Dirección General de Asuntos Ambientales – DGAA del MEM, la cual incluye la correcta disposición de los desechos de perforación como: petróleo, viruta de perforación, quema y emisión de gas, desechos y materiales peligrosos, agua producida, lodos y sólidos de perforación, agua de almacenaje, y lastre, drenaje de cubierta, arena producida, fluidos de tratamiento de pozos, agua de enfriamiento, salmuera resultante, desechos sanitarios y de alimentos, agua para control de incendios y de otras sustancias. La aparición del nuevo reglamento ambiental D.S. Nº 015-2006-EM, provoca la materialización de muchas medidas de cumplimiento obligatorio que eran consideradas como de cumplimiento voluntario por la Guía Ambiental para Operaciones Costa Afuera.

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1.1 ANTECEDENTES

El 01 de setiembre de 2004, PERUPETRO S.A., firmó con Savia Perú un nuevo Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Lote Z-33, ubicado frente a la costa de las Provincias de Lima y Cañete del Departamento de Lima e Ica.

Adicionalmente, como parte de las actividades exploratorias programadas, siempre y cuando los Estudios de Impacto Ambiental sean aprobados, se plantea ejecutarse relevamientos sísmicos 2D y 3D y perforación exploratoria en los Lotes Z-45 y XXVI. Asimismo, se plantea realizar relevamientos de sísmica 2D y 3D en los Lotes Z-48 y Z-49.

Savia Perú (Savia), es una empresa petrolera que se dedica en el Perú desde1994 a la actividad privada de exploración y explotación de hidrocarburos.De acuerdo a las actividades programadas en el Lote, Savia Perú tieneplanteado un Proyecto para realizar diversas actividades exploratorias que incluyen la prospección sísmica 2D y 3D de 997 Km. lineales y 1500 Km2 respectivamente, así como la instalación de 3 plataformas por área (24 plataformas en total), 2 pozos exploratorios por plataforma (48 en total) y4 pozos confirmatorios por plataforma (96 pozos en total).

El objetivo de la prospección sísmica es determinar formaciones con posibles reservas de hidrocarburos, las perforaciones exploratorias y confirmatorias permitirán determinar si los posibles reservorios contienen hidrocarburos en cantidades comerciales. En las dos etapas del proyecto los residuos serán manejados de acuerdo al procedimiento PO-ADMS-01. Savia Perú, viene trabajando bajo la norma ISO 14001 y OHSAS 18001, las cuales se encuentran certificadas para todas sus operaciones. Savia Perú, con el apoyo de su consultora ambiental, ha desarrollado el presente documento con el objetivo de poner a disposición del Ministerio de Energía y Minas los lineamientos considerados para llevar a cabo el Estudio de Impacto Ambiental (EIA).


1.2 OBJETIVO DEL ESTUDIO

El objetivo principal del presente Estudio (EIA), es la elaboración de una Evaluación de Impacto Ambiental para las tareas de perforación exploratoria, confirmatoria y sísmica 2D y 3D en el Lote Z-33. La perforación exploratoria se realiza con el fin de evaluar los lugares que han sido identificados por la prospección sísmica, como potenciales yacimientos de nuevas reservas de hidrocarburos. El contenido del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), en cumplimiento de la normativa y protocolos ambientales del subsector hidrocarburos contendrá una descripción del marco legal aplicable, la descripción detallada del proyecto, caracterización de los aspectos físico-químicos, biológicos y socioeconómicos del área de influencia del proyecto, la identificación y evaluación de los potenciales impactos ambientales que podrían originarse por el proyecto, así como el listado y elaboración de las medidas más adecuadas para prevenir, mitigar y/o inclusive evitar las potenciales alteraciones a los diversos factores ambientales y sociales identificados en la línea de base.

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1.3 ALCANCE DEL TRABAJO

Revisión del marco legal general y específico aplicable a las acciones que comprenden el desarrollo del proyecto.

La elaboración de la línea de base socio-ambiental, sobre la base de un relevamiento de información de campo que comprendió el levantamiento de información bio-oceanográfica del área de influencia del proyecto.

La caracterización del área de influencia del proyecto en función a una línea de base socio-económica, que focalice sus objetivos en la identificación y clasificación de Grupos de Interés, identificación y análisis de impactos potenciales, mitigación, evaluación y monitoreo de impactos residuales y el correspondiente diseño del Plan de Relaciones Comunitarias.

La elaboración de modelamiento de emisiones, hidrodinámica y vertidos en base a la información obtenida en la línea de base ambiental, información secundaria y modelos globales.

La identificación y evaluación (valoración y jerarquización) de los potenciales impactos socio-ambientales que pudieran generarse producto de la implementación y acciones del proyecto, mediante una metodología internacionalmente aceptada, en el marco de las recomendaciones de la guía ambiental del Ministerio de Energía y Minas.

La evaluación y análisis de los potenciales riesgos de seguridad e higiene industrial relativo a las actividades del Proyecto.

La realización de una valoración económica de impactos, en base a la información de línea de base social y ambiental, descripción del Proyecto, así como la obtenida de la identificación y evaluación de los potenciales impactos socio-ambientales que podrían generarse por el Proyecto.

La elaboración de un adecuado Plan de Manejo Ambiental (PMA), que abarque los siguientes temas: programas o planes de medidas preventivas y/o correctivas, manejo de residuos, capacitación ambiental, monitoreo ambiental y el plan de contingencias, para cada etapa del proyecto (implementación, operación y abandono).


1.4 ESTRUCTURA DEL EIA

El presente estudio, es un documento estructurado en nueve (09) capítulos, con el objetivo de facilitar su lectura mediante una orden secuencial que permita una mayor comprensión del proyecto, el marco contextual en el que se ejecutará, y los probables efectos que producirá en los distintos ámbitos del área de influencia del mismo.

La estructura en la cual han sido agrupados los contenidos del presente estudio, es la siguiente:

Capítulo 1: Introducción

Se presenta una introducción general del proyecto, los objetivos del trabajo propuestos, el alcance, el área de estudio y la estructura del mismo. Se incluye además en este capítulo, el informe relacionado con el marco legal e institucional, el cual hace referencia a la normativa e instituciones vigentes y en el cual se desarrolla el proyecto, así como, el marco legal ambiental vigente y aplicable a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Capítulo 2: Descripción de Proyecto

En este capítulo, se realizan las descripciones de las actividades principales que se desarrollarán en el proyecto (Perforaciones Exploratorias y Confirmatorias, Perforaciones de Desarrollo e Instalación de Facilidades de Producción). Si bien el personal de ERM colaboró en el ordenamiento y sistematización de esta información, los contenidos de este capítulo han sido generados por Savia Perú y conforman la base sobre la cual se han identificado impactos y propuestos las medidas de prevención y mitigación.

Capítulo 3: Línea de Base Ambiental

Este capítulo se centra íntegramente en la línea base de los medios físico-químico y biológico del área de estudio correspondiente al Lote Z-33. En él, se han desarrollado las metodologías aplicadas en cada una de las disciplinas evaluadas, se ha analizado e incluido información secundaria, procedente de de estudios previos e información proporcionada por instituciones nacionales e internacionales, resaltando los hallazgos realizados en cada una de las disciplinas en estudio. Se presenta además la metodología de muestreo y

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evaluación, y los resultados obtenidos a través de análisis realizados en muestras de agua de mar, sedimentos, agua, ruido ambiental y biota tanto del ámbito marino como terrestre-costero.

Se incluyen además, resultados en mapas temáticos realizados a partir de los datos generados en campo por los profesionales de cada una de las especialidades.

Capítulo 4: Línea de Base Social

El Capítulo 4, presenta el estudio de Línea de Base Social, ejecutado en el área de influencia del proyecto dentro del Lote Z-33. Contiene la descripción y diseño de la línea de base social y una descripción de la metodología del relevamiento de información. Incluye aspectos relevantes del proceso de ocupación del área; y analiza las características socio-culturales de la población, poniendo especial interés en los principales aspectos socio-demográficos, el capital humano y el capital social de la población, así como en los recursos físicos y el uso de los recursos naturales por parte de las poblaciones locales.

Capítulo 5: Metodología de Identificación y Evaluación de Impactos

En este Capítulo se describen las metodologías cualitativas y cuantitativas utilizadas para la identificación y evaluación de los impactos ambientales generados por cada una de las actividades del proyecto. Las metodologías han sido adoptadas y adaptadas a cada componente del proyecto según los requerimientos de evaluación ambiental presentes.

Capítulo 6 – 8: Evaluación de Impactos Ambientales

En estos capítulos se evalúan los impactos de cada una de las actividades del proyecto, considerando la descripción del proyecto, la línea de base ambiental y social para todas las áreas de estudio y los antecedentes de operaciones de perforación en áreas similares.

Se han incluido los aspectos metodológicos de la evaluación, matrices de identificación y valoración de impactos, matrices de caracterización de impactos, para cada una de las actividades del proyecto.

La identificación de impactos ambientales del proyecto se tratan de manera


específica, el Capítulo 6, está dedicado a la Evaluación de Impactos Ambientales de la Sísmica, el Capítulo 7 a la Evaluación de Impactos Ambientales de la Perforación Exploratoria y Confirmatoria, y el Capítulo 8, a la Evaluación de Impactos Sociales (EIS) que incluye su propia metodología de identificación de impactos sociales. El EIS abarca la identificación de posibles impactos realizada por la propia población local y medidas de mitigación planteadas por ellas. Se incluye dentro del EIS los formatos de encuesta utilizadas, información estadística adicional resultado de las Encuestas a Hogares; mapas cognitivos, en los cuales, la población local identifica las áreas de uso principales de su respectiva comunidad.

Capítulo 9: Plan de Manejo Ambiental

Este último Capítulo, incluye las medidas de prevención, mitigación, manejo de emergencia (contingencia) y monitoreo a implementar por Savia Perú, de manera que el grado de alteración ambiental negativa producto de las acciones del proyecto sean minimizadas y los impactos positivos potenciados.

De acuerdo a lo establecido en el Decreto Supremo Nº 015-2006-EM “Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos”, se incluyen dentro del PMA, los Planes de Relaciones Comunitarias, Planes de Monitoreo, Plan de Contingencias y el Plan de Abandono para todas las acciones previstas a ser ejecutadas en el Lote Z-33.

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1.5 MARCO LEGAL GENERAL

El Perú cuenta con un vasto marco legal ambiental encabezado por la Constitución de 1993. El objetivo de la actual legislación ambiental es asegurar que cualquier actividad de aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, se realice en condiciones que no origine impactos negativos sobre las poblaciones o ecosistemas, ni que se sobrepasen los límites establecidos, todo ello en cumplimiento de la Ley General del Ambiente – Ley Nº 28611; Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada – Decreto Legislativo Nº 757, el TUO (D.S. Nº 042-2005-EM) de la Ley Orgánica de Hidrocarburos - Ley Nº 26221, guías técnicas del sector y demás y disposiciones legales, en un marco de fomento al desarrollo sostenible.

La Ley General del Ambiente, entre otras normas, establece la obligatoriedad de la presentación de un instrumento de evaluación de impacto ambiental para todos los proyectos de obra o actividad de carácter público o privado que puedan provocar daños intolerables al medio ambiente.

En esta sección se desarrolla lo relativo a la normativa ambiental de carácter general. Se han seleccionado los aspectos que se consideran pertinentes en relación al Proyecto.

1.5.1 PRINCIPIOS DEL DERECHO AMBIENTAL

En general, los principios del Derecho son enunciados normativos generales que, sin necesariamente haber sido integrados al ordenamiento jurídico en virtud de procedimientos formales, se entienden que forman parte de él, pues le sirven de directriz y fundamento a otros enunciados normativos particulares o recogen de manera abstracta el contenido de un grupo de ellos.

La codificación de los principios del Derecho Ambiental en convenciones internacionales, y en decisiones de organismos internacionales se ha desarrollado desde 1992. La mayoría de estos “principios de derecho ambiental”, sin embargo, no son nuevos. Han sido aceptados anteriormente en instrumentos internacionales con carácter de soft law (normas de carácter no vinculante), tales como declaraciones, recomendaciones de organizaciones internacionales y en convenciones de diversas regiones. La Declaración de Río de Janeiro sobre Desarrollo y Medio Ambiente de 1992 situó tales principios de derecho ambiental en las relaciones internacionales.

En el caso del legislador nacional, que pretende implementar principios de derecho ambiental, es importante conocer el verdadero sentido de los mismos ya que estos principios son utilizados por operadores jurídicos en general, sea


para integrar lagunas legales o para interpretar normas jurídicas cuya aplicación resulta dudosa.

En la legislación nacional, los principios de derecho ambiental han sido recogidos en el Título Preliminar de la Ley General del Ambiente – Ley Nº 28611 (en adelante LGA), han constituido la base para el Sistema Nacional de Gestión Ambiental-Ley Nº 28245 (SNGA) y son justificación de su Reglamento- Decreto Supremo Nº 008-2005-PCM. El cabal entendimiento de los principios de derecho ambiental recogidos en la legislación peruana es fundamental, puesto que constituyen criterios que expresan el principio o un estándar para el resto de las normas, un deber de conducta para los individuos. Así mismo, constituyen una herramienta base para la interpretación y entendimiento de la legislación vigente.

(i) Principio de Desarrollo Sostenible

Este concepto surge a raíz de la preocupación internacional sobre el uso de recursos naturales limitados, incluyendo a los hidrocarburos, frente a una creciente actividad económica; y los graves e incluso irreversibles problemas medioambientales a los que el uso indiscriminado puede conducir.

Este principio se formalizó por primera vez en el documento conocido como Informe Brundtland de 1987, fruto de los trabajos de la Comisión Mundial de Medio Ambiente y Desarrollo de Naciones Unidas, creada en la Asamblea de las Naciones Unidas en 1983. Dicha definición se asumiría en el Principio 3 de la Declaración de Río de 1992 que señala: “El derecho al desarrollo debe ejercerse en forma tal que responda equitativamente a las necesidades de desarrollo y ambientales de las generaciones presentes y futuras”.

De acuerdo a este planteamiento el desarrollo sostenible tiene que conseguir a la vez: satisfacer a las necesidades del presente, fomentando una actividad económica que suministre los bienes necesarios a toda la población mundial. La Comisión resaltó "las necesidades básicas de los pobres del mundo, a los que se debe dar una atención prioritaria". Asimismo, busca satisfacer a las necesidades del futuro, reduciendo al mínimo los efectos negativos de la actividad económica, tanto en el consumo de recursos como en la generación de residuos, de tal forma que sean soportables por las próximas generaciones. Cuando nuestra actuación supone costos futuros inevitables (por ejemplo la explotación de minerales no renovables), se deben buscar formas de compensar totalmente el efecto negativo que se está produciendo (por ejemplo desarrollando nuevas tecnologías que sustituyan el recurso gastado).

El objetivo del desarrollo sostenible es definir proyectos viables y reconciliar

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los aspectos económico, social, y ambiental de las actividades humanas; "tres pilares" que deben tenerse en cuenta por parte de las comunidades, tanto empresas como personas. En el marco de lo ambiental, se busca la compatibilidad entre la actividad social de la empresa y la preservación de la biodiversidad y de los ecosistemas. Incluye un análisis de los impactos del desarrollo social de las empresas y de sus productos en términos de flujos, consumo de recursos difícil o lentamente renovables, así como en términos de generación de residuos y emisiones.

En la legislación nacional, la Constitución de 1993 en el Artículo 67º manifiesta que el Estado determina la política nacional relativa al medio ambiente y promueve el uso sostenible de los recursos naturales. Asimismo, el artículo V de la LGA desarrolla el principio de sostenibilidad como la integración equilibrada de los tres pilares mencionados anteriormente, es decir, lo social, lo económico y lo ambiental; aplicable de manera general a las políticas públicas y documentos de gestión ambiental.

(ii) Principio Precautorio

Este principio está recogido en los documentos elaborados a raíz de la Conferencia de las Naciones Unidas de Río de Janeiro en 1992 como son: la Convención sobre la Diversidad Biológica, la Convención Macro sobre Cambio Climático, y la Declaración de Principios sobre Ambiente y Desarrollo. Esta última en su principio 15 define que “Con el fin de proteger el medio ambiente, los Estados deberán aplicar ampliamente el criterio de precaución conforme a sus capacidades. Cuando haya peligro de daño grave o irreversible, la falta de certeza científica absoluta no deberá utilizarse como argumento para postergar la adopción de medidas eficaces para impedir la degradación del medio ambiente”.

Cabe señalar que, una cierta forma de análisis científico es obligatoria; la especulación simplista no son suficientes para aplicar el principio. Como el principio tiene que ver con riesgos cuyas consecuencias son poco conocidas, la posibilidad no cuantificada es suficiente para determinar que su aplicación sea motivo de estudio. Esto distingue al principio precautorio del de prevención. Si se dispone de antecedentes fidedignos para cuantificar las probabilidades, entonces el principio de prevención se aplica en lugar del precautorio. En tal caso, es posible ocuparse de los riesgos, pudiendo acordar un nivel de riesgo aceptable respecto de una actividad y estableciendo medidas suficientes para mantener el riesgo por debajo de ese nivel.

Dentro del marco de incertidumbre señalado, aparece la necesidad de realizar intervenciones antes de que sobrevenga el posible daño, o antes de que pueda


tenerse certeza de que el daño se producirá. Las intervenciones deberán ser proporcionales al nivel de protección y a la magnitud del posible daño. Las medidas que se aplican buscan restringir la posibilidad del daño, o contenerlo, limitando su alcance y aumentando la posibilidad de controlarlo, en el caso de que se produzca. Es preciso buscar permanentemente de manera empírica y sistemática más elementos de prueba y procurar entender mejor la situación a fin de aprovechar todas las posibilidades de que una situación evolucione más allá del principio precautorio hacia una forma más tradicional de gestión de los riesgos (principio de prevención).

Sobre la base de lo señalado, son condiciones de aplicación del Principio Precautorio:

Situación de incertidumbre;

Evaluación científica del riesgo;

Perspectiva de un daño grave o irreversible;

Proporcionalidad de las medidas;

Transparencia de las medidas;

Inversión de la carga de la prueba.

En la legislación nacional, este principio está recogido en el artículo VII de la LGA y en el artículo 5.k de la Ley del SNGA.

(iii) Principio de Prevención

El principio está asentado en la idea de “diligencia debida” de los sujetos de Derecho internacional, es decir, en la obligación de vigilancia y adopción de previsiones en relación a los bienes y personas bajo su jurisdicción, a fin de asegurarse que, en condiciones normales, no causen perjuicios. Esta obligación está constituida por el conjunto de “estándares mínimos” de comportamiento de diligencia exigibles. Esta diligencia, es el mínimo constitucional y legal imprescindible para el cumplimiento de las obligaciones internacionales, es decir, un derecho interno internacionalmente indispensable.

El principio de prevención se basa en que existe un riesgo cierto pero el daño es dudoso, a diferencia del principio precautorio en el que lo dudoso es el

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riesgo. Se caracteriza básicamente por la: obligación del sujeto internacional de adoptar previsiones debido a la certeza científica sobre los riesgos que entraña la actividad; y por la imposición de restricciones o prohibiciones a las actividades riesgosas.

En nuestra legislación, este principio se encuentra recogido en el Artículo VI de la LGA, y señala que la protección ambiental no debe limitarse a la restauración de daños existentes ni a la defensa de peligros inminentes, sino que debe comprender la eliminación de posibles daños futuros. Las normas ambientales deben orientarse a ser eminentemente preventivas de los daños ambientales. De acuerdo con este principio debe privilegiarse la aplicación de mecanismos e instrumentos de carácter preventivo, como las evaluaciones ambientales, así como aquellos que promuevan la innovación en tecnología para una producción limpia.

(iv) Principio de Internalización de Costos

El generador de los efectos degradantes del ambiente, actuales o futuros, es responsable de los costos de las acciones preventivas y correctivas de recomposición, sin perjuicio de la vigencia de los sistemas de responsabilidad ambiental que correspondan.

La aplicación de este principio, que se viene realizando de manera gradual en las diversas legislaciones nacionales, lleva a que el potencial causante de un daño ambiental internalice los costos de prevención, vigilancia, recuperación y compensación del daño.

Este principio no está sólo referido a la reparación posterior al daño (principio contaminador-pagador), sino también a las actividades de prevención del mismo. Está contemplado en el artículo VIII de la LGA.

(v) Principio de Participación Ciudadana

Todo poblador tiene el derecho y la obligación de tomar parte en las actividades de su comunidad para alcanzar un fin común que beneficiará a todo el grupo en su conjunto, permitiendo que sus habitantes alcancen una mejor calidad de vida y se reduzcan los niveles de pobreza, contribuyendo al progreso y desarrollo del país. Así pues, es legítima la intervención de los ciudadanos en la gestión pública, es decir, en la administración que hace el Estado para establecer prioridades, determinar acciones o pedir cuentas si el Estado no cumple con lo pactado.

Desde su reconocimiento en el artículo 31 de la Constitución de 1993, los


derechos de participación y control ciudadanos trascienden el derecho político básico y fundamental de todo ciudadano en una democracia, como es el derecho de sufragio. En esa medida, los ciudadanos tienen distintas formas de participar en los asuntos públicos y la vida política en general del país, lo que proyectado más allá de la simple naturaleza de un derecho, se convierte en una muestra de responsabilidad ciudadana.

Este principio se encuentra recogido en la Ley de los Derechos y Control Ciudadanos – Ley Nº 26300, y en el artículo III de la LGA que establece que toda persona tiene el derecho de participar en la definición de la política y en la adopción de las medidas de carácter nacional, regional y local relativas al medio ambiente y los recursos naturales. Para tal efecto, toda persona tiene derecho a ser informada de las medidas o actividades que puedan afectar directa o indirectamente la salud de las personas o la integridad del ambiente.

1.5.2 ASPECTOS AMBIENTALES TRANSECTORIALES-REGÍMENES LEGALES

1.5.2.1 Ordenamiento Territorial

El concepto de ordenamiento territorial o ambiental alude a la pretensión de planificar el uso del espacio, asignando prioridades de uso de acuerdo a aspectos socioeconómicos, culturales y ecológicos. En este sentido, el artículo 19 de la Ley General del Ambiente, Ley 28611, define al ordenamiento territorial ambiental como un instrumento de gestión que se incorpora a la política ambiental y que consiste en un proceso técnico-político que busca determinar criterios/indicadores ambientales para condicionar la asignación del uso del territorio y la ocupación del mismo. Aunque el Perú no cuenta aún con una norma general que regule el ordenamiento territorial, existen normas de diferentes ámbitos que instauran diversas categorías de ordenamiento territorial, las cuales establecen limitaciones al uso de los suelos para algunos casos.

El artículo 21 de la Ley General del Ambiente señala que la asignación de usos debe responder a criterios físicos, biológicos, ambientales, sociales, económicos y culturales, entre otros, los cuales se materializan en procesos de zonificación ecológica y económica. Estos procesos se basan en la oferta de recursos de un determinado espacio geográfico, considerando las demandas de la población dentro del marco del desarrollo sostenible. El concepto de Zonificación Ecológica y Económica ha sido considerado en la Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, Ley 26821, donde se señala que debe aprobarse a propuesta de la Presidencia del Consejo de Ministros y en coordinación intersectorial. Asimismo, mediante Decreto

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Supremo 087-2004-PCM se aprobó el Reglamento de Zonificación Ecológica y Económica, el cual precisa la naturaleza, finalidad y objetivos de la ZEE, la gestión institucional, así como las siguientes categorías de uso:

Zonas productivas.

Zonas de protección y conservación ecológica.

Zonas de tratamiento especial.

Zonas de recuperación.

Zonas urbanas o industriales.

En este sentido, las diversas Comisiones Ambientales Regionales (CAR) vienen implementando procesos de zonificación económica ecológica en diversas zonas del país. Cabe señalar que las CAR, como organismos adscritos al CONAM, han sido absorbidas por el Ministerio del Ambiente, en virtud de la Tercera Disposición Complementario Final del Decreto Legislativo Nº 1013 y de la Resolución Ministerial Nº 054-2008-MINAM, publicada el 4 de noviembre de 2008, que declaró la desactivación y extinción del CONAM al haberse concluido el proceso de fusión con el Ministerio del Ambiente.

Asimismo, recogiendo esta necesidad, y las recomendaciones del Grupo Técnico Intersectorial de Ordenamiento Ambiental, mediante Decreto Supremo 045-2001-PCM, el ordenamiento territorial ambiental en todo el país ha sido declarado de interés nacional. Esta norma ha constituido la Comisión Nacional para el Ordenamiento Territorial Ambiental, con tareas específicas respecto de propuestas para el desarrollo de los lineamientos de política en la materia, así como del marco normativo institucional para su puesta en práctica; contando con el plazo de un año.

1.5.2.2 Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental

La Ley Nº 27446, Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental (SEIA), del 23 de abril de 2001, dispone que el SEIA es un sistema único y coordinado de identificación, prevención, supervisión, control y corrección anticipada de los impactos ambientales negativos derivados de las acciones humanas expresadas por medio del proyecto de inversión. Esta Ley que no es aún de plena aplicación, pues no se ha promulgado su reglamento,


ha sido modificada mediante Decreto Legislativo Nº 1078, publicado el 28 de junio de 2008.

Dicha norma establece que es el MINAM el ente rector del SEIA, y la OEFA el organismo responsable del seguimiento y supervisión de la implementación de las medidas establecidas en la evaluación ambiental. Sobre la entrada en vigencia señala que en tanto se expida el reglamento, se aplicarán las normas sectoriales que establecen el régimen legal de evaluación de impacto ambiental en cada sector, en tanto no se oponga a la Ley del SEIA.

El SEIA incorpora la obligación de que todo proyecto de inversión público o privado o de capital mixto, que implique actividades, construcciones u obras y otras actividades comerciales y de servicios que puedan causar impactos ambientales negativos deba contar necesariamente con una certificación ambiental1, previamente a su ejecución.

Por su parte, la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental para obras y Actividades - Ley Nº 267862, establece que la autoridad sectorial competente informará al CONAM de todas las actividades desarrolladas en su sector sobre las cuales podría existir un riesgo ambiental a niveles que excedan las normas aceptables de la contaminación o deterioro ambiental y a las que se exige la presentación, antes de iniciar sus actividades, de un estudio ambiental que tome en consideración los niveles máximo permisibles de los impactos ambientales acumulados existentes. Debe entenderse que, conforme a lo señalado en el marco institucional, todas las competencias del CONAM pasan al MINAM.

El vigente Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos3 señala los contenidos del EIA, otorgando particular importancia al Plan de Manejo Ambiental (PMA). Los detalles sobre la regulación específica del sub-sector hidrocarburos se discuten en la sección siguiente.

En el caso del presente proyecto, la autoridad competente para la aprobación del estudio de impacto ambiental será el Ministerio de Energía y Minas (MEM), en cabeza de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE).

1 La Resolución que aprueba el instrumento de gestión ambiental constituirá la

certificación ambiental, de acuerdo a lo establecido en el artículo 12 de la Ley 27446

modificada por Decreto Legislativo 1078. 2 Artículo 1 modificado por el artículo 51 del D.L. 757. 3 D.S. 015-2006-EM modificado por el D.S. 009-2007-MEM.

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(i) Opinión Técnica para la aprobación del EIA

El Decreto Supremo Nº 056-97-PCM, modificado por Decreto Supremo 061-97-PCM, establece que los Estudios de Impacto Ambiental de los diferentes sectores productivos que consideren actividades y/o acciones que modifican el estado natural de los recursos naturales renovables, agua, suelo, flora y fauna, previamente a su aprobación por la autoridad sectorial competente, requerirán opinión técnica del Ministerio de Agricultura, a través del INRENA.

Las actividades y/o acciones que se consideran que modifican el estado natural de los recursos naturales renovables son4: alteración en el flujo y/o calidad de las aguas superficiales y subterráneas; represamientos y canalización de cursos de agua; remoción del suelo y de la vegetación; alteración de hábitats de fauna silvestre; uso del suelo para el depósito de materiales no utilizables (relaves, desechos industriales, desechos peligrosos o tóxicos); desestabilización de taludes; alteración de fajas marginales (ribereñas); disposición de desechos en el ambiente lentico (lagos y lagunas).

Dado que el INRENA ha sido absorbido directamente por el Ministerio de Agricultura, el inciso c) del artículo 64° del Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, Decreto Supremo Nº 031-2008-AG, ha delegado a la Dirección General de Asuntos Ambientales Agrarios, a través de la Dirección de Gestión Ambiental Agraria, la función de emitir opinión previa a la aprobación de las evaluaciones de impacto ambiental, cuando éstas sean referidas por los distintos sectores o por el Ministerio del Ambiente.

De igual manera, cuando la actividad propuesta se encuentre ubicada en un área natural protegida o su zona de amortiguamiento, corresponderá a la Dirección de Gestión de Áreas Naturales Protegidas del SERNANP, emitir opinión técnica respecto de las evaluaciones de impacto ambiental cuya aprobación y otorgamiento sea de competencia exclusiva del gobierno nacional. Asimismo, cuando el área natural protegida es de competencia regional o municipal, emitirá opinión técnica la Jefatura de Áreas Naturales Protegidas correspondiente.

1.5.2.3 Manejo de Residuos Sólidos

Son residuos sólidos aquellas sustancias, productos o subproductos en estado

4 Artículo 2 del D.S. 056-97-PCM.


sólido o semisólido de los que su generador o poseedor dispone o está obligado a disponer, de acuerdo a lo establecido en la normatividad nacional o en virtud a los riesgos que causan a la salud y el ambiente.

La Ley General de Residuos Sólidos - Ley Nº 27314, modificada por Decreto Legislativo Nº 1065, de fecha 28 de junio de 2008 - y su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 057-2004-PCM, norman la gestión y manejo de los residuos sólidos, sanitarios y ambientales adecuados, conforme a los principios del derecho ambiental. Estas normas establecen que los residuos sólidos se clasifican en residuos de origen doméstico, comercial o con características similares a éstos que son de responsabilidad de los gobiernos locales, y los demás residuos de ámbito no municipal, como industriales, de construcción, entre otros que son de responsabilidad del generador durante todo el ciclo de vida de los residuos, es decir, desde su generación, recojo, transporte, tratamiento, segregación o separación para manejo especial, y disposición final.

Los residuos sólidos del ámbito no municipal se clasifican en peligrosos y no peligrosos, estos últimos tienen un tratamiento especial que se detalla más adelante. Del mismo modo, los envases que han sido utilizados para el almacenamiento o comercialización de sustancias o productos peligrosos y los productos usados o vencidos que puedan causar daños a la salud o al ambiente son considerados residuos peligrosos y deben ser manejados como tales, salvo que sean sometidos a un tratamiento que elimine sus características de peligrosidad.

La Ley Nº 27314 excluye los residuos radiactivos, que por sus características de alto riesgo requieren un control especial, siendo en consecuencia manejados a través del Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN).

En cuanto a la autoridad competente en esta materia, el Decreto Legislativo Nº 1065 precisa5 que el manejo de de los residuos sólidos de origen industrial, son normados, evaluados, fiscalizados y sancionados por los ministerios u organismos reguladores o de fiscalización correspondientes, sin perjuicio de las funciones técnico normativas y de vigilancia que ejerce DIGESA del Ministerio de Salud y las funciones de la OEFA del Ministerio del Ambiente. Por otro lado, el artículo 33 del Reglamento de la Ley General de Residuos Sólidos establece que DICAPI ejerce el control y la vigilancia del manejo de los residuos en el ámbito de su jurisdicción, a fin de prevenir, reducir y eliminar la contaminación en los recursos hídricos, generados por las operaciones o instalaciones navieras y portuarias en todo el territorio del país; en

5 Artículo 6 de la Ley sobre la competencia de las autoridades sectoriales modificado por el

Decreto Legislativo Nº 1065.

00013


coordinación con la autoridad respectiva del Sistema Portuario Nacional. Asimismo, DICAPI autoriza las actividades de desguace de buques y similares en todo el territorio nacional; en coordinación con la autoridad de salud.

En cuanto a la infraestructura necesaria para el tratamiento y disposición final de los residuos sólidos generados en el desarrollo de la actividad industrial, se localice fuera de las instalaciones industriales o productivas, áreas de la concesión o lote del titular del proyecto, la aprobación del estudio ambiental deberá contar con la opinión favorable previa de DIGESA; sin perjuicio de las competencias municipales en materia de zonificación.

No obstante, cuando el residuo sólido es transportado fuera de las instalaciones del generador, el Ministerio de Transportes y Comunicaciones, de acuerdo a la Ley que regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos asume competencia para autorizar y fiscalizar el traslado de residuos peligrosos.

En cuanto a las responsabilidades de los generadores de residuos sólidos del ámbito no municipal se establece que éstos son responsables6 de:

Manejar los residuos generados de acuerdo a criterios técnicos apropiados a la naturaleza de cada tipo de residuo, diferenciando los peligrosos, de los no peligrosos.

Contar con áreas o instalaciones apropiadas para el acopio y almacenamiento de los residuos, en condiciones tales que eviten la contaminación del lugar o la exposición de su personal o terceros, a riesgos relacionados con su salud y seguridad.

El reaprovechamiento de los residuos cuando sea factible o necesario de acuerdo a la legislación vigente.

El tratamiento y la adecuada disposición final de los residuos que genere.

Conducir un registro sobre la generación y manejo de los residuos sólidos en las instalaciones bajo su responsabilidad.

El cumplimiento de las demás obligaciones sobre residuos, establecidas en las normas reglamentarias y complementarias de la presente Ley.

La contratación de terceros para el manejo de los residuos sólidos, no exime a

6 Artículo 16 de la Ley 27314 modificado por Decreto Legislativo Nº 1065.


su generador de la responsabilidad de verificar la vigencia y alcance de la autorización otorgada a la empresa contratada y de contar con documentación que acredite que las instalaciones de tratamiento o disposición final de los mismos, cuentan con las autorizaciones legales correspondientes.

1.5.2.4 Materiales y Residuos Peligrosos

Son materiales y residuos sólidos peligrosos aquellos que por sus características o el manejo al que son o van a ser sometidos pueden generar o desprender polvos, humos, gases, líquidos, vapores, o fibras infecciosas, irritantes, inflamables, explosivos, corrosivos, asfixiantes, tóxicos o de otra naturaleza peligrosa que representan un riesgo significativo para la salud , el medio ambiente o la propiedad. Sin perjuicio de lo establecido en las normas específicas, en general, se considerarán peligrosos los que presenten por lo menos una de las siguientes características: autocombustibilidad, explosividad, corrosividad, reactividad, toxicidad, radiactividad o patogenicidad.

Su regulación está dada por la Ley que Regula el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos, Ley Nº 28256 y su reglamento, Decreto Supremo Nº 021-2008-MTC, publicado del 10 de junio de 2008. El artículo 15 del Reglamento establece la clasificación de acuerdo a las 9 clases establecidas en el Libro Naranja7 de las Naciones Unidas, clasificándolos en: explosivos, gases, líquidos inflamables, sólidos inflamables, sustancias comburentes y peróxidos orgánicos, sustancias tóxicas y sustancias infecciosas, materiales radioactivos, sustancias corrosivas; y sustancias y objetos peligrosos varios.

Tal y como se ha mencionado en el punto anterior, cuando el residuo sólido peligroso va a ser trasladado fuera de las instalaciones del generador donde se produce éste, el generador deberá contratar a una EPS-RS debidamente registrada ante la DIGESA.

Respecto a las responsabilidades8, el que causa un daño durante el manejo de residuos sólidos peligrosos está obligado a repararlo, de conformidad con el Artículo 1970 del Código Civil. Los generadores de residuos sólidos peligrosos podrán contratar una empresa prestadora de servicios de residuos sólidos debidamente registrada ante el Ministerio de Salud, la misma que, a

7 Recomendaciones relativas al transporte de mercancías peligrosas, elaboradas por el

Comité de Expertos en Transporte de Mercancías Peligrosas, del Consejo Económico y

Social de las Naciones Unidas. 8 Artículo 23 de la Ley 27314

00014


partir del recojo, asumirá la responsabilidad por las consecuencias derivadas del manejo de dichos residuos. El generador será considerado responsable cuando se demuestre que su negligencia o dolo contribuyó a la generación del daño. Esta responsabilidad se extiende durante la operación de todo el sistema de manejo de los residuos sólidos peligrosos hasta por un plazo de veinte años, contados a partir de la disposición final.

1.5.2.5 Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles

Durante la realización de sus actividades, las empresas mineras, de hidrocarburos y eléctricas cuentan con estándares ambientales que deben cumplir para garantizar una adecuada protección del ambiente y la salud de las personas. Estos estándares ambientales son los límites máximos permisibles (LMP) y los estándares nacionales de calidad ambiental (ECA):

a) Los LMP aseguran que los efluentes líquidos o emisiones gaseosas que emitan las empresas no excedan ciertos niveles de concentración que se consideran dañinos a la salud, al bienestar humano y al ambiente. Su cumplimiento es exigible legalmente.

b) Los ECA se aplican a zonas buscando que el aire, agua o suelo,

mantengan una calidad que no represente riesgo significativo para la salud de las personas ni al ambiente. No son exigibles legalmente a una sola actividad o persona natural, pero deben programarse planes de acción para que la sumatoria de descargas al ambiente se mantenga por debajo de los niveles establecidos.

De acuerdo al artículo 7 del Decreto Legislativo Nº 1013, es el Ministerio del Ambiente el encargado de elaborar los LMP y ECA con la opinión del sector correspondiente. Cabe mencionar que las evaluaciones de impacto ambiental, y con ello la ejecución de proyectos no serán autorizadas si los ECA son sobrepasados, y además, durante la ejecución de actividades las empresas deben ceñirse a lo establecido en sus estudios ambientales u otros estudios previos, de manera que no excedan los LMP permitidos para los efluentes y emisiones.

(i) Control de Ruidos

La Constitución de 1993 en su artículo 2.22 establece que toda persona tiene el derecho a la paz, a la tranquilidad, al disfrute del tiempo y al descanso; así como a gozar de un ambiente equilibrado y adecuado al desarrollo de su vida.


En ese sentido, mediante Decreto Supremo Nº 085-2003-PCM publicado el 30 de octubre de 2003, se aprobó el Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad Ambiental para Ruido. Esta norma legal tiene por objetivo proteger la salud, mejorar la calidad de vida de la población y promover el desarrollo sostenible. Asimismo, señala que “las autoridades ambientales dentro del ámbito de su competencia propondrán los límites máximos permisibles, o adecuarán los existentes a los estándares nacionales de calidad ambiental para ruido en concordancia con el artículo 6.e del Decreto Supremo Nº 044-98-PCM (esta última norma ha sido derogada por el Decreto Supremo 033-2007-PCM, del 5 de abril de 2007), en un plazo no mayor de dos años de la publicación de esta norma”.

Al respecto, los ECA según la zona de aplicación es el siguiente:

En cuanto a las competencias, la Policía Nacional del Perú a través de sus organismos competentes brindará el apoyo para el cumplimiento de la norma. La vigilancia y monitoreo de la contaminación sonora en el ámbito local está a cargo de las municipalidades provinciales y distritales de acuerdo a sus competencias, sobre la base de los lineamientos que establezca el Ministerio de Salud. Las Municipalidades podrán encargar a instituciones públicas o privadas dichas actividades. Los resultados del monitoreo de la contaminación sonora deben estar a disposición del público.

El Ministerio de Salud a través de la DIGESA realizará la evaluación de los programas de vigilancia de la contaminación sonora, prestando apoyo a los municipios, de ser necesario. La DIGESA elaborará un informe anual sobre los resultados de dicha evaluación.

Los Estándares Nacionales de Calidad Ambiental para Ruido constituyen un

Valores Expresados en LAeqT Zonas de Aplicación Horario Diurno

7:01 a 22:00 Horario Nocturno

De 22:01 a 7:00

Protección Ambiental

50 40

Residencial 60 50 Comercial 70 60

Industrial 80 70

Mixtas Se aplicará el ECA de la zona la mayor restricción

00015


objetivo de política ambiental y de referencia obligatoria en el diseño y aplicación de las políticas públicas, sin perjuicio de las sanciones que se deriven de la aplicación del Reglamento.

(ii) Calidad de Aguas/Efluentes Líquidos

El artículo 80 de la Ley 29338, Ley de Recursos Hídricos establece que todo vertimiento de agua residual en una fuente natural de agua requiere de autorización de vertimiento, para cuyo efecto el titular de la actividad debe presentar el instrumento ambiental pertinente aprobado por la autoridad ambiental respectiva, el cual debe contemplar los siguientes aspectos respecto de las emisiones: (i) someter los residuos a los necesarios tratamientos previos y (ii) comprobar que las condiciones del receptor permitan los procesos naturales de purificación. La Ley también establece que la autorización de vertimiento se otorga por un plazo determinado y prorrogable, de acuerdo con la duración de la actividad principal en la que se usa el agua y con las disposiciones recogidas en la normativa vigente en esta materia.

Como se mencionó anteriormente, la entidad competente en esta materia, el artículo 79 de la Ley de Recursos Hídricos establece que la ANA es la entidad encargada de autorizar el vertimiento del agua residual tratada a un cuerpo natural de agua continental o marina, previa opinión técnica favorable de la Autoridad Ambiental y de Salud sobre el cumplimiento de los ECA del Agua y los LMP. En ese sentido, la Ley dispone la prohibición de vertimiento directo o indirecto de agua residual sin contar con la autorización que emite la Autoridad Nacional del Agua (ANA). Sin embargo, dicha norma también establece que corresponde a la autoridad sectorial competente la autorización y el control de las descargas de agua residual a los sistemas de drenaje urbano o alcantarillado.

La Ley también establece la prohibición de verter sustancias contaminantes y residuos de cualquier tipo en el agua y en los bienes asociados a esta, que representen riesgos significativos según los criterios de toxicidad, persistencia o bioacumulación. Para la aplicación de dicha disposición, la norma establece que el MINAM, en coordinación con la ANA, deberá establecer los criterios y la relación de sustancias prohibidas.

La Presidencia del Consejo de Ministros estableció los nuevos límites máximos permisibles de efluentes en el subsector de hidrocarburos a través del Decreto Supremo Nº 037-2008-PCM, publicado con fecha 14 de mayo de 2008. Esta norma será desarrollada en el punto III del presente capítulo.

En cuanto a los Estándares de Calidad de Agua, el recientemente creado


Ministerio del Ambiente ha publicado el 31 de julio de 2008, el Decreto Supremo Nº 002-2008-MINAM, que aprueba los Estándares de Calidad de Agua, el cual establece tres categorías diferenciadas de acuerdo a los usos a los que se destine dicho recurso. De esa forma divide los estándares de calidad de agua en la Categoría 1 para uso poblacional y recreacional, en la Categoría 2 para actividades marino costeras y en la Categoría 3 para riego de vegetales y bebida de animales.

Los estándares de calidad de agua relevantes para el presente proyecto son aquellos establecidos en la Categoría 2 para actividades marino costeras, y están constituidos por los siguientes parámetros:

AGUA DE MAR

PARÁMETRO

UNIDADES Sub Categoría 1 Sub Categoría 2 Sub Categoría 3

Extracción y cultivo de moluscos bivalvos (C1)

Extracción y cultivo de otras especies hidrobiológicas (C2)

Otras actividades (C3)

ORGANOLÉPTICOS

Hidrocarburos de Petróleo No Visible No Visible No Visible

FISICOQUÍMICOS

Aceites y grasas mg/L 1,0 1,0 2,0

DBO5 mg/L * * 10,0 10,0

Oxígeno disuelto mg/L >=4 >=3 >=2,5

pH Unidad de

pH

7 – 8,5 6,8 – 8,5 6,8 – 8,5

Sólidos suspendidos

totales

mg/L * * 50,0 70,0

Sulfuro de Hidrógeno mg/L * * 0,06 0,08

Temperatura Celsius ***delta 3 °C ***delta 3 °C ***delta 3 °C

INORGÁNICOS

Amoniaco mg/L * * 0,08 0,21

Arsénico total mg/L 0,05 0,05 0,05

00016


Cadmio total mg/L 0,0093 0,0093 0,0093

Cobre total mg/L 0,0031 0,05 0,05

Cromo VI mg/L 0,05 0,05 0,05

Fosfatos (P-PO4) mg/L * * 0,03 – 0,09 0,1

Mercurio total mg/L 0,00094 0,0001 0,0001

Niquel total mg/L 0,0082 0,1 0,1

Nitratos (N-NO3) mg/L * * 0,07 – 0,28 0,3

Plomo total mg/L 0,0081 0,0081 0,0081

Silicatos (Si-SiO3) mg/L * * 0,14 – 0,70 * *

Zinc total mg/L 0,081 0,081 0,081

ORGÁNICOS

Hidrocarburos de

petróleos totales (fracción

aromática)

mg/L 0,007 0,007 0,01

MICROBIOLÓGICOS

Colliformes

Termotolerantes

NMP/100mL <=14 (área aprobada) <=30 1000

Colliformes

Termotolerantes

NMP/100mL <=88 (área

restringida)

Leyenda

NMP/100 mL Número más probable en 100 mL

* Área Aprobada: Área de donde se extraen o cultivan moluscos bivalvos seguros para el comercio directo y consumo, libres de contaminación fecal humano o animal, de organismos patógenos o cualquier sustancia deletérea o venenosa y potencialmente peligrosa.

* Área Restringida: Áreas acuáticas impactadas por un grado de contaminación donde se extraen moluscos bivalvos seguros para consumo humano luego de ser depurados.

** Se entenderá que para este uso, el parámetro no es relevante, salvo casos específicos que la Autoridad competente lo determine.

*** La temperatura corresponde al promedio mensual multianual del área evaluada.


(iii) Calidad de Aire

Los Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire están establecidos en el Decreto Supremo Nº 074-2001-PCM, publicado el 24 de junio de 2001.

Los estándares de calidad del aire son aquellos que consideran los niveles de concentración máxima de contaminantes del aire que en su condición de cuerpo receptor es recomendable no exceder para evitar riesgo a la salud humana, los que deberán alcanzarse a través de mecanismos y plazos detallados en la presente norma. Como estos Estándares protegen la salud, son considerados estándares primarios.

Los estándares nacionales de calidad ambiental del aire son los establecidos por el Anexo 1 del Reglamento de la siguiente manera:

FORMA DEL

ESTANDAR CONTAMINANTES PERIODO

VALOR FORMATO

METODO DE

ANÁLISIS1

Anual 80

Media

aritmética

anual Dióxido de Azufre

24 horas 365 NE más de

1 vez al año

Fluorescencia UV

(método automático)

Anual 50

Media

aritmética

anual PM-10

24 horas 150 NE más de

3 veces/año

Separación inercia/

filtración

(Gravimetría)

8 horas 10000 Promedio

móvil Monóxido de

Carbono 1 hora 30000

NE más de

1 vez/año

Infrarrojo no

dispersivo

(NDIR)

(Método automático)

Dióxido de

Nitrógeno Anual 100

Promedio

aritmético

anual

Quimioluminiscencia


00017


1 hora 200

NE más de

24 veces/

año

Ozono 8 horas 120

NE más de

24 veces/

año

Fotometría UV


Anual2

Plomo Mensual 1.5

NE más de

4 veces/año

Método para PM10

(Espectrofotometría

de absorción

atómica)

Sulfuro de

Hidrógeno 24 horas2

Fluorescencia UV

(método automático)

Todos los valores son concentraciones en microgramos por metro cúbico NE No Exceder 1 O método equivalente aprobado 2 A ser determinado

Asimismo, mediante Decreto Supremo Nº 003-2008-MINAM, publicado el 22 de agosto de 2008, el Ministerio del Ambiente promulgó los estándares nacionales de calidad ambiental del aire, conforme a los parámetros indicados por el Anexo 1 del Reglamento. Dichos parámetros entrarán en vigencias conforme se indica a continuación:

Estándares de Calidad Ambiental para Dióxido de Azufre

PARÁMETRO PERIODO VALOR

ug/m3 VIGENCIA FORMATO METODO DE ANÁLISIS

24 horas 80 1 de enero de

2009

Fluorescencia UV

(método automático) Dióxido de Azufre

20 1 de enero de

2014

Medio

aritmética

Los estándares de calidad de aire establecidos para el dióxido de azufre


estarán vigentes a partir del 1 de enero de 2009.

Estándares de Calidad Ambiental para Compuestos Orgánicos Volátiles; Hidrocarburos Totales (HT); Material Particulado con diámetro menor A 2,5

micras (Pm2.5)

PARÁMETRO PERIODO VALOR

ug/m3 VIGENCIA FORMATO

METODO DE

ANÁLISIS

Anual 4 1 de enero

de 2010

Cromatografía de

gases Benceno*

Anual 2 1 de enero

de 2014

Media aritmética

Hidrocarburos

totales (HT)

Expresado como

hexano

24 horas 100 1 de enero

de 2010 Media aritmética

Ionización de la

llama de hidrógeno

24 horas 50 1 de enero

de 2014

Separación inercial

filtración

(gravimetría) Material Particulado

con diámetro menor

a 2,5 micras (PM2.5) 24 horas 25

1 de enero

de 2014

Media aritmética

Hidrógeno Sulfurado

(H2S) 24 horas 150

1 de enero

de 2014 Media aritmética

Fluorescencia UV


* Único Compuesto Orgánico Volátil regulado (COV).

1.5.3 USO DE ÁREA ACUÁTICA

Todo trámite de uso de área acuática se lleva ante la Marina de Guerra del Perú a través de la Capitanía de Puerto de la jurisdicción. Al respecto, resulta relevante destacar que en el Reglamento de la Ley Nº 26620, Decreto Supremo Nº 028-DE-MGP, en la Parte B se señala:

Los derechos de uso de áreas acuáticas se otorgan mediante Resolución Suprema del Sector Defensa a través de la Dirección General, y mediante

00018


Resolución Directoral, según sea el caso. Se otorgan derechos mediante Resolución Suprema para los usos de área acuática destinados a instalaciones acuáticas, tales como muelles, embarcaderos, terraplenes, terrenos ganados al mar, ríos y lagos, espigones, plataformas fijas, entre otros establecidos en el Reglamento.

La Dirección General, mediante Resolución Directoral, otorga derechos de uso de áreas acuáticas en los casos de instalación de tuberías submarinas, cables, artefactos navales y similares, la instalación de boyas de amarre y señalización de primera y segunda categoría.

Los derechos de uso de áreas acuáticas que se otorgan mediante Resolución Directoral y Resolución Suprema, tendrán un plazo máximo de hasta 30 años renovables, teniéndose en cuenta la autorización del sector competente respecto de la actividad a llevarse a cabo, así como la naturaleza y envergadura de las obras y el monto de la inversión en éstas.

En cuanto a normativa internacional cabe señalar el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por Buques (MARPOL de 1973) que en su anexo 1 establece las reglas para prevenir la contaminación por hidrocarburos. Este Convenio entró en vigor mediante su versión modificada Protocolo 1978. Ha sido aprobado por el Perú mediante el Decreto Ley Nº 22703 del 25 de setiembre de 1973 y el Decreto Ley Nº 22954 de 26 de marzo de 1980.

1.5.4 USO DE AGUA

La Ley 29338, Ley de Recursos Hídricos, establece que el agua es un recurso natural renovable patrimonio de la Nación, cuyo dominio es inalienable e imprescriptible. No hay propiedad privada sobre las aguas. Su uso se encuentra condicionado a la disponibilidad del recurso y debe realizarse en forma eficiente y con respeto a los derechos de terceros, promoviendo que se mantengan o mejoren las características físico-químicas del recurso, el régimen hidrológico en beneficio del ambiente, la salud pública y la seguridad nacional.

Dicha Ley reconoce tres clases de uso de agua: primario, poblacional y productivo. El primero de ellos consiste en la utilización directa y efectiva de la misma, en las fuentes naturales y cauces públicos de agua, con el fin de satisfacer necesidades humanas primarias; comprendiendo el uso de agua para la preparación de alimentos, consumo directo, aseo personal y uso cultural o religioso. El uso poblacional consiste en la captación del agua de una fuente o red pública, debidamente tratada, con el fin de satisfacer las


necesidades humanas básicas. Finalmente, el uso productivo consiste en la utilización de la misma en procesos de producción o previos a los mismos; estableciéndose los siguientes tipos de este uso: (i) agrario: pecuario y agrícola, (ii) acuícola y pesquero, (iii) energético, (iv) industrial, (v) medicinal, (vi) minero, (vii) recreativo, (viii) turístico y (ix) trasporte.

Para el uso del recurso agua, salvo el uso primario, se requiere contar con un derecho de uso otorgado por la ANA con participación del Consejo de Cuenca Regional o Interregional, según corresponda. En ese marco, la ANA tiene competencia para otorgar, suspender, modificar o extinguir, mediante resolución administrativa, derechos de uso de agua. Para ello, la ANA se organiza a través de sus órganos desconcentrados como las Autoridades Administrativas del Agua, quienes por medio de sus órganos de línea como las Administraciones Locales de Agua, otorgan los diferentes derechos de usos de agua a favor de particulares.

Sobre las modalidades de otorgamiento de derechos de uso de agua, la normativa vigente establece que estos pueden ser otorgados a través de permisos, licencias y autorizaciones. Los permisos de aguas se otorgan en épocas de superávit hídrico y sobre aguas residuales. Las licencias son el derecho de uso de agua de plazo indeterminado mientras subsista la actividad para la que fue otorgada. Por su parte, las autorizaciones son otorgadas por un plazo determinado para la realización de estudios, obras y lavado de suelos. Una vez otorgado el derecho de licencia, el titular tiene que cumplir, entre otras, con las siguientes obligaciones: (i) utilizar el agua con la mayor eficiencia técnica y económica, en la cantidad, lugar y para el uso otorgado, garantizando el mantenimiento de los procesos ecológicos esenciales, y evitando su contaminación, (ii) cumplir oportunamente con el pago de la retribución económica por el uso del agua y las tarifas, cuando corresponda, (iii) mantener en buenas condiciones la infraestructura necesaria para el uso del agua que le fue otorgada, sin afectar a terceros, al desarrollo hidráulico, a las fuentes de agua, ni a la cuenca, (iii) permitir las inspecciones que realice o disponga el ANA, (iv) instalar los dispositivos de control y medición de agua, conservándolos y manteniéndoles en buen estado, (v) contribuir a la conservación, mantenimiento y desarrollo de la cuenca. Asimismo, la Ley establece que los titulares de los derechos de uso de agua están obligados a contribuir al uso sostenible y eficiente del recurso mediante el pago, según corresponda, de una retribución económica por el uso del agua, una retribución económica por el vertimiento de uso de agua residual, una tarifa por el servicio de distribución del agua en los usos sectoriales, una tarifa por la utilización de la infraestructura hidráulica mayor y menor, y, una tarifa por el monitoreo y gestión de uso de aguas subterráneas.

En materia de protección del agua, la Ley establece que la ANA es la entidad

00019


encargada de autorizar el vertimiento del agua residual tratada a un cuerpo natural de agua continental o marina, previa opinión técnica favorable de la Autoridad Ambiental y de Salud sobre el cumplimiento de los ECA del Agua y los LMP. Bajo ese marco, prevé que en el caso de que el vertimiento del agua residual tratada pueda afectar la calidad del cuerpo receptor, la vida acuática asociada a este o sus bienes asociados, según los ECA establecidos o estudios específicos realizados y sustentados científicamente, la ANA debe disponer las medidas adicionales que hagan desaparecer o disminuyan el riesgo de la calidad del agua, pudiendo inclusive suspender las autorizaciones que se hubieran otorgado al efecto. En caso de que el vertimiento afecte la salud o modo de vida de la población local, la ANA deberá suspender de inmediato las autorizaciones otorgadas.

1.6 MARCO LEGAL ESPECÍFICO

En este capítulo se analiza y describe las normativas ambientales específicas para la actividad del Subsector Hidrocarburos, principalmente las vinculadas con este proyecto. Asimismo, se han considerado lineamientos ambientales y sociales para proyectos de desarrollo de hidrocarburos.

El Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221, aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-EM, aprobado el 14 de octubre de 2005 y sus normas reglamentarias, establecen el marco legal que rige para las actividades de exploración, explotación, refinación y procesamiento, transporte, comercialización y distribución de los hidrocarburos.

Asimismo, son de aplicación el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos – Decreto Supremo Nº 032-2004-EM, el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos –Decreto Supremo Nº 081-07-EM, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos – Decreto Supremo Nº 015-2006-EM.; y, el Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos – Decreto Supremo Nº 043-2007-EM.

En cuanto a los aspectos ambientales, el artículo 87 del TUO de la Ley Nº 26221 señala que “Las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, que desarrollen actividades de hidrocarburos deberán cumplir con las disposiciones sobre el Medio Ambiente. En caso de incumplimiento de las citadas disposiciones, el OSINERG9 impondrá las sanciones pertinentes, pudiendo el Ministerio de Energía y Minas llegar hasta la terminación del Contrato respectivo, previo informe del OSINERG. El Ministerio de Energía y Minas dictará el Reglamento de Medio

9 Ahora OSINERGMIN de acuerdo a la Ley 28964 publicada el 24 de enero de 2007.


Ambiente para las actividades de Hidrocarburos”.

Siguiendo el mandato anterior, el MEM publicó el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo Nº 015-2006-EM. Este reglamento tiene por objeto establecer las normas y disposiciones para regular en el territorio nacional la Gestión Ambiental de las actividades de exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, almacenamiento y distribución de hidrocarburos, durante su ciclo de vida, con el fin primordial de prevenir, controlar, mitigar, rehabilitar y remediar los impactos ambientales negativos derivados de tales actividades, para propender al desarrollo sostenible y de conformidad con el ordenamiento normativo ambiental.

Asimismo, el MEM publicó el Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo Nº 043-2007-EM, con el fin de preservar la integridad y la salud del personal, proteger a terceras personas de eventuales riesgos; así como mantener las instalaciones, equipos y otros bienes relacionados con las actividades de hidrocarburos.

1.6.1 ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL EN HIDROCARBUROS

El Decreto Supremo Nº 015-2006-EM, Reglamento de Protección Ambiental en actividades de Hidrocarburos, tiene por objeto establecer las normas y disposiciones para regular en el territorio nacional la Gestión Ambiental de las actividades de exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, almacenamiento, y distribución de Hidrocarburos, durante su ciclo de vida, con el fin primordial de prevenir, controlar, mitigar, rehabilitar y remediar los impactos ambientales negativos derivados de tales actividades, para inclinarnos más al desarrollo sostenible y de conformidad con el ordenamiento normativo ambiental establecido en la Constitución Política, por la Ley General del Ambiente – Ley Nº 28611; Ley Marco del Sistema Nacional de Gestión Ambiental - Ley Nº 28245, su Reglamento - Decreto Supremo Nº 008-2005-PCM; la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental – Ley Nº 27446, TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos – Decreto Supremo Nº 042-2005-EM y sus respectivas modificatorias o sustitutorias.

El Decreto Supremo Nº 015-2006-EM específica en su Artículo 11º, que los Estudios Ambientales, según las Actividades de Hidrocarburos, se clasifican en:

a) Declaración de Impacto Ambiental (DIA).

b) Estudio de Impacto Ambiental Semi detallado (EIA sd)

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c) Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

En el artículo 26°, se indica que el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) se presentará para aquellas Actividades de Hidrocarburos contenidas en el Anexo Nº 6, cuya ejecución puede generar significativos impactos ambientales de carácter negativo en términos cuantitativos o cualitativos. De acuerdo a esta clasificación, el presente proyecto requiere de un EIA.

El EIA incluirá lo siguiente:

Un resumen ejecutivo.

La delimitación del área de influencia directa e indirecta del proyecto.

La descripción detallada del proyecto propuesto.

Un estudio de línea base.

La identificación y evaluación de los impactos ambientales

Un detallado Plan de Manejo Ambiental.

1.6.2 PLAN DE MANEJO AMBIENTAL (PMA)

Se denomina plan de manejo ambiental al plan que, de manera detallada, establece las acciones que se requieren para prevenir, mitigar, controlar, compensar y corregir los posibles efectos o impactos ambientales negativos causados en desarrollo de un proyecto, obra o actividad; incluye también los planes de seguimiento, evaluación y monitoreo y los de contingencia. El contenido del plan está definido por el artículo 35 del Reglamento de Protección Ambiental para Actividades de Hidrocarburos. Al respecto, su contenido debe ser el siguiente:

a) Descripción y evaluación técnica de los efectos previsibles directos e indirectos, acumulativos y sinérgicos en el ambiente, a corto y largo plazo, para cada una de las actividades de hidrocarburos que se plantea desarrollar en el área del proyecto.

b) El programa de monitoreo del proyecto, obra o actividad con el fin de verificar el cumplimiento de los estándares de calidad ambiental establecidos en las normas vigentes. Asimismo,


evaluar mediante indicadores de desempeño ambiental previsto del proyecto, obra o actividad, la eficiencia y la eficacia de las medidas de manejo ambiental adoptadas y la pertinencia de medidas correctivas necesarias y aplicables en cada caso en particular.

c) El plan de contingencia, el cual contendrá las medidas de prevención y atención de las emergencias que se puedan ocasionar durante la vida del proyecto.

d) Plan de relaciones comunitarias.

e) Los costos proyectados del plan de manejo en relación con el costo total del proyecto, obra o actividad y cronograma de ejecución.

f) El titular deberá presentar estudios de valorización económica de los impactos ambientales a ocasionarse.

g) Las medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación de los impactos ambientales negativos que pueda ocasionar el proyecto al ambiente durante las fases de construcción, operación, mantenimiento, desmantelamiento, abandono y/o terminación del proyecto o actividad.

h) Plan de abandono.

El PMA deberá ser actualizado cuando el titular de la actividad de hidrocarburos considere necesario modificar las técnicas o procedimientos aprobados, o cuando el proceso productivo sufra modificaciones que impacten de manera diferente al ambiente físico y social, con relación a los impactos evaluados en los Instrumentos de Gestión Ambiental. Dicha actualización, deberá presentarse ante la DGAAE.

1.6.3 LÍMITES MÁXIMOS PERMISIBLES EN HIDROCARBUROS

De acuerdo al artículo 3 del Reglamento de Protección Ambiental para Hidrocarburos los titulares a que hace mención el artículo 210 son responsables por las emisiones atmosféricas, las descargas de efluentes líquidos, las disposiciones de residuos sólidos y las emisiones de ruido, desde las

10 Titulares de Contratos definidos en el artículo 10 de la Ley Nº 26221, así como de Concesiones y

Autorizaciones para el desarrollo de Actividades de Hidrocarburos dentro del territorio nacional.

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instalaciones o unidades que construyan u operen directamente o a través de terceros, en particular de aquellas que excedan los Límites Máximos Permisibles (LMP) vigentes, y cualquier otra regulación adicional dispuesta por la autoridad competente sobre dichas emisiones, descargas o disposiciones. Son asimismo responsables por los impactos ambientales que se produzcan como resultado de las emisiones atmosféricas, descargas de efluentes líquidos, disposiciones de residuos sólidos y emisiones de ruidos no regulados y/o de los procesos efectuados en sus instalaciones por sus actividades. Asimismo, son responsables por los impactos ambientales provocados por el desarrollo de sus actividades de hidrocarburos y por los gastos que demande el plan de abandono.

(i) Efluentes Líquidos

El Decreto Supremo Nº 037-2008-PCM publicado el 14 de mayo de 2008, establece nuevos Límites Máximos Permisibles (LMP) de efluentes líquidos para el subsector hidrocarburos con el fin de manejar racionalmente los recursos y reducir los riesgos sobre la población y el ambiente. Los LMP son la concentración o grado de elementos físicos, químicos y biológicos que caracterizan a un efluente o una emisión que, al ser excedida, causa o puede causar daños a la salud, al bienestar humano y al ambiente.

Los LMP establecidos en esta norma que deroga la anterior11, son de cumplimiento obligatorio para las actividades nuevas y para las ampliaciones que se realizan a partir del día siguiente de su publicación.

Esta norma tiene la finalidad de manejar racionalmente los recursos y reducir los riesgos sobre la población y el ambiente. Estos son de cumplimiento obligatorio para las actividades nuevas y para las ampliaciones que se realizan a partir del día siguiente de la publicación.

La fiscalización del cumplimiento de la presente norma será realizada por el OSINERGMIN. Los titulares de las actividades de hidrocarburos podrán eliminar o cambiar la ubicación de uno o más puntos de control vigente previa aprobación por la DGAAE del MEM. Además, deberán presentar a la DGAAE, con copia al OSINERGMIN, los resultados de los monitoreos de efluentes y de la calidad del agua y están obligados a llevar un registro de los resultados del monitoreo de efluentes. Las empresas serán pasibles de sanción en caso de incumplimiento de acuerdo a la escala de multas y sanciones del OSINERGMIN.

11 R.D. 030-96-EM/DGAA


En un plazo de ocho meses el MEM actualizará el protocolo de monitoreo12 de efluentes para el subsector hidrocarburos, en tanto, se utilizará el protocolo de monitoreo de calidad de agua vigente y aprobado por el sector. Asimismo, en un plazo de 180 días contados desde la vigencia de la presente norma, el CONAM (hoy Ministerio del Ambiente) establecerá los criterios para determinar las zonas ambientalmente frágiles13 en las cuales no se permitirá la descarga de efluentes de las actividades de hidrocarburos. Dichos criterios serán establecidos en base a la opinión previa de las autoridades sectoriales correspondientes. Las empresas serán pasibles de sanción en caso de incumplimiento de acuerdo a la escala de multas y sanciones del OSINERGMIN.

(ii) Límites Máximos Permisibles para Emisiones Atmosféricas

El Reglamento de Protección Ambiental para Actividades de Hidrocarburos, publica en el Anexo Nº 4 un cuadro provisional de LMP para emisiones atmosféricas que se basa en los ECA para el Aire señalados en el ítem II.2.6.

Parámetro Explotación en Tierra Refinación de Petróleo

Material Particulado 50 mg /Nm3

Compuestos

orgánicos volátiles,

incluyendo benceno-

20 mg /Nm3

Sulfuro de Hidrógeno 30 mg /Nm3 (*) 152 mg/Nm3 Óxidos de azufre (para producción de petróleo) Unidades de recuperación de azufre

Otras Unidades

1000 mg /Nm3

150 mg/Nm3

500 mg/Nm3

12 El Protocolo de Monitoreo vigente es el aprobado mediante R.D. 026-94-EM/DGAA. Cabe

señalar que mediante RN 693-2007-OS-CD, Aprueban el procedimiento para la entrega vía

Internet de los Reportes de Monitoreo Ambientales y de Residuos Sólidos en actividades

relativas a hidrocarburos líquidos, otros productos derivados de hidrocarburos líquidos y

gas licuado de petróleo ante OSINERGMIN.

13 Al respecto, la Resolución Directoral 1754-2008-DIGESA-SA, publicada el 20 de mayo de

2008, suspende el otorgamiento de autorizaciones de sanitarias de vertimientos industriales

a la Bahía de Paita-Piura.

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Óxidos de Nitrógeno

Usando gas como combustible

Usando petróleo como combustible

320 mg /Nm3 (o 86 ng/J)

460 mg /Nm3 (o 130 ng/J)

460 mg/Nm3 (**)

Níquel y vanadio (suma)

Olor No ofensivo en el punto receptor

Leyenda

mg/Nm3 miligramos/metro cúbico a condiciones normales ng/J nanogramos/Joule Nota:

(*)

Además, no mayor que 5 mg/Nm3 en el límite de propiedad.

(**) Excluye las emisiones de unidades catalíticas.

Fuente: Banco Mundial (julio 1998)

1.6.4 SALUD Y SEGURIDAD

Ley General de Salud, Ley Nº 26842, establece que la protección de la salud es de interés público, que es un derecho irrenunciable y que el ejercicio de la libertad de trabajo, empresa, comercio e industria se encuentran sujetos a las limitaciones que establece la ley en resguardo de la salud pública. Asimismo, establece que quienes conduzcan o administren actividades de extracción, producción, transporte y comercio de bienes o servicios, cualesquiera que éstos sean, tienen la obligación de adoptar las medidas necesarias para garantizar la promoción de la salud y la seguridad de los trabajadores y de terceras personas en sus instalaciones o ambientes de trabajo, las condiciones de higiene y seguridad que deben reunir los lugares de trabajo, los equipos, maquinarias, instalaciones, materiales y cualquier otro elemento relacionado con el desempeño de actividades de extracción, producción, transporte y comercio de bienes o servicios, se sujetan a las disposiciones que dicta la Autoridad de Salud competente, la que vigilará su cumplimiento.

En el mismo sentido, el artículo 35 del TUO de la Ley Orgánica que norma las actividades de Hidrocarburos en el territorio nacional, señala que el contratista está obligado a atender la seguridad y la salud de sus trabajadores.

Mediante Decreto Supremo Nº 043-2007-EM se aprueba el Reglamento de


Seguridad para Actividades de Hidrocarburos y modifican disposiciones diversas relativas al tema. El Reglamento establece las normas y disposiciones de Seguridad e Higiene para las Actividades de Hidrocarburos, reemplaza a la Resolución Ministerial Nº 0664-78-EM/DGH, que aprobó el Reglamento de Seguridad en la Industria del Petróleo y define los procedimientos para la aplicación de las Normas de Seguridad, debiendo tenerse en cuenta lo dispuesto en el artículo 4 del TUO de la Ley Nº 26221 – Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 042-2005-EM.

El Reglamento en cuestión, se aplica a las Operaciones e Instalaciones de Hidrocarburos, de las Empresas Autorizadas para las actividades de exploración, explotación, procesamiento, refinación, transporte por ductos, distribución por ductos, así como para las plantas de abastecimiento, plantas de abastecimiento en aeropuertos, terminales y transporte acuático. Las instalaciones y actividades no contempladas se regirán por su norma de seguridad especial. Por otro lado, las Empresas Autorizadas son responsables por el cumplimiento del presente Reglamento por parte de sus Subcontratistas.

1.6.5 PROSPECCIÓN SÍSMICA E INSTALACIÓN DE PLATAFORMAS DE PERFORACIÓN

Mientras que la prospección sísmica es un método geofísico de reconocimiento que permite determinar las características geotécnicas de un terreno, y evaluar las formaciones con posibles reservas de hidrocarburos, las perforaciones exploratorias y confirmatorias permiten descubrir reservas de hidrocarburos o determinar la estratigrafía de un área en exploración; y confirmar las reservas descubiertas o delimitar la extensión de un yacimiento, respectivamente.

1.6.5.1 Actividades de Prospección Sísmica

Dado que las actividades del proyecto en mención no contemplan el uso de explosivos o dinamita en la etapa de prospección sísmica, debido a que se desarrollará íntegramente en el ámbito marino, las disposiciones del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos para esta etapa solo serán obligatorias en la parte que corresponda al Proyecto.

Sin perjuicio de ello, cabe tomar en cuenta que la legislación vigente establece la prohibición de utilizar explosivos en el mar o en cuerpos y cursos de agua. No obstante, el artículo 61 del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos establece que para utilizar explosivos en el mar o en cualquier otro cuerpo acuático deberá obtenerse la autorización

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expresa de la DGAAE, la cual deberá ser comunicada a OSINERGMIN. Asimismo, se establece que la DGAAE podrá solicitar la opinión técnica de otras autoridades administrativas competentes.

Por otro lado, se establece la prohibición de utilizar explosivos en el mar o en cuerpos y cursos de agua. No obstante, el artículo 61 del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos establece que para utilizar explosivos en el mar o en cualquier otro cuerpo acuático deberá obtenerse la autorización expresa de la DGAAE, la cual deberá ser comunicada a OSINERG (hoy OSINERGMIN). Asimismo, la DGAAE podrá solicitar la opinión técnica de otras autoridades administrativas competentes.

En cuanto a la restauración después de las actividades sísmicas deberán predeterminarse lugares en los cuales se tomarán una serie de fotografías representativas para identificar las condiciones de las líneas sísmicas a intervalos regulares, proporcionando una medida de su recuperación. La verificación de la restauración del área deberá realizarla OSINERG (hoy OSINERGMIN), durante los tres meses siguientes a concluida la campaña sísmica, conforme al Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

1.6.5.2 Instalación de Plataformas en Área Acuática

Las plataformas deberán contar con un sistema para recolectar las aguas residuales, así como los productos químicos, los lubricantes y los combustibles derramados en la misma. Respecto a los residuos se deberá realizar lo siguiente:

Los lodos serán deshidratados y trasladados a tierra firme para su disposición. Los lodos con base agua y las partículas en ellas contenidas, con excepción de los fluidos mezclados con aditivos químicos tóxicos o hidrocarburos en cualquier forma o concentración, pueden ser descargados sin tratamiento por debajo de los diez (10) metros de la superficie del mar o lago.

Los lodos con base no acuosa y aquellos con base acuosa mezclados con aditivos químicos tóxicos o hidrocarburos, los desechos inorgánicos, basuras industriales, domésticas y no combustibles deberán ser conducidos hacia el continente para su adecuada disposición en tierra firme.

Las aguas usadas o servidas de las plataformas y las aguas de lluvia, si


están contaminadas con hidrocarburos, deben ser recolectadas y tratadas antes de ser descargadas en el mar o lago.

Los desechos orgánicos serán procesados utilizando incineradores, biodegradación u otros métodos ambientalmente aceptados antes de ser vertidos al mar o lagos, de lo contrario serán trasladados a tierra para su disposición, de acuerdo a la normatividad vigente.

1.6.6 MANEJO DEL AGUA DE PRODUCCIÓN

La disposición final del agua de producción se efectuará por reinyección. El método y sus características técnicas, así como la formación (reservorio) receptora, serán aprobados con el EIA correspondiente. La disposición final producida por el sistema de reinyección será efectuada con sistemas diseñados y operados de acuerdo con las siguientes especificaciones técnicas establecidas en el Decreto Supremo Nº 015-2006-EM.

En las operaciones de explotación en las que se requiera agua para tareas de recuperación secundaria o mejorada, se utilizará en primer término el agua de producción. Podrá autorizarse el uso de agua superficial o de subsuelo cuando en el EIA se demuestre que el agua de producción disponible es insuficiente y previa opinión técnica de la autoridad competente en materia de recursos hídricos, el EIA deberá discutir sobre los usos actuales y los usos futuros previsibles de la fuente de agua, en especial su aptitud como fuente para consumo humano.

El operador deberá proponer en el EIA las especificaciones complementarias para el adecuado funcionamiento del sistema y la efectiva protección del agua, el suelo y el ecosistema en su conjunto.

1.6.7 PARTICIPACIÓN CIUDADANA

La participación ciudadana es un instrumento de gestión que permite plasmar en acciones concretas los lineamientos de las políticas estatales, y que canaliza la información y elementos de apoyo para la adopción de decisiones orientadas al desarrollo sostenible. El mecanismo de participación ciudadana en el sector energía y minas, se lleva a cabo mediante audiencia pública, que concentra la mayor formalidad donde se reúnen las autoridades de gobierno, poblaciones, consultores y empresas involucradas en el proyecto o actividad.

La Ley General del Ambiente, establece que toda persona tiene derecho a participar responsablemente en los procesos de toma de decisiones, así como

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en la definición y aplicación de las políticas y medidas relativas al ambiente y sus componentes, que se adopten en cada uno de los niveles de gobierno.

Mediante Decreto Supremo Nº 012-2008- EM del 20 de febrero de 2008, se establece el Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades de Hidrocarburos, la misma que deroga la Resolución Directoral Nº 535-2004-MEM/DM, en lo correspondiente al subsector hidrocarburos. Tiene como objetivo fortalecer los derechos de acceso a la información de la población recogido en la Constitución, así como optimizar la gestión ambiental y social de los proyectos de inversión en hidrocarburos.

En ese sentido, el artículo 2.1. del Título Preliminar de la norma precisa que: “La consulta es una forma de Participación Ciudadana que tiene por objeto determinar si los intereses de las poblaciones que habitan en el área de influencia directa de un proyecto de Hidrocarburos podrían verse afectados, a efectos de que antes de emprender o autorizar cualquier programa de actividades, se conozca y analice las principales preocupaciones manifestadas respecto a los posibles impactos sociales, económicos, ambientales y culturales que podrían generarse a partir de su elaboración y/o ejecución.

Los mecanismos de participación ciudadana instituidos por el reglamento son los talleres informativos, audiencia públicas, buzón de observaciones y opiniones, oficinas de información y participación ciudadana, visitas guiadas, entre otros.

Una medida importante es la implantada por el Decreto Legislativo que modifica a la Ley General del Ambiente - Decreto Legislativo Nº 1055, publicada el 27 de junio de 2008. Se modifica el artículo 51.g referente a la participación ciudadana estableciendo que los acuerdos, observaciones o recomendaciones que sean formuladas como consecuencia de los mecanismos de participación ciudadana deben ser colgados en el portal institucional del sector correspondiente; y las observaciones o recomendaciones que no sean tomadas en cuenta por el sector, éste deberá fundamentar por escrito las razones de ello en un plazo no mayor de 30 días útiles.

1.6.8 PLAN DE CONTINGENCIAS

El Plan de Contingencia es el conjunto de normas y procedimientos que, basado en el análisis de riesgos, permite a la organización encargada de ejecutar un proyecto y/o operar instalaciones industriales, actuar durante y después de un evento de contaminación o emergencia, de manera rápida y efectiva. El Plan de Contingencias está orientado a establecer los procedimientos y acciones básicas de respuesta que se deberán tomar para


afrontar de manera oportuna, adecuada y efectiva ante la eventualidad de incidentes, accidentes y/o estados de emergencia que pudieran ocurrir.

Los Planes de Contingencia serán aprobados por OSINERGMIN, previa opinión favorable de la entidad competente del Sistema Nacional de Defensa Civil, debiendo ser presentados a OSINERGMIN cada cinco (5) años y cada vez que sean modificados.

El Plan de Contingencia debe contener información sobre las medidas a adoptarse en caso de derrames, explosiones, accidentes, incendios, evacuaciones o similares, incluyendo los aspectos relativos al entrenamiento del personal requerido para su cumplimiento y a las comunicaciones con las autoridades. Debe tenerse en cuenta que, de acuerdo con el Reglamento de Protección Ambiental de Hidrocarburos, estos planes deben incluir medidas de prevención, control y mitigación de derrames de petróleo o productos químicos.

El Plan de Contingencia será elaborado sobre la base de un estudio de riesgo, según los términos de referencia genéricos del Anexo Nº 2. En el caso de actividades de hidrocarburos que puedan comprometer aguas marítimas o aguas continentales navegables, la sección del Plan de Contingencia para Derrames dedicada a la atención de derrames deberá seguir los Lineamientos para la Elaboración de Planes de Contingencias en Caso de Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias Nocivas, aprobados por Resolución Directoral Nº 0497-98/DCG; así como sus modificatorias o sustitutorias.

1.6.9 PLAN DE ABANDONO

Es parte integrante del Plan de Manejo Ambiental del EIA y constituye el conjunto de acciones para abandonar un área o instalación, corregir cualquier condición adversa ambiental e implementar el reacondicionamiento que fuera necesario para volver el área a su estado natural o dejarla en condiciones apropiadas para su nuevo uso. Este Plan incluye medidas a adoptarse para evitar impactos adversos al ambiente por efecto de los residuos sólidos, líquidos o gaseosos que puedan existir o que puedan aflorar con posterioridad.

La DGAAE es la entidad encargada de evaluar y, cuando corresponda, aprobar el plan de cierre o abandono que presente el titular de la actividad.

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1.7 FISCALIZACIÓN Y SANCIONES

Tal y como señalamos en el marco institucional, es el OSINERGMIN la autoridad competente para regular, supervisar y fiscalizar las actividades de hidrocarburos. Para ciertos ámbitos está prevista la intervención de organismos de otros sectores como OEFA, DIGESA, DICAPI y el Ministerio de Transportes y Comunicaciones.

Respecto a las sanciones, el artículo 1 de la Ley Nº 27699 – Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional de OSINERG – establece que el Consejo Directivo de OSINERGMIN está facultado para tipificar los hechos y omisiones que configuran infracciones administrativas así como a aprobar la Escala de Multa y Sanciones; en cumplimiento de lo anterior, se emitió la Resolución del Consejo Directivo OSINERG Nº 028-2003-OS/CD14, norma que aprobó la Tipificación de Infracciones y Escala de Multas y Sanciones de OSINERG; contiene 4 cuerpos diferenciados:

El primero referido a las tipificaciones generales, infracciones que transcienden a una determinada área.

El segundo referido a hidrocarburos, el cual básicamente contempla tipificaciones e infracciones en las distintas etapas del procesos productivo del subsector (que va desde la etapa de exploración hasta el abandono de la actividad), incluyendo las infracciones ambientales así como los ilícitos administrativos relacionados con la informalidad de la actividad.

El tercer cuerpo normativo tiene que ver con el área de electricidad.

El cuarto cuerpo normativo, se circunscribe a la tipificación de infracciones y escala de multas y sanciones relativa a los concesionarios en lo que concierne al procedimiento de reclamos.

Esta resolución del Consejo Directivo del OSINERGMIN ha sido modificada en varias oportunidades, habiendo experimentado tres modificaciones recientes. Estas tres últimas modificaciones se han aprobado por Resolución del Consejo Directivo Nº 358-2008-OS-CD, publicada el 24 de abril de 2008, por Resolución Consejo Directivo Nº 382-2008-OS-CD, publicada el 29 de mayo de 2008, y por Resolución del Consejo Directivo Nº 449-2008-OS-CD, publicada el 13 de junio de 2008. Estas modificaciones se refieren a

14 Norma ampliada mediante RC 204-2006-OS/CD


tipificación de infracciones de los rubros 1, 2, 3, 4, 5 y 9, y a las multas y respectivas sanciones que les corresponden a los infractores.

En el segundo cuerpo normativo, cabe resaltar el punto 3, sobre accidentes y/o medio ambiente; el punto 3.3, sobre derrames de hidrocarburos (petróleo o cualquier otro derivado de los hidrocarburos); el punto 3.5, sobre incumplimiento con las normas, compromisos y/u obligaciones relativas a EIA´s; el punto 3.8, sobre incumplimiento de LMP y/o ECA; el punto 3.9, sobre incumplimiento de las normas sobre disposición y/o manejo de residuos, efluentes, desagüe, desechos y/o chatarra; el punto 3.10 sobre, incumplimiento de las normas sobre disposición y/o manejo de lodos, detritus, desagües industriales y/o agua de producción; el punto 3.16, sobre incumplimiento de normas sobre flora y/o fauna; y, el punto 3.19, sobre el incumplimiento de las demás normas de protección del ambiente.

Por su parte el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, D.S. Nº 032-2004-EM, menciona que el contratista está obligado a proporcionar las facilidades que se encuentren a su alcance en el área donde se realicen las Operaciones, a fin que los representantes de OSINERGMIN y PERUPETRO puedan cumplir con sus funciones de fiscalización y supervisión, sin alterar el normal desarrollo de sus operaciones.

1.8 MARCO INSTITUCIONAL DEL PROYECTO

En aplicación de la normativa vigente, el Ministerio de Energía y Minas, a través de sus Direcciones Generales, es la autoridad competente para tratar los asuntos ambientales vinculados al proyecto de perforación exploratoria, confirmatoria y de prospección sísmica 2D y 3D, en área marina profunda del Lote Z-33.

1.8.1 MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS

El MEM es la entidad del Estado encargada de regular el otorgamiento y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos a nivel nacional, en armonía con la política ambiental nacional; es el encargado de elaborar; aprobar, proponer y aplicar la política del sector, así como de dictar las demás normas pertinentes. Tiene como objetivo promover el desarrollo integral de las actividades minero – energéticas, normando, supervisando o evaluando, según sea el caso, el cumplimiento de las disposiciones vigentes, y cautelando el uso racional de los recursos naturales en armonía con el medio ambiente.

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De acuerdo con el Reglamento de Organización y Funciones del MEM, aprobado por el Decreto Supremo Nº 031-2007-EM, publicado el 26 de junio de 2007, el MEM se organiza funcionalmente sobre la base de direcciones. En ese sentido, las direcciones relacionadas directamente con este proyecto son la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) y la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE).

(i) Dirección General de Hidrocarburos - DGH15

La DGH es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Subsector Hidrocarburos; proponer la normatividad necesaria; promover las actividades de exploración, explotación, transporte, almacenamiento, refinación, procesamiento, distribución y comercialización de hidrocarburos; y ejercer el rol concedente a nombre del Estado para las actividades de hidrocarburos según le corresponda. Tiene entre sus funciones y atribuciones promover las inversiones en el Subsector Hidrocarburos, la coordinación con los gobiernos regionales, gobiernos locales y otras entidades públicas y privadas los asuntos relacionados con el desarrollo sostenible de las actividades del subsector Hidrocarburos; y coadyuvar al cumplimiento de las disposiciones relacionadas a la conservación y protección del ambiente en el desarrollo de las actividades de hidrocarburos.

(ii) Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE)16

La DGAAE es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política, proponer la normatividad necesaria, así como promover la ejecución de actividades orientadas a la conservación y protección del ambiente referidas al desarrollo de las actividades energéticas; y, promover el fortalecimiento de las relaciones armoniosas de las empresas sectoriales con la sociedad civil que resulte involucrada con las actividades del Sector. Tiene las siguientes funciones y atribuciones:

Proponer la política de conservación y protección del ambiente en el desarrollo sostenible de las actividades energéticas, así como de promoción y fortalecimiento de las relaciones armoniosas de las empresas del sector Energía con la sociedad civil que resulte

15 Artículos 79 y 80 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM 16 Artículos 90 y 91 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM


involucrada en la realización de sus actividades, en concordancia con las políticas de desarrollo sostenible sectorial y nacional.

Formular, proponer y aprobar, cuando corresponda las normas técnicas y legales relacionadas con la conservación y protección del medio ambiente, así como la promoción y fortalecimiento de las relaciones armoniosas de las empresas del sector con la sociedad civil que resulte involucrada en sus actividades.

Normar la evaluación de impactos ambientales y sociales derivados de las actividades del sector; analizar y emitir opinión sobre las denuncias por trasgresión de la normatividad ambiental; y establecer las medidas preventivas y correctivas para el control de dichos impactos.

Calificar y autorizar a instituciones públicas y privadas para que elaboren estudios ambientales sobre el impacto del desarrollo de las actividades energéticas.

Elaborar y promover estudios ambientales y sociales necesarios para el desarrollo y crecimiento de las actividades del sector.

Evaluar y aprobar los estudios ambientales que se presenten al Ministerio de Energía y Minas en materia de hidrocarburos y energía.

Elaborar y promover Programas de Protección Ambiental y de Desarrollo Sostenible en coordinación con las Direcciones Generales de Electricidad e Hidrocarburos, gobiernos regionales, gobiernos locales, empresas del sector y otras instituciones públicas y privadas.

(iii) Oficina General de Gestión Social - OGGS17

Es el órgano de asesoramiento del Ministerio de Energía y Minas encargado de promover las relaciones armoniosas entre las empresas minero - energéticas y la sociedad civil, incluidos los gobiernos regionales y locales, así como de propiciar el manejo de mecanismos de diálogo y concertación en el sector y de colaborar en el diseño de programas de desarrollo sostenible. La OGGS tiene entre sus principales funciones efectuar el seguimiento de los compromisos sociales que asumen las empresas con las poblaciones involucradas en coordinación con las Direcciones Generales correspondientes.

17 Artículos 50 y 51 del Reglamento de Organización y Funciones del MEM.

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1.8.2 PRESIDENCIA DEL CONSEJO DE MINISTROS (PCM)

La PCM tiene como organismo público descentralizado adscrito a ella, a OSINERGMIN que cuenta con competencia en asuntos ambientales y energéticos, y posee las atribuciones que se indican a continuación.

(i) Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN)

Mediante Ley 26734 se crea el OSINERG, el cual es posteriormente modificado por la Ley 28964 que crea el OSINERGMIN. Tiene personería jurídica de derecho público interno y goza de autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y financiera. Asimismo, es integrante del Sistema Supervisor de la Inversión en Energía compuesto por el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y Protección de la Propiedad Intelectual – INDECOPI, y el propio OSINERGMIN.

Este organismo es el ente regulador, supervisor y fiscalizador de las actividades que desarrollan las personas jurídicas de derecho público o derecho privado y las personas naturales, en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería. Tiene competencia para supervisar y fiscalizar a las entidades del Sector Energía velando por la calidad, seguridad y eficiencia del servicio y/o productos brindados a los usuarios en general y cautelando la adecuada conservación del medio ambiente. Son funciones del OSINERGMIN18:

Velar por el cumplimiento de la normativa que regula la calidad y eficiencia del servicio energético brindado a los usuarios.

Fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos de concesiones eléctricas y otras establecidas por la ley.

Fiscalizar que las actividades del subsector hidrocarburos se desarrollen de acuerdo a los dispositivos legales y normas técnicas vigentes.

Fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones técnicas y legales relacionadas con la protección y conservación del ambiente en las actividades desarrolladas en el subsector hidrocarburos.

18 Artículo 5 de la Ley 26734.


La función supervisora permite a OSINERGMIN verificar el cumplimiento de las obligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión, por parte de las empresas o personas que realizan actividades sujetas a su competencia; verificar el cumplimiento de cualquier mandato o resolución emitida por el propio OSINERGMIN o de cualquier otra obligación que se encuentre a cargo de la entidad supervisada. De acuerdo a lo anterior, le corresponde supervisar, entre otras cosas, el cumplimiento de las disposiciones normativas y/o reguladoras, y la estricta aplicación y observancia de las disposiciones técnicas y legales referidas a la conservación y protección del medio ambiente en los subsectores de electricidad e hidrocarburos.

La función sancionadora permite a OSINERGMIN imponer multas y otras sanciones a las empresas que infrinjan las leyes, reglamentos y obligaciones derivadas de sus respectivos instrumentos de gestión ambiental, en función las normas sectoriales y transectoriales, en ejercicio del ius puniendi del Estado (derecho a reprimir), y al amparo del derecho administrativo sancionador.

1.8.3 MINISTERIO DEL AMBIENTE (MINAM)

El MINAM fue creado mediante el Decreto Legislativo Nº 1013, publicado el 14 de mayo de 2008, al amparo de las competencias delegadas al Ejecutivo para la implementación de las exigencias del Tratado de Libre Comercio firmado con Estados Unidos de Norteamérica. El Decreto Legislativo Nº 1013 ha sido parcialmente modificado por el Decreto Legislativo Nº 1039 en lo que respecta a las facultades del Despacho Ministerial y del Viceministerio de Desarrollo Estratégico de los Recursos Naturales.

El MINAM ha asumido las funciones, bienes, recursos, personal y materiales del Consejo Nacional del Ambiente (CONAM), tras un proceso de transferencia que culminó el 31 de octubre de 2008. En ese sentido, mediante Resolución Ministerial Nº 054-2008-MINAM, publicada el 4 de noviembre de 2008, se declaró la desactivación y extinción del CONAM al haberse concluido el proceso de fusión.

El MINAM asumió también las funciones, bienes, recursos, personal y materiales de la Intendencia de Áreas Naturales Protegidas del INRENA, al incorporarse dentro del Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas del MINAM (SERNANP), creado por la Séptima Disposición, Complementaria y Final del Decreto Legislativo Nº 1013, cuyo Reglamento de Organización y Funciones ha sido aprobado mediante Decreto Supremo Nº 006-2008-MINAM. El texto se encuentra disponible en la página web del SERNANP.

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Asimismo, el MINAM asumirá parte de la gestión de los recursos hídricos. De acuerdo con el artículo 36° del Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio del Ambiente, corresponde al MINAM la elaboración de la política nacional del ambiente en materia de recursos hídricos en coordinación con el Viceministerio de Gestión Ambiental. También le serán transferidas al MINAM algunas competencias de la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA) del Ministerio de Salud.

Del igual modo, el MINAM asumirá competencias de evaluación, fiscalización, control y sanción ambiental en el ámbito de sus competencias, a través del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), creado por la Segunda Disposición Complementaria Final del Decreto Legislativo Nº 1013, y regulado mediante el Reglamento de Organización y Funciones del Organismo de Evaluación y Fiscalización -OEFA, aprobado por Decreto Supremo 001-2009-MINAM, publicado en Diario Oficial el Peruano el 07 de enero de 2009, cuyo texto se encuentra en la página web del MINAM.

El MINAM cuenta con dos vice ministerios: el Viceministerio de Recursos Naturales y el Viceministerio de Gestión Ambiental. Las funciones de ambos vice-ministerios están descritas en los artículos 11 y 12 del Decreto Legislativo Nº 1013. Dentro de ellas destaca el diseño de la política y estrategia nacional de gestión integrada de los recursos naturales y la supervisión de su implementación que deberá ser ejercida por el Viceministerio de Recursos Naturales. Por su parte el Viceministerio de Gestión Ambiental tiene como funciones: el diseño y coordinación del plan y la estrategia de gestión ambiental, su supervisión e implementación, y la elaboración de planes, aprobación de los lineamientos, metodologías, procesos y planes para la aplicación, de los estándares de calidad ambiental (ECA) y límites máximos permisibles (LMP), que deberán contar con la opinión del sector correspondientes y ser aplicados por las entidades públicas en el ámbito de sus competencias.

Asimismo, el Decreto Legislativo Nº 1039 ha realizado las siguientes modificaciones: (i) especifica que el MINAM es competente para evaluar las propuestas y proponer al Consejo de Ministros el establecimiento de un área natural protegida para su aprobación19; (ii) modifica el artículo 10 sobre las funciones del despacho ministerial agregando un literal que le otorga la función de diseñar la política y estrategia nacional de gestión integrada de las áreas naturales protegidas y supervisar su implementación; y, (iii) modifica el artículo 11 sobre las funciones del Viceministerio de Desarrollo Estratégico de los Recursos Naturales excluyendo el literal que le otorgaba competencia para

19 En concordancia con el artículo 3 de la Ley de Áreas Naturales Protegidas- Ley

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el diseño de la política y estrategia nacional en la gestión integrada de ANP`s.

(i) Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas del MINAM (SERNANP)

Como acabamos de señalar, el MINAM ha asumido las funciones, bienes, recursos, personal y materiales de la Intendencia de Áreas Naturales Protegidas del INRENA, al incorporarse dentro del Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas del MINAM (SERNANP).

De acuerdo al Reglamento de Organización y Funciones, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 006-2008-MINAM, el SERNANP es un organismo público técnico, especializado adscrito al MINAM, que ejerce competencia sobre las áreas naturales protegidas a nivel nacional, incluyendo las áreas naturales protegidas marinas y costeras. Conforme al artículo 3 de su Reglamento de Organización y Funciones, el SERNANP tiene, entre otras, las siguientes funciones generales:

Dirigir el Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado –SINANPE, en su calidad de ente rector de las Áreas Naturales Protegidas y asegurar su funcionamiento como un sistema unitario.

Aprobar las normas y establecer los criterios técnicos y administrativos, así como los procedimientos para el establecimiento y gestión de las Áreas Naturales Protegidas – ANP.

Aprobar los instrumentos de gestión y planificación de las Áreas Naturales Protegidas de administración nacional y de las áreas de conservación privada, como son el Plan Maestro, los planes específicos y otros establecidos en la ley.

Ejercer la potestad sancionadora en el ámbito de las Áreas Naturales Protegidas de administración nacional y en las áreas de conservación privada, aplicando las sanciones correspondientes de acuerdo al procedimiento que se apruebe para tal efecto.

Supervisar y monitorear las actividades que se realicen en las Áreas Naturales Protegidas de administración nacional y sus zonas de amortiguamiento, velando por el cumplimiento de la normativa, los planes aprobados y los contratos y convenios que se suscriban.

Otorgar derechos de uso y aprovechamiento a través de concesiones,

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autorizaciones y permisos u otros mecanismos para la realización de actividades inherentes a los objetivos y funciones de las Áreas Naturales Protegidas de administración nacional.

Aprobar los criterios técnicos aplicables para la emisión de opiniones previas vinculantes a la autorización de proyectos, obras o actividades orientadas al aprovechamiento de recursos naturales o habilitación de infraestructura en Áreas Naturales Protegidas y sus zonas de amortiguamiento.

Emitir opinión técnica de oficio y a pedido de parte en los temas de su competencia.

Asegurar la coordinación interinstitucional entre las entidades del gobierno nacional, los gobiernos regionales y los gobiernos locales que actúan, intervienen o participan, directa o indirectamente, en la gestión de las Áreas Naturales Protegidas.

Para el cumplimiento de sus funciones, el SERNANP cuenta con dos órganos de línea: (i) la Dirección de Desarrollo Estratégico, y (ii) la Dirección de Gestión de las Áreas Naturales Protegidas. Asimismo, cuenta con órganos desconcentrados a nivel nacional reconocidos como Jefaturas de Áreas Naturales Protegidas.

En ese sentido, el artículo 24 del Reglamento de Organización y Funciones del SERNANP señala que la Dirección de Desarrollo Estratégico es el órgano de línea encargado de proponer las políticas, planes, programas, proyectos y normas relacionadas con el desarrollo de las Áreas Naturales Protegidas de administración nacional, regional y local, así como brindar los instrumentos necesarios para medir el impacto de la gestión en las áreas naturales protegidas.

De acuerdo con el artículo 23 del Reglamento de Organización y Funciones del SERNANP, le corresponde a la Dirección General de Áreas Naturales Protegidas, entre otras funciones, la de emitir opinión técnica respecto de los estudios de impacto ambiental, los programas de adecuación y manejo ambiental y las declaraciones de impacto ambiental de actividades a desarrollarse en cada Área Natural Protegida de administración nacional y su zona de amortiguamiento, cuya aprobación u otorgamiento sea de competencia exclusiva del gobierno nacional o cuando dicha función no haya sido transferida por el sector respectivo.

De igual modo, le corresponde definir la compatibilidad de proyectos, obras o actividades que -de acuerdo con la categoría, zonificación y el Plan Maestro


del área y con el fin de no perjudicar el cumplimiento de los fines para los cuales se ha establecido el área- se desarrollen en zonas que abarquen más de un Área Natural Protegida de administración nacional o su zona de amortiguamiento, cuando el proyecto se refiera a actividades cuya aprobación u otorgamiento se de competencia exclusiva del Gobierno Nacional o cuando dicha función no haya sido transferida por el sector respectivo.

Por otro parte, las Jefaturas de Áreas Naturales Protegidas tienen como funciones principales:

Definir la compatibilidad de proyectos de obra o actividades que -de acuerdo con la categoría, zonificación y el Plan Maestro del área y con el fin de no perjudicar el cumplimiento de los fines para los cuales se ha establecido el área- se desarrollen en el Área Natural Protegida a su cargo o su zona de amortiguamiento, cuando su aprobación u otorgamiento sea función de competencia exclusiva del gobierno regional o municipal correspondiente, o cuando dicha función les haya sido transferidas a los mismos.

Emitir opinión técnica respecto de los estudios de impacto ambiental, los programas de adecuación y manejo ambiental y las declaraciones de impacto ambiental que involucran al Área Natural Protegida a su cargo y su zona de amortiguamiento, cuando su aprobación u otorgamiento sea función de competencia exclusiva del gobierno regional o municipal correspondiente, o cuando dicha función les haya sido transferidas a los mismos.

Mantener y actualizar el registro de las autorizaciones, permisos y demás documentos de carácter similar que suscribe, informando periódicamente a la Dirección de Gestión de Áreas Naturales Protegidas.

Por último, el Consejo Directivo del SERNANP es el encargado de establecer los mecanismos de fiscalización y control y las infracciones y sanciones administrativas, así como ejercer la potestad sancionadora en caso de incumplimiento, de acuerdo a los procedimientos que se aprueben para tal efecto. Asimismo, tiene la función de emitir opinión técnica en materias de su competencia de oficio o a pedido de parte.

(ii) Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA)

Como se ha mencionado líneas arriba, el MINAM asumirá competencias de evaluación, fiscalización, control y sanción ambiental, a través del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), cuyas funciones y competencias se encuentran establecidas en el Reglamento de Organización y Funciones del Organismo de Evaluación y Fiscalización -OEFA, aprobado por

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Decreto Supremo 001-2009-MINAM. La OEFA aun se encuentra en proceso de implementación.

De acuerdo con el artículo 2 del Reglamento de Organización y Funciones de la OEFA, este organismo asumirá competencias a nivel nacional sobre todas las entidades de la administración pública con competencias ambientales que ejercen funciones de supervisión, evaluación, fiscalización y sanción en materia ambiental, así como sobre cualquier actividad privada, pública o mixta que se encuentre bajo su ámbito de competencia. De esta manera, la OEFA, por un lado, será la entidad encargada de dirigir y supervisar la aplicación de un régimen común de fiscalización y control ambiental, supervisando que las entidades con competencias en fiscalización ambiental cumplan con las funciones de fiscalización establecidas en la legislación. Por otro lado, la OEFA se encargará de supervisar y fiscalizar directamente, o por delegación, el cumplimiento de las actividades correspondientes al sector Ambiente. Asimismo, le corresponde realizar el seguimiento y supervisión de la implementación de medidas establecidas en la Evaluación Ambiental Estratégica, y elaborar y aprobar el Plan Anual de Fiscalización y Supervisión Ambiental y los informes de resultados que se deriven de su implementación.

Para el cumplimiento de sus funciones, se han establecido tres órganos de línea de la OEFA: (i) la Dirección de Evaluación; (ii) la Dirección de Supervisión; y (iii) la Dirección de Fiscalización, Sanción y Aplicación de Incentivos. En ese sentido, corresponde a la Dirección de Evaluación, realizar las acciones de vigilancia y monitoreo de la calidad ambiental, así como absolver las consultas y emitir opinión técnica en el ámbito de su competencia. La Dirección de Supervisión es la encargada de dirigir, coordinar y ejecutar el proceso de seguimiento y verificación del cumplimiento de las normas y obligaciones establecidas en la regulación ambiental que sean de su competencia, tanto por parte de las personas naturales o jurídicas de derecho privado, como de las entidades públicas. Esta Dirección también se encarga de dirigir, coordinar y controlar el proceso de seguimiento y verificación del cumplimiento del Régimen Común de Fiscalización y Control Ambiental por parte de las entidades públicas con competencias de supervisión o fiscalización ambiental. Por último, la Dirección de Fiscalización, Sanción y Aplicación de Incentivos tiene como función fiscalizar las actividades bajo su competencia, con el fin de establecer indicios razonables de la comisión de infracciones administrativas sancionables; disponer la aplicación de sanciones cuando se acredite que en el desarrollo de las actividades bajo su competencia se ha incurrido en una infracción administrativa razonable; así como disponer del otorgamiento de incentivos en el ámbito de su competencia.


1.8.4 MINISTERIO DE AGRICULTURA - MINAG

El MINAG es el órgano rector del sector Agrario y el encargado de establecer la política agraria a nivel nacional, la cual es de obligatorio cumplimiento para todos los niveles de gobierno. De acuerdo con el artículo 4 del Decreto Legislativo 997 que aprueba la Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, el ámbito de competencia del MINAG comprende las tierras de uso agrícola, de pastoreo, las tierras forestales, las eriazas con aptitud agraria, los recursos forestales y su aprovechamiento, la flora y fauna silvestre, los recursos hídricos, la infraestructura agraria, los servicios y actividades vinculadas a la actividad agraria de sanidad, entre otras.

Asimismo, conforme al artículo 1° del Decreto Supremo Nº 030-2008-EM, que aprueba la fusión del INRENA e INADE en el Ministerio del Agricultura, publicado el 11 de diciembre de 2008, el MINAG ha asumido, directamente, competencias en asuntos ambientales como ente absorbente del Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA).

El INRENA fue creado mediante Decreto Ley Nº 25902, Ley Orgánica del Ministerio de Agricultura, derogada por el Decreto Legislativo Nº 997 del 13 de marzo de 2008. Conforme al Título V del Decreto Ley Nº 25902, el INRENA era un organismo público descentralizado adscrito al Ministerio de Agricultura. Tenía como objetivo el manejo y aprovechamiento racional e integral de los recursos naturales renovables y su entorno ecológico para lograr el desarrollo sostenible. El INRENA tenía por finalidad promover y apoyar el uso sostenible de los recursos naturales renovables, orientados a contribuir al desarrollo del sector agrario.

Contaba con Intendencias en materia de Recursos Hídricos, Áreas Naturales Protegidas, y Flora y Fauna Silvestre. Asimismo, estaba conformada por Unidades Operativas Regionales establecidas a nivel nacional como órganos desconcentrados.

Como se ha mencionado, actualmente, la Intendencia de Áreas Naturales Protegidas del INRENA ha sido absorbida por el SERNANP. Por otro lado, la Intendencia de Flora y Fauna Silvestre ha sido absorbida directamente por el Ministerio de Agricultura, a través de la Dirección General Forestal y de Fauna Silvestre, la cual tiene entre sus funciones20 proponer políticas, normas, planes, programas, estrategias y proyectos para la administración, control, gestión y promoción de la conservación y del aprovechamiento sostenible de los recursos forestales, de fauna silvestre y los recursos genéticos asociados en

20 Artículo 56 y 57 del Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura,

aprobado por Decreto Supremo Nº 031-2008-AG, publicado el 11 de diciembre de 2008.

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el ámbito de su competencia, en concordancia con la normativa ambiental y la política nacional del ambiente.

De igual manera, la Primera Disposición Complementaria Final del Decreto Legislativo 997, creó la Autoridad Nacional del Agua (ANA), adscrita al Ministerio de Agricultura, la cual absorbió a la Intendencia de Recursos Hídricos del INRENA. La ANA cuenta con un Reglamento de Organización y Funciones aprobado por Decreto Supremo Nº 039-2008-AG, publicado el 21 de diciembre de 2008.

(i) Autoridad Nacional del Agua (ANA)

La Primera Disposición Complementaria Final del Decreto Legislativo 997 crea la Autoridad Nacional del Agua como organismo público adscrito al Ministerio de Agricultura, la misma que mediante Decreto Supremo Nº 014-2008-AG, publicado el 20 de junio de 2008, debía absorber a la Intendencia de Recursos Hídricos del INRENA con excepción de las siguientes funciones: (i) supervisar, promover y evaluar la operación y mantenimiento de los sistemas de riego y drenaje en el ámbito nacional; y, (ii) brindar asistencia técnica a las entidades correspondientes en la administración del uso del agua, operación y mantenimiento de los sistemas de riego y drenaje.

En ese sentido, hasta la entrada en vigencia del Reglamento de Organización y Funciones, aprobado por Decreto Supremo Nº 039-2008-AG y publicado el 21 de diciembre de 2008, las Direcciones Regionales de Agricultura, a través de las Administraciones Técnicas de Distrito de Riego (ATDR) han sido las entidades de agua competentes a nivel de cada región. Los distritos de riego fueron definidos por el artículo 113 del Reglamento de la Ley de Promoción de las Inversiones en el Sector Agrario, Decreto Supremo 0048-91-AG, como los espacios geográficos continuos integrados por una o más cuencas, subcuencas o parte de éstas.

En ese sentido, el artículo 9° del Decreto Legislativo Nº 1081 que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos, publicado el 28 de junio de 2008, señala que la ANA es el ente rector del sistema y tiene entre sus funciones formular la Política y Estrategia Nacional de Recursos Hídricos así como el Plan Nacional de Recursos Hídricos; dictar las normas y establecer los procedimientos para asegurar la gestión integrada, multisectorial y sostenible de los recursos hídricos, su conservación, incremento, así como su aprovechamiento eficiente; supervisar y evaluar las actividades, impacto y cumplimiento de los objetivos del Sistema Nacional de Recursos Hídricos; emitir opinión técnica vinculante respecto a la disponibilidad de los recursos hídricos para la viabilidad de proyectos de infraestructura hidráulica que


involucren la utilización de recursos hídricos; ejercer jurisdicción administrativa en materia de aguas, desarrollando acciones de administración, fiscalización, control y vigilancia, para asegurar la conservación de las fuentes naturales de agua, los bienes naturales asociados a éstas y de la infraestructura hidráulica pública, ejerciendo para tal efecto la facultad sancionadora y coactiva; otorgar derechos de uso de agua y mantener actualizado el Registro Administrativo de Derechos de Uso de Agua, entre otras.

Por otro lado, el Decreto Supremo Nº 021-2008-AG, publicado el 25 de setiembre de 2008, Reglamenta el Decreto Legislativo 1081 y establece las funciones de los consejos de cuenca que se crean a iniciativa de los gobiernos regionales del ámbito de la respectiva cuenca; las funciones de los operadores de infraestructura hidráulica; y de las organizaciones e usuarios de agua.

A partir de la vigencia del Decreto Supremo Nº 039-2008-AG, los órganos desconcentrados de la ANA son las Autoridades Administrativas del Agua, las cuales se encuentran integradas por las Autoridades Locales del Agua. Conforme al artículo 32, las Autoridades Administrativas del Agua son las encargadas de la gestión de los recursos hídricos dentro del ámbito de sus competencias, las cuales son determinadas de acuerdo a la agrupación de unidades hidrográficas indivisas y contiguas, según metodologías aprobadas por el Ministerio de Agricultura. Tienen dentro de sus funciones el otorgar, modificar, terminar, declarar la caducidad y revocar licencias de usos de agua y supervisar el otorgamiento de y autorizaciones de uso de agua.

Las Autoridades Administrativas del Agua cuentan con Administraciones Locales de Aguas. El reglamento, Decreto Supremo Nº 039-2008-AG, establece en el artículo 37 que las Administraciones Locales de Agua son unidades orgánicas de las Autoridades Administrativas del Agua que administran las aguas de uso agrario y no agrario en sus respectivos ámbitos territoriales, sobre la base de la agrupación de unidades hidrográficas indivisas. En ese sentido, tienen la función de otorgar permisos y autorizaciones de uso de agua, dando cuenta al Director de la Autoridad Administrativa del Agua y resolver en primera instancia administrativa las cuestiones y reclamos por el uso de agua, entre otras. Las Autoridades Administrativas Locales trabajan conjunta y coordinadamente con la Autoridad Administrativa del Agua.

Cabe señalar que la Sétima Disposición Complementaria del Decreto Legislativo 1081 establece que las Autoridades Administrativas del Agua resuelven en Primera Instancia administrativa los asuntos de competencia de la Autoridad Nacional del Agua. Por otro lado, señala que las ATDR forman parte de la estructura orgánica de la Autoridad Nacional del Agua y que toda referencia a dichas administraciones se deberá entender como Administraciones Locales de Agua. En este mismo sentido, la Primera Disposición Complementaria Final del Decreto Supremo Nº 039-2008-AG

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incorporó a las ATDR en la estructura orgánica de la ANA, dándoles la denominación de Administraciones Locales de Agua.

1.8.5 MINISTERIO DE SALUD - MINSA

El Ministerio de Salud es el ente rector del sector Salud. Entre sus órganos de línea se incluye la Dirección General de Salud Ambiental.

(i) Dirección General de Salud Ambiental – DIGESA

Es el órgano de línea del Ministerio de Salud encargado de las tareas de protección del ambiente, saneamiento, higiene alimentaria y salud ocupacional. DIGESA fue creada mediante Decreto Legislativo Nº 584, el cual fue derogado y reemplazado por la Ley del Ministerio de Salud, Ley Nº 27657, la cual establece a DIGESA como el órgano técnico-normativo en los aspectos relacionados al saneamiento básico, salud ocupacional, higiene alimentaria, zoonosis y protección del ambiente. DIGESA tiene como principal función proponer a la alta dirección la política nacional y normas pertinentes en relación a la protección de la salud de la población en riesgo, a causa de alteraciones ambientales y ocupacionales. Adicionalmente, la Ley Nº 27657 creó el Centro Nacional de Salud Ocupacional y Protección del Ambiente para la Salud21 encargado de formular y proponer políticas y normas orientadas a la protección del ambiente para la salud.

El Centro Nacional de Salud Ocupacional y Protección del Ambiente para la Salud, es el órgano de línea del Ministerio de Salud encargado de normar, supervisar, controlar, evaluar y concertar con los gobiernos regionales, locales y demás componentes del Sistema Nacional de Salud, así como con otros sectores, los aspectos de protección del ambiente, saneamiento básico, entre otros.

Por otro lado, el artículo 57º del Decreto Supremo Nº 261-69-AP que aprobó el Reglamento de los Títulos I, II y III de la Ley General de Aguas, modificado por la Tercera Disposición Complementaria del Decreto Supremo Nº 020-2008-PRODUCE, Reglamento del Decreto Legislativo Nº 1032 que declara de interés nacional a la actividad acuícola, publicado el 06 diciembre 2008 dispone que ningún vertimiento de residuos sólidos, líquidos o gaseosos podrá ser efectuado en las aguas marítimas o terrestres del país, sin la previa aprobación de la Autoridad Sanitaria; salvo para el caso de actividades de

21 Tercera Disposición Complementaria de la Ley 27657


acuicultura que generan efluentes provenientes del mismo ambiente marino o continental, previamente tratados por sistemas hidráulicos, conforme a sus Estudios de Impacto Ambiental.

El Reglamento de los Títulos I, II y III de la Ley General de Aguas, indica que le corresponde a la Dirección de Saneamiento Ambiental del Ministerio de Salud, como autoridad sanitaria, las siguientes funciones22:

Vigilar el estricto cumplimiento de las disposiciones generales referentes a cualquier vertimiento de residuos sólidos, líquidos o gaseosos, que puedan contaminar las aguas del país.

Llevar un registro oficial de los vertimientos de residuos a las aguas marítimas o terrestres del país.

Practicar las visitas de inspección ocular correspondientes, previo el informe relativo al vertimiento de los residuos a las aguas terrestres o marítimas, e inspección periódicas para comprobar el cumplimiento de las disposiciones reglamentarias correspondientes.

Verificar la calidad de los residuos materia de vertimiento a las aguas terrestres o marítimas.

1.8.6 MINISTERIO DE TRANSPORTES Y COMUNICACIONES

(i) Dirección General de Transporte Acuático – DGTA

Como lo establece el Reglamento de Organizaciones y Funciones del Ministerio de Transportes y Comunicaciones – Decreto Supremo Nº 021-2007-MTC, publicado el 6 de julio de 2007, la DGTA es un órgano de línea eminentemente técnico encargado de proponer la política relativa al transporte en las vías marítimas, fluviales y lacustre; con excepción de las que la Ley reserva al Ministerio de Defensa, así como lo relacionado a la Infraestructura Portuaria y vías navegables. Es la autoridad competente para promover, regular y administrar el desarrollo de las actividades de transporte acuático y servicios conexos, transporte multimodal, así como de las vías navegables. La Dirección está conformada por dos unidades orgánicas: la

22 Artículos del 69 al 80 del D.S. 261-69-AP.

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Dirección de Actividad Naviera y la Dirección de Infraestructura e Hidrovías.

La Dirección de Actividad Naviera se encarga de promover y administrar las actividades empresariales en el ámbito naviero y multimodal, las regula y otorga las licencias y permisos de operación. Asimismo, fiscaliza la prestación de servicios de transporte acuático y transporte multimodal e impone sanciones por el incumplimiento a la normativa vinculada al transporte acuático en el ámbito de su competencia.

La Dirección de Infraestructura e Hidrovías se encarga de promover y ejecutar acciones orientadas a impulsar y fortalecer el desarrollo y modernización de las vías navegables en el país.

1.8.7 MINISTERIO DE DEFENSA

(i) Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú – DICAPI

La DICAPI, del sector defensa, es la autoridad marítima nacional, cuenta para el ejercicio de sus funciones con los Distritos de Capitanías, Capitanías de Puerto, Puestos de Control de Capitanías y Unidades Guardacostas. Siendo la autoridad marítima nacional, regula los aspectos ambientales de las actividades que se desarrollan en dicho medio.

Depende de la Comandancia General de la Marina de Guerra del Perú y está regulada según lo dispuesto por la Ley Nº 26620 y su Reglamento Decreto Supremo Nº 028-DE/MGP, modificado por el Decreto Supremo Nº 024-2007-DE-MGP. Son funciones de DICAPI23, como Autoridad Marítima Nacional:

Velar por la seguridad de la vida humana en el mar, ríos y lagos navegables.

Controlar el tráfico acuático en las aguas de soberanía y jurisdicción nacionales.

Ejercer control y vigilancia para prevenir y combatir los efectos de la contaminación del mar, ríos y lagos navegables, y en general todo aquello que ocasione daño ecológico en el ámbito de su competencia con sujeción a las normas nacionales y convenios internacionales sobre la materia, sin perjuicio de las funciones que

23 Artículo 6 de la Ley 26620.


les corresponden ejercer a otros sectores de la Administración Pública, de conformidad con la legislación vigente sobre la materia.

Administrar y operar las estaciones de radio costeras, con sujeción a la normativa vigente sobre la materia.

Coordinar con la Autoridad Portuaria Nacional en los casos que se requieran condiciones especiales de seguridad para los permisos de navegación que otorga dicha autoridad, y que sean establecidos en el reglamento de la Ley del Sistema Portuario.

El Reglamento especifica como funciones24 relevantes para el presente Proyecto:

Otorgar el derecho de uso de áreas acuáticas dentro del dominio marítimo, incluida la franja ribereña; y en las márgenes de los ríos y lagos navegables, hasta la más alta crecida ordinaria, según las normas establecidas para tal efecto.

Autorizar la instalación o construcción de obras temporales o permanentes en las áreas acuáticas, a excepción de puertos, terminales y otras instalaciones acuáticas de uso comercial, así como efectuar las inspecciones de seguridad requeridas, sin perjuicio del cumplimiento de las normas emanadas de otros Sectores u organismos de la Administración Pública.

Supervisar el desempeño del personal embarcado y controlar las naves, artefactos navales e instalaciones acuáticas.

En el ámbito de su competencia y jurisdicción, velar por el cumplimiento de las disposiciones emitidas por los sectores de la Administración Pública, sancionando a los infractores.

De acuerdo al artículo 7 de la Ley, la DICAPI tiene competencia para sancionar e imponer multas ante la contravención de las normas vigentes en materia marítima; sin perjuicio de las aplicables por otros sectores de la Administración Pública. Además, DICAPI está encargada de coordinar y controlar la ejecución de las actividades correspondientes al Plan Nacional de Contingencia para los casos de contaminación acuática por acción de

24 Establecidas en la Sección V A-010501 del D.S. 028-DE-MGP.

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sustancias nocivas.

Para el presente Proyecto ubicado en el área marina comprendida entre las provincias de Lima e Ica, corresponde a la jurisdicción de la Capitanía II que abarca desde el límite provincial entre Chancay y Huaral por el Norte, hasta el límite provincial entre Ica y Nazca por el sur.

1.8.8 DEFENSORÍA DEL PUEBLO

Conforme al Capítulo XI de la Constitución Política del Perú, a la Defensoría del Pueblo, cuyo titular es el Defensor del Pueblo, le corresponde: Defender los derechos constitucionales y fundamentales de la persona y de la comunidad; supervisar el cumplimiento de los deberes de la administración pública; y supervisar la adecuada prestación de los servicios públicos. En este sentido, conforme lo establece el Artículo 9º de la Ley Orgánica de la Defensoría del Pueblo, Ley Nº 26520, el Defensor del Pueblo está facultado, en el ejercicio de sus funciones, para:

Iniciar y proseguir, de oficio o a petición de parte, cualquier investigación conducente al esclarecimiento de los actos y resoluciones de la Administración Pública y sus agentes que, implicando el ejercicio ilegítimo defectuoso, irregular, moroso, abusivo o excesivo, arbitrario o negligente de sus funciones, afecte la vigencia plena de los derechos constitucionales y fundamentales de la persona y de la comunidad.

Ejercitar ante el Tribunal Constitucional la acción de inconstitucionalidad contra las rango de ley a que se refiere el inciso 4) del Artículo 200° de la Constitución Política, asimismo, para interponer la Acción de Habeas Corpus, Acción de Amparo, Acción de Habeas Data, Acción Popular y Acción de Cumplimiento, en tutela de los derechos constitucionales y fundamentales de la persona y de la comunidad. Asimismo, está capacitado o facultado para intervenir en los procesos de Habeas Corpus para coadyuvar a la defensa del perjudicado.

Iniciar o participar, de oficio o a petición de parte, en cualquier procedimiento administrativo en representación de una persona o grupo de personas para la defensa de los derechos constitucionales y fundamentales de la persona y de la comunidad.

Ejercer el derecho de iniciativa legislativa conforme al Artículo 162° de la Constitución.


Asimismo, el Artículo 26º de la Ley Nº 26520 establece que el Defensor del Pueblo, con ocasión de sus investigaciones, puede formular a las autoridades, funcionarios y servidores de la administración pública advertencias, recomendaciones, recordatorios de sus deberes legales y sugerencias para la adopción de nuevas medidas.

1.8.9 GOBIERNOS REGIONALES

El inciso 7 del artículo 192º de la Constitución Política del Perú, modificada por la Ley de Reforma Constitucional del Capítulo XIV del Título IV sobre Descentralización, Ley Nº 27680, estipula que los gobiernos regionales promueven el desarrollo y la economía regional, fomentan las inversiones, actividades y servicios públicos de su responsabilidad, en armonía con las políticas y planes nacionales y locales de desarrollo. En este contexto, son competentes para promover y regular actividades y/o servicios en materia, entre otros, de medio ambiente, conforme a ley. Por otro lado, el artículo 191º establece que los gobiernos regionales tienen autonomía política, económica y administrativa en los asuntos de su competencia.

La Ley Orgánica de Gobiernos Regionales - Ley Nº 27867 (modificada por Ley Nº 27902 y por la Ley Nº 29053), establece que los gobiernos regionales, a través de sus órganos de gobierno, dictan las normas pertinentes mediante Ordenanzas Regionales las mismas que, norman asuntos de carácter general, la organización y la administración del Gobierno Regional y reglamentan materias de su competencia.

La Ley Nº 27783, Ley de Bases de la Descentralización, distingue entre competencias exclusivas (Artículo 13º, numeral 13.1), cuyo ejercicio corresponde de manera exclusiva y excluyente a cada nivel de gobierno, conforme a la Constitución y a la ley; competencias compartidas (numeral 13.2), en las que intervienen dos o más niveles de gobierno (central, regional o local), que comparten fases sucesivas de los procesos implicados, encargándose la ley de indicar la función específica y responsabilidad que corresponde a cada nivel, y competencias delegadas (numeral 13.3), aquellas que un nivel de gobierno delega a otro de distinto nivel, de mutuo acuerdo, manteniendo la entidad que delega la titularidad de la competencia.

En tal contexto, el artículo 45º de la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales, señala que las funciones de definir, dirigir, normar y gestionar las políticas sectoriales, como la correspondiente al sector hidrocarburos, es competencia exclusiva del Gobierno Nacional, y las políticas y funciones de los Gobiernos Regionales deben concordar con tales políticas sectoriales.

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Siguiendo lo dispuesto por la Ley de Bases de la Descentralización y la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales, se han venido aprobando desde el 2004 Planes Anuales de Transferencia de Competencias Sectoriales a los Gobiernos Regionales y Locales.

Cabe mencionar que mediante Resolución Ministerial Nº 121-2008-MEM-DM, publicada el 10 de marzo del 2008, se declara que, entre otros, el Gobierno Regional de Ica ha sido acreditado para el proceso de transferencia de funciones sectoriales en materia de Energía y Minas. De esta manera deberá dictar las disposiciones necesarias a fin de adecuar sus instrumentos institucionales de gestión en virtud de la transferencia de las funciones sectoriales referidas. Asimismo, deberá establecer en el correspondiente Texto Único de Procedimientos Administrativos, los procedimientos directamente relacionados con las funciones sectoriales que le compete ejercer.

1.8.10 GOBIERNOS LOCALES

Conforme a la Ley Nº 27972, Ley Orgánica de Municipalidades, los gobiernos locales son entidades básicas de la organización territorial del Estado y canales inmediatos de participación vecinal en los asuntos públicos, que institucionalizan y gestionan con autonomía los intereses propios de las correspondientes colectividades; siendo elementos esenciales del gobierno local, el territorio, la población y la organización.

De acuerdo al artículo 194 de la Constitución Política del Perú de 1993 (modificado por el artículo único de la Ley Nº 27680), las municipalidades provinciales y distritales tienen autonomía política, económica y administrativa en los asuntos de su competencia. Adicionalmente, el artículo 195.8 (modificado por el artículo único de la Ley Nº 27680) establece que los gobiernos locales son competentes para desarrollar y regular actividades y/o servicios en materia de educación, salud, vivienda, saneamiento, medio ambiente, sustentabilidad de los recursos naturales, transporte colectivo, circulación y tránsito, turismo, conservación de monumentos arqueológicos e históricos, cultura, recreación y deporte, conforme a ley. Los gobiernos locales no cuentan con competencias específicas en materia de hidrocarburos.

Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto Perforación de Exploratoria, y Sísmica 2D y 3D, Lote Z-33 Capítulo 2: Descripción de Proyecto

Marzo 2010

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CAPÍTULO 2

SAVIA PERÚ

Estudio de Impacto Ambiental y Social del Proyecto Perforación Exploratoria, y Sísmica 2D y 3D, Lote Z-33

Descripción de Proyecto

Marzo 2010

Ref. PET_08_751

Por cuenta de ERM Perú S.A.

Aprobado por: ___Francisco Pinilla García___

Firma: _________________________________

Cargo: ________Gerente General____________

Fecha: __________17-03-2010______________

Este documento ha sido elaborado por ERM Perú con la debida competencia, diligencia y cuidado con arreglo a los términos del contrato estipulado con el Cliente y nuestras condiciones generales de suministro, utilizando los recursos concertados.

ERM Perú declina toda responsabilidad ante el cliente o terceros por cualquier cuestión que no esté relacionada con lo anteriormente expuesto.

Este documento tiene carácter reservado para el Cliente. ERM Perú no asume ninguna responsabilidad ante terceros que lleguen a conocer este informe o parte de él.

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SAVIA PERÚ S.A. 1 PET_08_751

TABLA DE CONTENIDO

LISTA DE TABLAS................................................................................................................... 2 1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO.................................................................. 4

1.1 PROSPECCIÓN SÍSMICA .......................................................................................... 4 1.1.1 Diseño del Programa Sísmico............................................................................... 4 1.1.2 Embarcación (R/V Gulf Supplier) ......................................................................... 7 1.1.3 Tratamiento de Aguas Servidas .......................................................................... 10 1.1.4 Límites de Calidad de Aguas para el Vertido al Mar ......................................... 10 1.1.5 Producción de Residuos...................................................................................... 11 1.1.6 Compactador de Desechos.................................................................................. 12 1.1.7 Emisiones Gaseosas............................................................................................ 12 1.1.8 Combustible ........................................................................................................ 13 1.1.9 Agua de Lastre .................................................................................................... 13 1.1.10 Seguro Ambiental Internacional y Seguro de Riesgo de Accidentes................... 13 1.1.11 Embarcaciones Auxiliares .................................................................................. 13 1.1.12 Equipamiento Sísmico......................................................................................... 14 1.1.13 Arreglo Sísmico del R/V Gulf Supplier ............................................................... 16 1.1.14 Adquisición Sísmica 2D ...................................................................................... 22 1.1.15 Adquisición Sísmica 3D ...................................................................................... 23 1.1.16 Procesamiento de Datos ..................................................................................... 24

1.2 PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS........................................................... 25 1.2.1 Generalidades ..................................................................................................... 25 1.2.2 Plataforma .......................................................................................................... 26 1.2.3 Ubicación de los Pozos a Perforar ..................................................................... 32 1.2.4 Equipo de Perforación-Características .............................................................. 34 1.2.5 Equipamiento Básico .......................................................................................... 36 1.2.6 Equipamiento Auxiliar ........................................................................................ 38 1.2.7 Embarcaciones a Emplear .................................................................................. 38 1.2.8 Actividades de la Perforación Exploratoria ....................................................... 40 1.2.9 Planeamiento y Preparación – Etapa I............................................................... 40 1.2.10 Diseño Básico del Sistema de Tratamiento de Agua para la Prueba de

Producción.......................................................................................................... 59 1.2.11 Punto de Fiscalización........................................................................................ 63 1.2.12 Abandono de Pozos – Etapa III .......................................................................... 65

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1 Limites de Prospección Sísmica 2D (WGS84 Zona 18)................................. 5

Tabla 2 Límites de las Zonas de Prospección Sísmica 3D.................................................. 6

Tabla 3 Parámetros y Referencias .................................................................................... 11

Tabla 4 Emisiones Gaseosas Estimadas de un Buque Sísmico......................................... 12

Tabla 5 Geometría del Arreglo de Cámaras de Aire y Contribución de Cada Cámara .... 18

Tabla 6 Coordenadas de los Vértices de las Áreas de Perforación.................................... 32

Tabla 7 Coordenadas de la Ubicación de las Plataformas en las Áreas Seleccionadas para Perforación .......................................................................................................... 33

Tabla 8 Características del Equipo de Perforación........................................................... 34



Tabla 11 Sistema de Fluido de Perforación con Pozos a Más de 500 m de Distancia a Tierra .................................................................................................................. 50

Tabla 12 Composición de los Lodos Sistema FLO-DRILL................................................. 51

Tabla 13 Programa de Fluido Perforación (Intervalo: 0’ – 1500’) .................................... 52

Tabla 14 Programa de Fluido Perforación (Intervalo: 1500’ – 8000’) ............................... 52

Tabla 15 Ubicación de Pits de Lodos y Cortes Finos.......................................................... 53

Tabla 16 Estimación de Volúmenes y Pesos de Lodo Generado y Descartado Durante la Perforación. ......................................................................................................... 53

Tabla 17 Cortes de Perforación .......................................................................................... 54

Tabla 18 Personal Requerido para el Proyecto de Perforación........................................... 66

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 Buque para Relevamiento Sísmico R/V Gulf Supplier.......................................... 9

Figura 2 Cable Sísmico del R/V Gulf Supplier.................................................................. 15

Figura 3 Características de las Cámaras de Aire del R/V Gulf Supplier........................... 16

Figura 4 Vista Longitudinal del Arreglo Sísmico del R/V Gulf Supplier ......................... 17

Figura 5 Vista Transversal del Arreglo Sísmico del R/V Gulf Supplier ........................... 17

Figura 6 Geometría del Arreglo de Cámaras de Aire (Vista Aérea) .................................. 19


Figura 7 Intensidad Acústica (en el Campo Lejano) en Función del Tiempo .................... 20

Figura 8 Intensidad Acústica (en el Campo Lejano) en Función de la Frecuencia............ 20

Figura 9 Intensidad Acústica en Gráfico Ángulo-Frecuencia (Dirección 0º con Respecto a la Dirección del Buque Sísmico) ......................................................................... 21

Figura 10 Intensidad Acústica en Gráfico Ángulo-Frecuencia (Dirección 90º con Respecto a la Dirección del Buque Sísmico) ......................................................................... 21

Figura 11 Proceso de Adquisición Sísmica 2D .............................................................. 23

Figura 12 Esquema del Hincado de Tubos Pilotes en Patas del Jacket ................................ 42

Figura 13 Esquema del Hincado Exterior de Tubos Pilotes................................................. 43

Figura 14 Instalación de Mesa Inferior ............................................................................... 44

Figura 15 Instalación de Mesa Superior.............................................................................. 45

Figura 16 Jackup Rig ........................................................................................................... 46

Figura 17 Plataforma Semisumergible ................................................................................ 47

Figura 18 Barco Perforador ................................................................................................. 48

LISTA DE ANEXOS

Anexo 2A1 Zonas de Prospección Sísmica

Anexo 2A2 Mapa de Ruta Propuesta-Sísmica Marina 2D

Anexo 2A3 Mapa de Ruta Propuesta-Sísmica Marina 3D

Anexo 2A4 Plano B19-972, Diagrama de Procesos de Perforación para Estudios Geotécnicos de Suelo Marino

Anexo 2A5 Mapa de Áreas de Proyectos y Plataformas Propuestas

Anexo 2A6 Plano C-1324, Flujo de Procesos de Lodos y Cortes de Perforación

Anexo 2A7 Plano C-1325, Proceso de Lavado de Cortes

Anexo 2A8 Plano E-1732-2, Barcaza Típica para Prueba de Pozo

Anexo 2A9 Plano B19-1048, Sistema de Tratamiento de Agua Producida

Anexo 2A10 Diagrama A19-562, Separación Gravimétrica Petróleo/Agua Producida

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1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

1.1 PROSPECCIÓN SÍSMICA

Los trabajos de prospección sísmica costa afuera (Offshore), proporcionan información sobre las características generales de las estructuras geológicas del subsuelo. La obtención de una llamada fotografía del subsuelo, se logra a partir de la generación de ondas sonoras que se transmiten hacia el fondo marino mediante descargas de aire comprimido a alta presión (con cámaras de aire).

El periodo transcurrido entre el inicio de la onda y el registro de la misma en el recorrido de retorno a la superficie, se utiliza para determinar la profundidad de las diferentes formaciones geológicas encontradas en su recorrido. Gracias al uso reciente de superordenadores para generar imágenes tridimensionales, la evaluación de los resultados de las pruebas sísmicas ha mejorado notablemente.

El Proyecto contempla la realización de sísmica 2D (bidimensional) y 3D (tridimensional), siendo en principio, el mismo método de adquisición. La sísmica 3D y 2D se diferencian principalmente en la cantidad de cables de registro sísmico así como el área que cubren. Cabe indicar que la sísmica 3D se realiza posterior a la sísmica 2D, lográndose con el primero, conocer las estructuras en el subsuelo con potencial de entrampamiento de hidrocarburos.

La adquisición de la sísmica 2D/3D se realizará con la embarcación de sísmica marina R/V Gulf Supplier, la misma que viene siendo utilizada por SAVIA para realizar los relevamientos sísmicos 2D y 3D de otros proyectos. Esta embarcación está equipada con equipos de adquisición sísmica de última generación; así mismo, estará implementado con un sistema de navegación, grabación y control de calidad abordo. Además, la embarcación cumple con los reglamentos de seguridad, así como los reglamentos de la International Association of Geophysical Contractors (IAGC) referidos a la protección del ambiente.

1.1.1 DISEÑO DEL PROGRAMA SÍSMICO

La descripción sobre la prospección sísmica que a continuación se detalla, ha sido estructurada sobre la base de la información alcanzada a ERM Perú S.A. por parte de SAVIA.

El programa de prospección sísmica se ha diseñado en base a los siguientes criterios:


Resultados obtenidos de una interpretación geológica preliminar del área que muestra zonas con mayores posibilidades de entrampar hidrocarburos.

Orientación de las fallas geológicas en el subsuelo.

Otros estudios geofísicos en la región.

Se proyecta realizar 997 Km. de líneas sísmicas 2D, con 25 m de distancia entre descargas de aire comprimido, haciendo ello un total de 40 120 emisiones de aire aproximadamente. Para el relevamiento 3D se harán un total de 1475 Km2 de sísmica que generará unas 800 000 descargas de aire comprimido.

La frecuencia de descargas de aire será de 6.5 seg. para el 3D y de 12 seg. para el 2D, con el barco viajando a una velocidad de 4 nudos. Las coordenadas de los límites de las zonas de prospección sísmica se presentan en la Tabla 1 y Tabla 2. Las zonas de prospección sísmica se presentan en el Anexo 2A1, Zonas de Prospección Sísmica.

Tabla 1 Limites de Prospección Sísmica 2D (WGS84 Zona 18)

Línea mE (A) mN (A) mE (B) mN (B)

PET2009-Z33-01 271709.45 8589688.69 306493.72 8608317.86

PET2009-Z33-02 272102.68 8583151.28 308558.16 8602894.59

PET2009-Z33-03 299890.77 8524036.05 343522.67 8547138.18

PET2009-Z33-04 301414.53 8512304.75 347880.94 8537405.79

PET2009-Z33-05 299890.77 8506373.57 351845.99 8533833.97

PET2009-Z33-06 310073.54 8501416.40 355889.60 8525831.05

PET2009-Z33-07 314630.45 8498810.69 358106.31 8521088.91

PET2009-Z33-08 319782.83 8498736.38 359154.55 8518830.11

PET2009-Z33-09 326408.26 8498405.55 361383.26 8515904.87

PET2009-Z33-10 334365.94 8498490.66 363477.89 8513337.42

PET2009-Z33-11 344905.25 8498429.19 366527.62 8509739.21

PET2009-Z33-12 309020.55 8535413.07 329727.94 8498378.20

PET2009-Z33-13 259783.10 8644502.89 340130.23 8498605.85

PET2009-Z33-14 321639.69 8541666.51 345908.32 8498432.39

PET2009-Z33-15 266640.35 8644593.11 312498.22 8567930.25

PET2009-Z33-16 326443.29 8544180.31 352027.90 8498352.64

PET2009-Z33-17 330889.48 8546614.13 359175.64 8498605.85

PET2009-Z33-18 336198.80 8550824.69 366280.72 8501441.84

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Tabla 2 Límites de las Zonas de Prospección Sísmica 3D

Coordenadas (WGS84 Zona 18) Área de Prospección

Sísmica Vértice

mE mN

A 342593.3 8508626.2

B 360477.3 8518125.4

C 365582.7 8509202.4

D 362092.7 8507144.9

E 364279.7 8503708.3

F 354149.3 8498403.9

Área 1

280 Km2

G 348440.1 8498403.9

A 315398.5 8519701.5

B 331382.8 8527880.4

C 344371.1 8505539.8

D 333551.9 8500054.6

E 329800.4 8507024.4

Área 2

420 Km2

F 323844.0 8504392.9

A 339527.4 8532828.0

B 346929.4 8536909.2

C 355371.1 8521575.7

Área 3

146 Km2

D 347969.0 8517494.5

A 323724.4 8540104.0

B 336151.1 8547183.6

C 341401.1 8538968.6

Área 4

137 Km2

D 328553.4 8531785.8

A 281807.9 8586225.4

B 294716.6 8592572.6

C 298008.6 8586675.4

D 308958.0 8592603.3

E 314505.5 8582553.0

F 303707.8 8576701.0

G 306108.9 8572052.6

Área 5

492 Km2

H 292605.6 8564851.4 Fuente: SAVIA PERU S.A.


El personal del R/V “Gulf Supplier” y del barco auxiliar, se embarcarán desde el Puerto del Callao u otro debidamente autorizado. Las condiciones oceanográficas influirán en las propuestas de las rutas que se adopten para el desarrollo de las actividades.

El registro sísmico se realizará con una orientación N-S y E-O. La embarcación auxiliar seguirá la misma ruta propuesta, navegando casi siempre delante del R/V “Gulf Supplier” informando de la presencia de embarcaciones comerciales y/o pesqueras. Cabe indicar, que en algunas circunstancias es posible la modificación de la ruta, con la finalidad de prevenir y alertar a naves que puedan interrumpir con las operaciones del Proyecto.

• Recursos Humanos a Bordo

El número de marineros (incluyendo capitán y oficiales) se estima en 12 personas, los cuales realizarán trabajos de mantenimiento y se aseguraran del buen funcionamiento de la embarcación R/V “Gulf Supplier” (tripulación marina). Con respecto al personal calificado (profesionales y técnicos) se estima requerirse 18 personas. Ambos grupos trabajarán en turnos rotativos de 12 horas las 24 horas del día. Asimismo, se empleará personal especialista para realizar la supervisión sísmica y la supervisión ambiental.

1.1.2 EMBARCACIÓN (R/V GULF SUPPLIER)

El trabajo de prospección sísmica marina 2D/3D se realizará con el empleo de la embarcación R/V Gulf Supplier, embarcación científica de 454 TRB y bandera Panameña, que se encuentra equipada con equipos digitales de adquisición de datos sísmicos de última generación, que permiten adquirir datos sísmicos 2D/3D para profundidades de agua mayores a 25 m. Esta embarcación dispone de un sistema de navegación, grabación, control de calidad abordo con capacidad de realizar sísmica 2D/3D. El barco tiene capacidad para almacenar 104 887 galones de combustible.

El relevamiento de información se realizará en tiempo real, considerando que la prospección sísmica utiliza un sistema satelital de información de posicionamiento. La generación de las ondas acústicas (fuente acústica) la realizan cámaras de aire (air guns) debidamente sincronizados con el sistema de posicionamiento. Los equipos usados para la captura o registro de las ondas sísmicas son hidrófonos, que se encuentran ubicados de manera equidistante a lo largo del cable sísmico (streamer). Tanto las cámaras de aire como el cable sísmico son jalados por la embarcación.

La embarcación R/V Gulf Supplier cumple cabalmente los reglamentos de seguridad, así como los reglamentos de la International Association of

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Geophysical Contractors (IAGC) referidos a la protección del ambiente; también cuenta una certificación IMO/SOLAS/ABS referente a Salud, Seguridad y Ambiente - Health, Safety and Enviromental (HSE) y con un Plan de Emergencia para el Manejo de Derrames de Petróleo - Safety Oil Pollution Emergency Plan (SOPEP).

Esta implementada con un sistema de tratamiento de aguas servidas, separador de aceites en agua, sistema de producción de agua potable y un compactador de desechos de acuerdo a las normas y reglamentos nacionales e internacionales que regulan tal actividad.

Posee una autonomía de crucero de 45 días. La embarcación mantendrá una velocidad de 7.44 Km./h (4 nudos) durante la adquisición sísmica 2D/3D. El R/V Gulf Supplier posee una eslora de 50.81 m, manga 11.88 m y calado 4.27 m. (Figura 1). A continuación se muestra las especificaciones técnicas del R/V Gulf Supplier:

• Comunicaciones

Inmarsat B.

02 Radios VHF.

Sailor RT 2448.

Yaesu VXM100.

SSB Kenwood TKM-707.

• Equipo del Puente de Mando

Radar ARPA Kelvin Hughs

Furuno ARPA Radar MV 201CR

GYRO ROBERTSON RGC10

Furuno Color Video Sounder FCV-667

Weather Fax 207

• Propulsión y Potencia

Impulsador de Proa Murray & Tregurtha. Modelo BT-30

Hélices de cuatro aspas fijas

2 generadores GM V871 de 123 KWatts


Figura 1 Buque para Relevamiento Sísmico R/V Gulf Supplier

• Capacidad

104 887 galones (397 m3) de combustible

85 116.2 galones (322.2 m3) de agua potable

Generación de agua, 4 200 galones (15.9 m3) de agua por día

• Consumo de Combustible

1690.7 galones (6.4 m3) por día en tránsito

898 galones (3.4 m3) por día en stand-by

2 589 galones (9.8 m3) por día trabajando

• Equipo de Seguridad

04 balsas salvavidas, 02 con EPIRB.

02 chalecos salvavidas por persona.

02 equipos completos de bombeo, 6 botellas de BA.

02 dispensadores de espuma con ruedas.

Sistema de alarmas centralizadas para detectar incendios.

Certificación al día de Salud, Seguridad y Ambiente (Health, Safety and Environment).

Certificación ABS Class 1.

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• Alojamiento

Tripulación 18 camarotes.

Sísmica 16 camarotes.

• Otros

Sistema de tratamiento de aguas servidas.

Triturador de residuos de alimentos.

Separador de aguas aceitosas.

Compactador de desechos.

Almacenaje hasta llegar a Puerto.

1.1.3 TRATAMIENTO DE AGUAS SERVIDAS

La embarcación R/V “Gulf Supplier” cuenta con una planta de tratamiento de aguas servidas, lo cual permitirá reducir los contenidos de DBO5, coliformes totales y los sólidos en suspensión, de acuerdo a la disposición respectiva de Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú (DICAPI -R.D. Nº 0069-98 DE/DCG).

La disposición final de las aguas servidas tratadas se realizará en el mar, siempre y cuando se cumplan con las disposiciones establecidas por la autoridad marítima (reglamento R.D. Nº 0069-98/DCG), en cumplimiento del convenio Marpol 73/78 y de acuerdo a la autorización que extiende la Autoridad Marítima.

1.1.4 LÍMITES DE CALIDAD DE AGUAS PARA EL VERTIDO AL MAR

Los efluentes que se producirá en la embarcación serán del tipo doméstico e industrial (agua de sentina). Los lugares de descarga de los efluentes no se pueden precisar pero serán en sectores que estén dentro del Lote, para lo cual se contará con la autorización que extiende la autoridad marítima. Los efluentes antes de ser vertidos al mar deberán cumplir con los valores límites permisibles que se exigen en la Resolución Directoral Nº 0069-98-DCG de DICAPI, y en el Anexo I del Convenio Internacional MARPOL 73/78 aprobado por Decreto Supremo Nº 008-86-MA, según la Tabla 3.


Tabla 3 Parámetros y Referencias

Parámetro Valor Comentarios

Para aguas servidas

Coliformes fecales 250 NMP/100ml Media geométrica

Sólidos totales en

suspensión

100mg/L máx. por encima del

valor del agua potable

Media geométrica

DBO5 50 mg/L Media geométrica

Parámetro Valor Comentarios

Para mezclas oleosas, incluye aguas de sentina

Hidrocarburos 15 ppm

Equipo separador de

hidrocarburos. Caso

contrario llevar mezclas

oleosas a instalaciones de

puerto.

1.1.5 PRODUCCIÓN DE RESIDUOS

Durante la operación de la embarcación R/V “Gulf Supplier” se generarán residuos sólidos, producto de restos alimenticios y de las labores de mantenimiento de la embarcación. En la embarcación se cuenta con un procedimiento para el manejo de residuos, que consiste en seleccionar y segregar los residuos desde el origen y disponerlos adecuadamente. En el Plan de Manejo Ambiental se detalla el procedimiento de gestión de residuos.

Los residuos sólidos domésticos serán entregados, en el puerto del Callao u otro, a una EPS-RS registrada y autorizada para prestar el servicio de recolección, transporte y disposición final.

Los residuos sólidos peligrosos tales como trapos aceitosos, pilas de litio, baterías de plomo ácido, entre otros, serán sometidos de acuerdo a lo indicado por el Procedimiento de Manejo y Disposición de Residuos de SAVIA.

Con respecto a los residuos líquidos industriales tales como residuos de combustibles, lubricantes usados, entre otros, serán conducidos al puerto más cercano autorizado para su adecuado tratamiento y/o disposición a cargo de una empresa EPS-RS.

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1.1.6 COMPACTADOR DE DESECHOS

El barco dispone de un compactador de desechos y recipientes para su almacenamiento. La disposición final de los desechos domésticos se realizará mediante EPS-RS autorizada por DIGESA en el Relleno Sanitario Autorizado de la ciudad cercana al Puerto utilizado para la descarga.

Los residuos orgánicos de los alimentos, podrán ser descargados al mar previo tratamiento por trituración según lo dispone la norma de DICAPI R.D. Nº 0069-98/DCG.

El tratamiento y disposición temporal de los residuos dentro de las embarcaciones se regirán por lo estipulado en las normas dictaminadas por la DICAPI y el cumplimiento del Procedimiento Operativo de Manejo Integral de Residuos de SAVIA (ver Capítulo 9 - Plan de Manejo Ambiental), que ha sido desarrollado para cumplir con la normatividad vigente.

SAVIA a través del área de Protección Ambiental supervisará que estos procedimientos se ejecuten.

1.1.7 EMISIONES GASEOSAS

Las emisiones gaseosas típicas de un buque sísmico son gases de combustión del sistema de propulsión y generadores. Una estimación de estas emisiones se presenta en la Tabla 4.

Tabla 4 Emisiones Gaseosas Estimadas de un Buque Sísmico

Parámetro Combustible

Consumido Galones Día

Factor de Emisión (lb/1000 gal) Petróleo Destilado Quemado

(*)

Emisión (lb/día) Emisión (Tn/día)

PM 2589 2 5.18 0.0021 SOX 2589 142 367.64 0.1471 NOX 2589 20 51.78 0.0207 CO 2589 5 12.95 0.0052

(*): Factor de la AP 42 de EPA, (ver referencia en la base de datos FIRE) - The Factor Information Retrieval (FIRE), es un sistema de gestión en base de datos que contiene recomendaciones EPA de los factores de emisión estimados para parámetro criterio y contaminantes peligrosos del aire.


1.1.8 COMBUSTIBLE

El abastecimiento de combustible y provisiones se realizará a los 45 días de iniciado el registro de datos sísmicos, dado que la embarcación R/V “Gulf Supplier” tiene una autonomía de combustible y provisiones de 45 días aproximadamente. El abastecimiento de combustible se realizará en los puertos de Callao, Pisco u otro autorizado.

1.1.9 AGUA DE LASTRE

La embarcación R/V Gulf Supplier emplea un volumen de lastre de 385 m3

(10200 galones). El cambio de agua de lastre se realizará de acuerdo a la Resolución Directoral N° 072-2006/DCG, que establece que todos los buques de navegación marítima internacional que procedan de puertos extranjeros y lleven a bordo agua de lastre, teniendo como destino o escala puertos peruanos deberán renovarlo una vez como mínimo fuera de las 12 millas náuticas de la costa, antes de su ingreso a un puerto nacional. La embarcación auxiliar no usa agua de lastre.

1.1.10 SEGURO AMBIENTAL INTERNACIONAL Y SEGURO DE RIESGO DE ACCIDENTES

Mediante el TUPAM 15001 aprobado por D.S. Nº 011-DE/MGP, la Dirección General de Capitanías y Guardacostas del Perú (DICAPI) exige a las embarcaciones contar seguros y certificados de Permiso de Navegación. En cumplimiento con dicha norma, la embarcación R/V barco Gulf Supplier dispone del mencionado certificado, el mismo que se encuentra vigente a la fecha.

Asimismo, la embarcación R/V Gulf Supplier cuenta con la Certificación de Salud, Seguridad y Ambiente (HSE) - Certificado ABS, basado en las normas IMO/SOLAS.

1.1.11 EMBARCACIONES AUXILIARES

Como apoyo de las operaciones de la embarcación R/V Gulf Supplier, se prevé la utilización de embarcaciones de menor capacidad y calado, cuya función es la de prevención y alerta ante la aparición de embarcaciones comerciales y/o pesca dentro del área donde se realiza el levantamiento de información sísmica. Asimismo, prestará apoyo para mantener y dirigir la circulación de la embarcación sísmica en el área del Proyecto y coordinar constantemente con embarcaciones cercanas y algunas actividades logísticas.

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Además, será utilizada para retirar los residuos generados en el R/V Gulf Supplier y los transportará hacia un muelle autorizado, para su posterior entrega a una EPS-RS.

La embarcación mantendrá una velocidad operativa de 11,11 Km./h a 25.93 Km./h (6 a 14 nudos). La embarcación de apoyo cumple con todos los requisitos exigidos por DICAPI para la navegación. A continuación se indican las especificaciones técnicas de la embarcación:

• Comunicaciones

Radios VHF

• Equipo del Puente de Mando

Sondeador de profundidades

GPS

• Equipo de seguridad

1 balsa salvavidas

Chalecos salvavidas por persona

• Alojamiento

Tripulación - 6 camarotes

1.1.12 EQUIPAMIENTO SÍSMICO

La embarcación R/V Gulf Supplier posee un equipamiento sísmico que esta constituido por sistema de navegación y posicionamiento, cables sísmicos, y fuentes de energía (cámara de aire).

• Sistema de Posicionamiento Global – GPS

El GPS a utilizar en la prospección sísmica es un instrumento de alta precisión “geodésico”. El equipo es de marca Racal Multifix Differential GPS Primary and Secondary para: cable sísmico, hidrófonos y cámaras de aire.

• Cable Sísmico e Hidrófonos

El cable sísmico se encuentra conectado a un grupo de hidrófonos, los cuales capturan o registran las ondas sísmicas reflejadas por los estratos y formaciones geológicas en el subsuelo. Los hidrófonos a usarse durante la adquisición sísmica 2D/3D serán de sensibilidad de 14 V/bar.

En cuanto al cable sísmico, éste será de última generación, manufacturada por CGG (Compagnie Generale de Geophysique). El diámetro del cable será de


5/16”. Durante la sísmica 2D se usará un cable de 6 Km. de longitud y para la sísmica 3D se empleará 3 cables de 3 Km. El cable transporta las señales sísmicas a los equipos de grabación que se encuentran en la embarcación sísmica, donde son recibidas y grabadas en cintas magnéticas.

El cable sísmico tendrá 01 boya en la cola para la sísmica 2D y 03 boyas para la sísmica 3D, las cuales tendrán un reflector de radar adherido para determinar su posición. Para la recopilación de información sísmica, el cable sísmico (implementado con los hidrófonos) se arrastra a una profundidad específica constante de 9 m debajo de la superficie del mar. El cable se mantendrá balanceado (pesa menos que el agua) en un tubo flexible (protector de plástico transparente que cubre el cable sísmico). La profundidad se puede controlar mediante los “Birds” que van adheridos al cable.

Durante las operaciones de embarque y desembarque en un puerto, así como durante la navegación en zonas ajenas al área donde se realiza la prospección sísmica, el cable será enrollado en un gran riel de la cubierta trasera de la embarcación (Figura 2).

Figura 2 Cable Sísmico del R/V Gulf Supplier

• Fuente de Energía (Cámaras de Aire)

La fuente de energía para la prospección sísmica, está compuesta por una cámara llena de aire comprimido que se descarga cuando es necesario a través de las cámaras de aire de varios tamaños ubicados según un orden geométrico (arreglo), para que el aire que se expande de cada cámara se una con los otros y generen una sola onda coherente.

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La descarga rápida del aire comprimido en el agua es la fuente generadora de energía para las ondas sísmicas (sonido). El aire de alta presión guardado en la cámara es liberado a través de las puertas de la cámara por la acción de un émbolo con pistones en cada punto que lo hace regresar a su posición inicial como se muestra en la Figura 3. El sonido viaja a través del agua y luego a través de las diversas capas del sustrato marino, para luego retornar por reflexión en los estratos hacia la superficie. Las cámaras de aire y la fuente son del tipo “Tuned Sleeve Gun”, con control de la fuente Syntron GCS90.

La señal acústica de una cámara de aire se compone de un impulso inicial producido cuando la puerta de la cámara se abre. Otra señal corresponde a las burbujas de aire que se elevan hacia la superficie del mar. Esto ha conducido a la industria a utilizar arreglos de cámaras de aire de diferentes tamaños, liberados simultáneamente, para obtener una señal más pura que aquella obtenida por una sola cámara.

Figura 3 Características de las Cámaras de Aire del R/V Gulf Supplier

1.1.13 ARREGLO SÍSMICO DEL R/V GULF SUPPLIER

El arreglo de cámaras de aire forma pequeñas colas de 30 a 50 m de longitud a los costados del barco y van a una profundidad aproximada de 7 m de la superficie, como puede apreciarse en las Figuras 4 y 5.


Figura 4 Vista Longitudinal del Arreglo Sísmico del R/V Gulf Supplier

Figura 5 Vista Transversal del Arreglo Sísmico del R/V Gulf Supplier

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El arreglo sísmico del R/V Gulf Supplier tendrá 28 cámaras de aire, arregladas de manera lineal. El volumen total efectivo será de 0,057 m3 (3480 pulgadas cúbicas) para la sísmica 2D y 0.029 m3 (1740 pulgadas cúbicas) para la sísmica 3D. Las cámaras operarán a la presión de 13.8 106 Pa (2000 libras por pulgada cuadrada). Un arreglo de cámaras de aire no constituye una fuente puntual, más bien es una fuente que se distribuye sobre una superficie pequeña, en escala con la separación entre cámaras, como se muestra en la Tabla 5 y la Figura 6, para el R/V Gulf Supplier.

Tabla 5 Geometría del Arreglo de Cámaras de Aire y Contribución de Cada Cámara

Nº Volumen (pul. cúb.) x (m) y (m) z (m) Sub-

arreglo Contribución

(%)

Energía acústica (Joules)

1 150,0 0,00 -10,00 7,00 1 3,9 19 641,7 2 150,0 0,00 -10,00 7,50 1 4,0 33 500,4 3 150,0 2,50 -10,00 7,00 1 3,8 3 100,3 4 150,0 2,50 -10,00 7,50 1 3,9 23 102,5 5 100,0 4,00 -10,00 7,00 1 3,2 28 346,2 6 100,0 5,50 -10,00 7,00 1 3,3 32 156,5 7 70,0 7,00 -10,00 7,00 1 2,9 28 257,4 8 150,0 0,00 -5,00 7,00 2 3,9 22 057,8 9 150,0 0,00 -5,00 7,50 2 4,0 35 390,5

10 150,0 2,50 -5,00 7,00 2 3,8 7 302,7 11 150,0 2,50 -5,00 7,50 2 3,9 26 450,4 12 100,0 4,00 -5,00 7,00 2 3,2 31 916,5 13 100,0 5,50 -5,00 7,00 2 3,3 34 751,4 14 70,0 7,00 -5,00 7,00 2 2,9 30 259,3 15 150,0 0,00 5,00 7,00 3 3,9 22 057,8 16 150,0 0,00 5,00 7,50 3 4,0 35 390,5 17 150,0 2,50 5,00 7,00 3 3,8 7 302,7 18 150,0 2,50 5,00 7,50 3 3,9 26 450,4 19 100,0 4,00 5,00 7,00 3 3,2 31 916,5 20 100,0 5,50 5,00 7,00 3 3,3 34 751,4 21 70,0 7,00 5,00 7,00 3 2,9 30 259,3 22 150,0 0,00 10,00 7,00 4 3,9 19 641,7 23 150,0 0,00 10,00 7,50 4 4,0 33 500,4 24 150,0 2,50 10,00 7,00 4 3,8 3 100,3 25 150,0 2,50 10,00 7,50 4 3,9 23 102,5 26 100,0 4,00 10,00 7,00 4 3,2 28 346,2 27 100,0 5,50 10,00 7,00 4 3,3 32 156,5 28 70,0 7,00 10,00 7,00 4 2,9 28 257,4

Fuente: SAVIA PERU S.A.

Tal como se aprecia en la Figura 6, vista aérea del arreglo de las cámaras de aire bajo la superficie del mar, cada recuadro es de 1 m x 1 m. Para facilitar la tabulación de los posicionamientos, se ha tomado la coordenada (0 m, -10 m)


como origen de las coordenadas de posicionamiento x e y (es decir, la intersección de los ejes x e y). La coordenada z representa profundidad bajo el nivel del mar. Los círculos rojos indican el radio máximo de la burbuja proveniente de cada cámara de aire o grupo de cámaras; los rectángulos amarillos representan un grupo vertical de cámaras (V.C.), mientras que los rectángulos verdes representan cámaras individuales.

Figura 6 Geometría del Arreglo de Cámaras de Aire (Vista Aérea)

Aplicando el software de modelamiento de cámaras de aire sísmicas GUNDALF (Gun Design and Linear Filtering, el cual considera una temperatura de 15 ºC, velocidad de sonido bajo el agua de 1511 m/s, frecuencia de 20 Hz y 0,0 m para la altura de las olas), se estimó que el nivel de ruido generado por el arreglo sería de 263 db rel. a 1μPa/Hz (a 1 m de la fuente), que corresponde a un valor de la presión acústica pico a pico de 13,4 MPa o 257 db rel. a 1μPa/Hz (a 1 m de la fuente), que corresponde a un valor de la presión acústica cero a pico de 7,11 MPa. La proporción primaria de la burbuja será 12, mientras que el periodo de burbuja a primer pico será 0,132 s.

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Para una frecuencia entre 10,0 y 50,0 Hz, la máxima onda espectral será 14,7 db, el máximo valor entregado por el espectro 215 db y el promedio del valor espectral 212 db. Estos valores de niveles de presión sonora deben entenderse direccionados al fondo marino. En la horizontal, estos valores son menores.

En la Figura 7, se aprecia la distribución de la intensidad de las ondas acústicas generadas por arreglo de cámaras de aire (en bar-m) en función del tiempo transcurrido.

Figura 7 Intensidad Acústica (en el Campo Lejano) en Función del Tiempo

Notas: El eje vertical corresponde a la presión acústica en bar corregida a 1 m de la fuente y el eje horizontal es el tiempo en segundos (s). Puede observarse que la señal principal del arreglo se compone de un pulso de unos 25 ms (milisegundos) de duración.

En la Figura 8, se aprecia la distribución de la intensidad de las ondas acústicas generadas por arreglo de cámaras de aire (en db rel. a 1 μP/Hz) en función de la frecuencia.

Figura 8 Intensidad Acústica (en el Campo Lejano) en Función de la Frecuencia


Notas: El eje vertical corresponde a la amplitud espectral que debe leerse como expresadas en db re 1μPa/Hz a 1m de la fuente y el eje horizontal corresponde a la frecuencia de las componentes de la señal. Este espectro resulta de la transformación de la presión acústica en función del tiempo al dominio de la frecuencia. Gran parte de la energía se distribuye entre frecuencias de 10 a 100 Hz

En las Figuras 9 y 10 se muestran la direccionalidad de la fuente sísmica del arreglo de cámaras del R/V Gulf Supplier.

Figura 9 Intensidad Acústica en Gráfico Ángulo-Frecuencia (Dirección 0º con Respecto a la Dirección del Buque Sísmico)

Figura 10 Intensidad Acústica en Gráfico Ángulo-Frecuencia (Dirección 90º con Respecto a la Dirección del Buque Sísmico)

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1.1.14 ADQUISICIÓN SÍSMICA 2D

La prospección sísmica 2D se estima que tendrá una duración de 1 mes. El Proyecto tendrá como punto de coordinación principal los puertos del Callao y Pisco, pudiéndose utilizar otros puertos menores. Cuando se requiera el uso de los mismos, se informará y coordinará con la Capitanía de Puerto respectiva.

El proceso de Adquisición Sísmica se inicia con el apoyo de un compresor de alta presión, el mismo que genera un volumen de aire comprimido que se almacena en un arreglo de cámaras; posteriormente, en un momento determinado, las cámaras de aire se accionan y expulsa una burbuja de aire de alta presión (3 480 pulgadas cúbicas). Las burbujas viajan hacia el fondo del mar y generan una primera señal sísmica que es captada por los hidrófonos. Esta descarga rápida avanza a medida que la burbuja se expande y genera una onda de energía que continúa su viaje hacia las profundidades del subsuelo marino, atravesando los diferentes estratos y/o formaciones, para posteriormente por rebote o reflexión subir hacia la superficie y ser captada por la sarta de hidrófonos. La diferencia en tiempo de la recepción de las señales emitidas por cada onda es registrada en un hidrófono, a este evento se llama registro sísmico.

Cabe indicar que el aire comprimido liberado súbitamente en cada descarga de onda emitida se realiza en pleno movimiento de la nave (con distancias de 25 m entre cada punto de emisión de onda y un intervalo de 12.5 segundos aproximadamente); por lo mismo, no se efectúa en el mismo lugar ni a un mismo tiempo. En el Proyecto se prevé ejecutar en promedio 40 120 emisiones de aire comprimido en un total de 997 Km. de recorrido de las líneas sísmicas. Ver Anexo 2A2.

Asimismo, la intensidad de la energía liberada en el mar es inversamente proporcional a la distancia de la fuente, es decir disminuye rápidamente hacia el fondo marino (Figura 11); por lo mismo, conforme el barco se desplaza se atenúa y disipa cualquier efecto colateral acumulativo sobre los ecosistemas existentes en el fondo marino. Se estima que la energía sísmica llegará a un nivel pico de aproximadamente una intensidad de 215 dB (máximo valor espectral), a una frecuencia de 10 a 50 Hz.


Figura 11 Proceso de Adquisición Sísmica 2D

1.1.15 ADQUISICIÓN SÍSMICA 3D

Se estima que esta actividad tendría una duración de 6 meses y se realizará de manera intermitente o no continua. Asimismo, como en la sísmica 2D, se realizará coordinaciones con la Capitanía de Puertos respectiva, autoridades locales y grupos de interés, según corresponda.

La adquisición sísmica 3D se realiza en las áreas, que de acuerdo a los resultados preliminares de la sísmica 2D ya existente en el área, se sospecha la existencia de hidrocarburos. Permite obtener una perspectiva más exacta del análisis de las estructuras geológicas presentes en el fondo marino, debido a la observación en tres dimensiones del subsuelo.

El proceso de adquisición de datos sísmicos 3D es muy parecido a la sísmica 2D, la principal diferencia es que se realiza sobre una superficie más pequeña. Para la obtención de los datos sísmicos en tres dimensiones se ejecutarán 800 000 emisiones de ondas (burbujas de aire comprimido) en una superficie de 1 500 Km². Ver Anexo 2A3.

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1.1.16 PROCESAMIENTO DE DATOS

El cable multi-canal transmitirá la información digital hacia la computadora central a bordo de la embarcación (previamente la información capturada por los hidrófonos será convertida de señal analógica a digital), donde son grabados en cintas magnéticas con registro traza-secuencial en formato pre-establecido. Esta unidad también graba los datos adicionales en un registro de cabecera “traza cero” para cada archivo sísmico. Este registro “traza cero” incluye muchas variables como: el número de la línea, profundidad del cable, presión de la fuente, etc.

El sistema de adquisición para el registro de datos que se usarán durante la adquisición sísmica, es Sercel Seal 408XL de CGG, sistema de grabación de hasta 4000 canales. Cuenta además con 6 unidades lectoras y escritoras de cintas magnéticas 3590, configurados para registro dual.

Asimismo, durante la adquisición sísmica se mantendrá un control de calidad abordo, mediante un software de procesamiento de datos de navegación “Concept Sprint” y un software de procesamiento de datos sísmicos “Promax”, el cual generará imágenes de secciones sísmicas, que serán ploteadas.

• Registro y Almacenamiento de Datos

El cable sísmico transmite la información registrada en los hidrófonos hacia la computadora central a bordo de la embarcación, pero previamente la información recolectada por los hidrófonos se convierte de señal analógica a digital. La información de navegación se recibe simultáneamente a través de los distintos canales para luego ser procesados y fusionados con la información recibida de los hidrófonos. Una vez recogida toda la información, es procesada por las computadoras y almacenada en una cinta magnética en forma de datos digitales, quedando listos para ser procesados por un software especializado.


1.2 PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS

1.2.1 GENERALIDADES

La perforacion de los pozos exploratorios se realizará para comprobar la posible existencia de hidrocarburos en las áreas establecidas de acuerdo a los análisis de datos geológicos y de las prospecciones sísmicas 2D/3D.

La perforación de los pozos exploratorios, requerirá la instalación de una plataforma marina fija de acero de aproximadamente 500 a 5000 toneladas, la cual tendrá 3 niveles en superficie (mesas) para contener a los equipos de perforación y producción futuros.

Una vez instalado el castillo se realiza su anclaje al suelo marino a través del hincado de pilotes metálicos usando martillos especiales, para luego instalar sobre él las mesas inferior y superior donde posteriormente se ubicaran los equipos de perforación y producción.

Para la perforación de un pozo exploratorio desde una nueva locación (incluida la plataforma fija) se requiere el siguiente esquema general de trabajo:

Instalación de la boya demarcatoria,

Instalación del castillo (estructura de la plataforma) en el lugar requerido,

Anclaje del castillo al suelo marino a través del hincado de pilotes metálicos,

Instalación de las mesas y embarcadero de la plataforma,

Traslado de materiales, equipos y maquinarias de perforación,

Almacenamiento de materiales, equipos, combustible y personal en la barcaza,

Montaje del castillo de perforación,

Perforación, cementación, terminación y pruebas de producción.

Los pasos anteriores se describen con mayor detalle en las siguientes secciones.

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1.2.2 PLATAFORMA

Las plataformas serán diseñadas o evaluadas de acuerdo con normas y estándares que reflejen estas características locales, así como las condiciones económicas propias del país, para lo que se tomará en cuenta las características propias de las instalaciones como: localización geográfica, condiciones ambientales en el sitio, niveles de producción, condiciones de operación, mantenimiento e impacto ecológico y los lineamientos establecidos por la práctica recomendada API-RP-2A (WSD).

El diseño y análisis de las plataformas marinas debe tomar en cuenta varios factores, incluyendo los siguientes aspectos importantes: vientos, corrientes, sismo, características del suelo, etc.

1.2.2.1 Estudios Geotécnicos

Una alternativa importante del diseño de estructuras marinas es la investigación del suelo, debido a que el suelo es el que resiste las fuerzas y momentos presentes en los pilotes, en el fondo marino, las que provienen de las cargas de la plataforma (peso propio y peso de equipos).

Se recomienda adquirir información del suelo que muestre su estratificación y sus características para soportar fuerzas de tensión y compresión, cortante, y deflexión características de pilotes cargados axial y lateralmente. Este tipo de reporte es desarrollado a través de estudios geotécnicos realizados en la ubicación deseada, y luego completados con ensayos de laboratorio específicos de suelo.

Los valores obtenidos servirán de base para el modelamiento estructural y determinarán las características del pilote de la plataforma.

Procedimiento

El estudio geotécnico comienza con el posicionamiento de la barcaza en el lugar donde se requiere realizar el estudio del terreno, posicionamiento que se logra mediante el uso de un sistema GPS Diferencial.

Luego de la correcta ubicación de la barcaza se procede a la instalación de una estructura guía (seabed frame) en el fondo marino con ayuda del winche hidráulico principal.

Una vez ubicada esta estructura se procede a ensamblar y bajar la tubería de perforación, la estructura en mención se encargará de


recibirla y colocarla en posición para iniciar el proceso de perforación y muestreo del suelo marino.

Durante el proceso de perforación una mezcla de lodos es bombeada al interior de la tubería de perforación a través del Top Drive. La mezcla de lodo base arcilla con agua de mar usada por el sistema de coreo permite la refrigeración y lubricación de la broca de perforación y al mismo tiempo ayuda a dispersar el material removido del suelo.

Con la finalidad de obtener un adecuado perfil del terreno, la perforación para estudios geotécnicos se realiza por intervalos. La profundidad de cada intervalo, así como el tipo de broca de perforación a emplear dependen del tipo de terreno encontrado.

Asimismo, el tipo de muestreador a usar en el estudio, definido por su espesor de pared, depende también del tipo de terreno encontrado.

Típicamente los estudios de suelos se realizan perforando hasta una profundidad de 60 metros por debajo del lecho marino. Dicha profundidad varía también en función del tipo de terreno encontrado.

Finalmente, las muestras obtenidas se extraen de los tubos de muestreo y se analizan mediante diferentes ensayos primero en el laboratorio de análisis de suelos instalado en la barcaza y luego en laboratorios especializados en este estudio. Los análisis a los que normalmente se someten las muestras en laboratorios certificados son los siguientes:

• Soil Classification and Visual ID.

• Atterberg Limit 1-point (ASTM 4318).

• Wet sieve (ASTM D422).

• Wet sieve with hydrometer (ASTM D422).

• Consolidated Undrained or Drained Triaxial Test.

• CRS or ILC Consolidation (ASTM D4186 or D2435).

• Specific Gravity (ASTM D854).

• Maximum and minimum density (ASTM 4253 and 4254).

• Carbonate Content (ASTM 4373).

• Organic Content (ASTM D 2974).

• pH (ASTM D1293, D4972) (Soil and Water).

• Sulphates (Soils and Water).

• Chlorides (Soils and Water).

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Los resultados del análisis de suelos permiten determinar las propiedades mecánicas del suelo marino, y en bases a ellas se desarrolla un adecuado diseño del sistema de fijación de la plataforma a instalar.

En el Anexo 2A4, se adjunta el plano B19-972 que contiene el “Diagrama de Proceso de Perforación para Estudios Geotécnicos de Suelo Marino”.

Principales componentes del estudio geotécnico

Embarcación

El soporte para la operación del Equipo de Perforación para Estudio de Suelos es una Barcaza. Todos los componentes y sistemas auxiliares se encuentran instalados sobre la cubierta de la embarcación.

Torre de Perforación

Tiene una longitud de 30 pies (extensible) y cuenta con un motor diesel que proporciona la potencia de rotación al Top Drive, que a su vez transmite la rotación a la sarta de perforación. Todos los elementos que conforman la torre de perforación se encuentran montados sobre una plataforma hidráulica con soportes telescópicos que permite ajustar la posición del conjunto.

El equipo de perforación cuenta con un sistema neumático de compensación de movimiento vertical, que permite contrarrestar el efecto de las olas del mar, manteniendo fija la tubería de perforación contra el fondo marino.

Las brocas y tubos de perforación de 4 1/2" de diámetro exterior están diseñados para permitir la extracción de muestras de terreno por el interior de los mismos, usando para ello herramientas hidráulicas y muestreadotes.

Estructura para Suelo Marino

Es un dispositivo de 10 Ton. de peso que desciende a través de la cubierta de la barcaza y se instala en el fondo marino con la ayuda de un Winche Hidráulico Principal. Cumple la función de recibir la tubería de perforación descendente fijándola sobre el punto de estudio. A la vez ejerce tracción sobre la sarta de tubos, empujándola


contra el lecho marino. Para ello dispone de un sistema de tenazas hidráulicas.

Sistema de Lodos de Perforación

Está constituido por un conjunto de tanques y bombas de succión, mezcla y transferencia que tienen la función de suministrar los lodos necesarios para el proceso de perforación, inyectándolos a través del Top Drive del equipo de coreo.

El sistema requiere del uso de lodos de perforación base arcilla, mezclados con agua de mar. Las bombas y equipos están diseñados para trabajar con este tipo de mezcla.

Laboratorio de Análisis de Suelos

Los Estudios Geotécnicos requieren de un laboratorio a bordo debidamente equipado para hacer el análisis de las muestra de suelo recuperadas con el Equipos de Perforación. Las pruebas que se pueden llevar a cabo en el laboratorio a bordo son las siguientes:

• Ensayos de Clasificación.

• Ensayos de Propiedades Índices.

• Ensayos Triaxiales.

• Ensayos de Consolidación.

• Ensayos con Penetrómetro de Bolsillo.

• Ensayo con Veleta de Bolsillo.

• Ensayo de Veleta en Miniatura de Bolsillo.

• De manera complementaria, el Equipo de coreo cuenta con Rack de tuberías, almacén de partes y repuestos y con un taller mecánico.

1.2.2.2 Diseño Estructural

Para realizar un análisis estructural de una plataforma, desarrollamos un modelo matemático de la estructura. Un modelo de la estructura debe incluir a todos los miembros principales de la estructura, accesorios y el equipo principal.

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Una estructura típica costa afuera, apoyada por pilotes, tendrá una estructura de cubierta que contiene una Mesa Superior, una Mesa Inferior, y una mesa de Piso cabezales.

La estructura de la mesa es apoyada por las patas de la mesa conectadas al tope de los pilotes. Los pilotes se extienden desde arriba de la Marea baja Principal, atravesando el fondo marino hasta introducirse por decenas de metros bajo el suelo.

Debajo del agua, los pilotes están contenidos dentro de las patas de una estructura llamada "castillo", que sirve como refuerzo para los pilotes contra las cargas laterales. El castillo sirve además como una guía para la conducción inicial de los pilotes. (Conducen los pilotes, por el interior de las patas de la estructura del castillo). La parte superior del castillo es colocada cerca del nivel del agua, donde se colocará un varadero, para tener acceso a la plataforma desde un barco.

El modelo base utilizado para el diseño estructural de plataformas marinas consiste en:

Definición del tipo de análisis y profundidad de agua donde se instalará la estructura.

Dimensión de los miembros estructurales.

Definición de uniones de miembro.

Los datos de suelo (p. ej. grupos de pilotes, T-Z, P-Y puntos de curvatura).

Coordenadas de ubicación.

Datos de tamaño de vida marina.

Entrada de datos de coeficientes de Inercia y de masas.

Definiciones de carga distribuida en la Superficie (carga superficial distribuida).

Definiciones de área de viento.

Finalmente seguido de los casos de carga, que incluirán la carga muerta y viva, la carga ambiental, cargas de grúa, etc.

Cualquier análisis de plataformas costa afuera también debe considerar los pesos de equipo y/o una carga viva máxima de cubierta (la carga de área distribuida), cargas muertas, además de las cargas ambientales mencionadas, y cargas de viento. Debajo del agua, el análisis también debe incluir el crecimiento marítimo como un medio natural de ampliación de áreas submarinas proyectadas sujetas a agitación y fuerzas de corrientes.


Después, o a veces simultáneamente con el análisis estructural, el equipo de diseño comenzará el desarrollo de planos de construcción, que incorporarán todas las dimensiones y tamaños optimizados por los análisis y también añadirán detalles de construcción para la ubicación en campo, el transporte, y la instalación de la estructura.

1.2.2.3 Estructuras de la Plataforma

La plataforma estará conformada por las siguientes estructuras:

a) El Castillo:

Es un cuerpo estructural rígido de tubos electro-soldados entre sí, cuya forma geométrica se asemeja a un tronco de pirámide de bases, superior e inferior, cuadradas.

Su estructura la componen cuatro tubos denominados técnicamente “patas” las que se ubican en las cuatro aristas de la pirámide, su diámetro exterior variara entre 18 y 70 pulgadas dependiendo del tamaño de la estructura y sus espesores varían entre 1 y 2 pulgadas, están electro-soldadas entre sí a otros tubos horizontales llamados “elevaciones” y a tubos inclinados llamados “brazos” formando así un cuerpo geométrico rígido.

El castillo se encuentra asentado sobre el suelo marino, siendo su función principal servir de guía, ya sea a través de sus patas o de guías externas a los “pilotes” de anclaje de la plataforma.

Otra de las funciones del castillo es que sirve de soporte a los tubos “conductores”, que es por donde se dirige la tubería de perforación hacia los reservorios de crudo y gas en el sub-suelo.

El castillo está diseñado para soportar las fuerzas axiales o verticales producidas en su estructura por efecto de las maniobras de izaje, amarre, transporte e instalación y también absorber las fuerzas y momentos axiales por efecto de las cargas ambientales como vientos, corrientes, olas, etc.

b) Pilotes :

En la parte interior de las patas del castillo o a través de Las guías externas del mismo se introducen tubos de menor diámetro, pero de mayor espesor denominados pilotes, los cuales serán clavados al suelo marino usando martillos especiales (DELMAC para el caso de pilotaje interno) o hidráulicos submarinos para el pilotaje externo consiguiendo con esto obtener del suelo

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una reacción que anule las cargas actuantes.

c) Las Mesas:

Son estructuras octogonales o cuadradas ensambladas mediante la unión electro-soldada de vigas de acero estructural de diferentes dimensiones.

En la parte inferior de la mesa se ubican verticalmente 04 tubos de acero o “patas de la mesa”, de un determinado diámetro y espesor.

Las mesas sirven para sobre ellas instalar el equipo de perforación y sus componentes, cuyo peso es transmitido a través de las “Patas de las mesas” hacia los pilotes, los que al final soportarán toda la carga.

Finalizada la instalación de la plataforma se instalará el equipo de perforación sobre la mesa superior. Luego se dará inicio con las actividades de perforación. El fluido de perforación será a base de agua (water based mud).

Sobre esta estructura en la mesa superior se colocará el equipo de perforación que contendrá una torre, una tubería de perforación, un cabrestante de gran capacidad para bajar y subir la tubería de perforación, un equipo hidráulico que hace girar la tubería y la barrena, una mezcladora, una bomba de lodos, y un motor para el accionamiento de la plataforma giratoria.

1.2.3 UBICACIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR

El Proyecto considera la perforación de pozos exploratorios, en el Zócalo Continental del Océano Pacífico frente a las costas del departamento de Lima, abarcando el ámbito marino entre Pachacamac y Chincha.

El programa considera la instalación de 3 plataformas por área (24 plataformas en total), 2 pozos exploratorios por plataforma (48 en total) y 4 pozos confirmatorios por plataforma (96 pozos en total). Por lo que el total de pozos seria 144 pozos.

En la Tabla 6 y 7, se indica la ubicación geo-referenciada (UTM WGS 84) de las áreas donde se realizarán las perforaciones y en el mapa correspondiente al Anexo 2A5, se muestran las áreas de perforación previstas.

Tabla 6 Coordenadas de los Vértices de las Áreas de Perforación

N 8’628,284.72 8’622,105.11 8’603,325.63 8’609,505.24 PROYECTO ¨A¨ E 276,508.81 284,488.40 269,963.42 261,983.82


N 8’616,965.05 8’613,085.95 8’588,983.54 8’592,862.64 PROYECTO ¨B¨ E 284,305.51 294,556.74 285,431.70 275,190.10 N 8’592,593.12 8’582,409.27 8’569,588.02 8’579,781.49 PROYECTO ¨C¨ E 308,975.83 314,423.90 290,437.00 284,988.93 N 8’576,287.41 8’578,376.16 8’558,451.24 8’556,372.12 PROYECTO ¨D¨ E 304,952.35 320,420.63 323,106.17 307,637.88 N 8’560,434.11 8’540,674.95 8’532,489.93 8’552,252.38 PROYECTO ¨E¨ E 327,100.77 337,858.52 322,849.26 312,084.89 N 8’535,080.37 8’508,157.66 8’501,246.51 8’528,178.84 PROYECTO ¨F¨ E 311,805.75 344,041.77 338,276.06 306,040.04 N 8’536,909.23 8’521,575.70 8’517,494.46 8’532,827.99 PROYECTO ¨G¨ E 346,929.44 355,371.06 347,969.00 339,527.38 N 8’513,201.46 8’503,604.77 8’499,716.04 8’509,312.73 PROYECTO ¨H¨ E 361,560.30 363,687.55 346,188.27 344,061.02


Tabla 7 Coordenadas de la Ubicación de las Plataformas en las Áreas Seleccionadas para Perforación

Coordenadas UTM WGS-84 Zona 18 ÁREA PROSPECTO /

LEAD PLATAFORMAS

Este (m) Norte (m)

A Lead 4 Plataforma L4-1 274530.00 8620430.00 A Lead 4 Plataforma L4-2 277790.00 8616790.00 A Lead 5 Plataforma L5-1 267090.00 8606550.00 B Lead 6 Plataforma L6-1 286750.00 8607580.00 B Lead 6 Plataforma L6-2 287530.00 8605130.00 B Lead 7 Plataforma L7-1 283620.00 8593250.00 C Lead 8 Plataforma L8-1 294960.00 8579440.00 C Lead 8 Plataforma L8-2 301700.00 8579900.00 C Lead 9 Plataforma L9-1 309300.00 8586960.00 D San Felipe Plataforma SF-1 309220.00 8560337.00 D Santa Rita Plataforma SR-1 319677.00 8559875.00 D Santa Rita Plataforma SR-2 320370.00 8571391.00 E San Vicente Plataforma SV-1 319979.00 8548567.00 E Santa Patricia Plataforma SP-1 324842.00 8551367.00 E Santa Patricia Plataforma SP-2 331610.00 8537980.00 F Lead 12 Plataforma L12-1 311560.00 8524430.00 F Lead 13 Plataforma L13-1 323290.00 8522980.00 F Lead 13 Plataforma L13-2 319890.00 8519500.00 G Lead 14 Plataforma L14-1 345210.00 8528220.00 G Lead 14 Plataforma L14-2 346420.00 8526670.00 G Lead 14 Plataforma L14-3 349380.00 8524980.00 H San Salvador Plataforma SS-1 355800.00 8510300.00 H San Salvador Este Plataforma SSE-1 358120.00 8510310.00 H Lead 20 Plataforma L20-1 359460.00 8505620.00


00054


1.2.4 EQUIPO DE PERFORACIÓN-CARACTERÍSTICAS

En las Tablas 8, 9 y 10, se presentan las características típicas y de diseño de los equipos de perforación que serían utilizadas en la perforación exploratoria.

Tabla 8 Características del Equipo de Perforación

1. Castillo / Mástil Manufactura DSI Altura libre 135 pies Capacidad 550,000 lbs 2. Subestructura Manufactura DSI Capacidad 750,000 lbs Altura Total 5 pies 3. Malacate Manufactura OIME SL7 Potencia 1000 HP Rango nominal de profundidad (ft) – 5” Dp. 10500 Diámetro del cable (pulgadas) 1 ¼ 4. Mesa Rotaria Manufactura y Tipo NATIONAL 27 ½” Modelo C275 5. Bloque de Corona y Motón Viajero Manufactura y Tipo IDECO Modelo UTB 360 Rango (toneladas) 350 6. Top Drive Manufactura y Tipo TESCO Modelo 250 HMI Rango (toneladas) 250 7. Sistema de Lodo Bombas de lodo (03) Manufactura y Tipo EMSCO Modelo F1000 Potencia Hidráulica Continua HP 1,000 HP a 140 SPM

Motor Caterpillar D399TA 1100 HP @ 1225 RPM

Tanques de Lodo Cantidad (03) Capacidad 1000 Bbls 8. Equipo de control de reventones (BOP’s) Preventores anular CAMERON Modelo D Tamaño 13 5/8” Presiones de Trabajo 5000 PSI Adaptado para producción de H2S Si Preventores ciego CAMERON Modelo U Tamaño 13 5/8” Presiones de Trabajo 5000 PSI Adaptado para producción de H2S Si




1. Castillo / Mástil Manufactura MARCA LEE ENGINEERING Altura libre 131 pies Capacidad 550,000 lbs 2. Subestructura

Manufactura OIL INDUSTRIES MFG AND ENGINEERING INC.

Capacidad 750,000 lb Altura Total 6 ft 3. Malacate Manufactura OIME 750 Potencia 950 HP Rango nominal de profundidad (ft) – 5” Dp. 10500 Diámetro del cable (pulgadas) 1 ¼ 4. Mesa Rotaria Manufactura y Tipo OIL WELL Model A27 ½” 5. Bloque de Corona y Motón Viajero Manufactura y Tipo IDECO Modelo UTB 360 Rango (toneladas) 360 6. Top Drive Manufactura y Tipo TESCO Modelo 250 HMI Rango (toneladas) 250 7. Sistema de Lodo Bombas de lodo (03) Manufactura y Tipo (02) White Star / (1) G. Denver PZ8 Potencia Hidráulica Continua HP 1,300 HP a 140 SPM / 750 Hp a 130 SPM Motor DD 16V149 / D398 Tanques de Lodo Cantidad (05) Capacidad 800 barriles 8. Equipo de control de reventones (BOP’s) Preventores anular HYDRILL Tamaño 13 5/8” Presiones de Trabajo 5000 PSI Adaptado para producción de H2S Si Preventores ciego HYDRILL Tamaño 13 5/8” Presiones de Trabajo 5000 PSI Adaptado para producción de H2S Si



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1. Castillo / Mástil Manufactura LEE ENGINEERING Altura libre 131 pies Capacidad 500,000 lbs 2. Subestructura

Manufactura OIL INDUSTRIES MFG AND ENGINEERING INC.

Capacidad 750,000 lb Altura Total 6 pies 3. Malacate Manufactura OIME 750 Potencia 950 HP Rango nominal de profundidad (ft) – 5 " Dp. 10500 Diámetro del cable (pulgadas) 1 ¼ 4. Mesa Rotaria Manufactura y Tipo OIL WELL Modelo A27 ½” 5. Bloque de Corona y Motón Viajero Manufactura y Tipo IDECO Modelo UTB 360 Rango (toneladas) 360 6. Top Drive Manufactura y Tipo TESCO Modelo 250 HMI Rango (toneladas) 250 7. Sistema de Lodo Bombas de lodo (03) Manufactura y Tipo Gardner Denver PZ8 Potencia Hidráulica Continua HP 750 HP at 130 SPM Motor Caterpillar D398 Tanques de Lodo Cantidad (03) Capacidad 800 barriles 8. Equipo de control de reventones (BOP’s) Preventores anular HYDRILL Tamaño 13 5/8” Presiones de Trabajo 5000 PSI Adaptado para producción de H2S Si Preventores ciego HYDRILL Tamaño 13 5/8” Presiones de Trabajo 5000 PSI Adaptado para producción de H2S Si


1.2.5 EQUIPAMIENTO BÁSICO

El equipamiento básico considera lo siguiente:


• Castillo

La función de esta estructura es proveer el espacio para levantar y bajar la tubería de perforación y/o tubería de producción (“tubing”). Son de un sólo cuerpo.

• Base / Skid

Este componente se utiliza como base para el castillo y el cuadro donde van montados el malacate y los motores. Es resistente al peso y está acondicionado para deslizarse con facilidad en el piso de la plataforma (sobre la mesa superior). En su superficie tiene la mesa de maniobras donde trabajan los poceros.

• Winche

Se le conoce también como malacate, consta de un tambor principal con cable de acero para subir y bajar la sarta de tubería a un costado del castillo se ubica la consola de mandos del perforador, que tiene a través de un sistema manual el control del winche. También cuenta con la palanca del freno con capacidad para detener y sostener el peso de la sarta de tubería de perforar.

• Motor

Tiene la función de proveer potencia al winche y al equipo de perforación. En general se utilizan dos motores a diesel de 275 a -500 HP, c/u.

• Sistema de Izaje

Conformado por el bloque de corona que es un conjunto de poleas ubicada en la parte superior de la torre y el motón-gancho o polea viajera. La polea viajera se encuentra suspendida por medio del cable de perforar que se embobina o desembobina en el tambor del winche realiza la función; de subir o bajar la sarta de perforar.

• Control o Impide Reventones -13 5/8”

Se utiliza para controlar los fluidos de formación que salen del pozo. Cierra el espacio anular (espacio entre la sarta de perforar y las paredes del pozo). También cierra el pozo sin tubería (arietes ciegos).

Adicionalmente, a los componentes señalados existen otros como: planta de luz, caseta para supervisores, caseta cocina-comedor, tanques de agua y planta de tratamiento de aguas servidas.

00056


1.2.6 EQUIPAMIENTO AUXILIAR

El equipamiento auxiliar empleado en las actividades de perforación esta constituida por:

Bomba centrífugas : Para accionar los equipos de control de sólidos

Tanques de viaje.

Múltiple de estrangular.

Múltiple de matar.

Mesa rotatoria: Se emplea para girar la sarta de perforar.

“Swivel” o Unión giratoria.

Unidad de cierre.

Grúa estacionaria: Se utiliza para ensamblar los componentes, trasladar los equipos y herramientas de perforación. Tienen una capacidad de 15 a 20 toneladas.

De acuerdo a las buenas prácticas operativas y experiencia de SAVIA para la ejecución del Proyecto, se contará con herramientas típicas (tenazas hidráulicas, cuñas neumáticas, elevadoras). Adicionalmente, se contará con herramientas especiales, como: pescantes de agarre exterior y agarre interior, brocas, molinos, zapatos de rotar, tubos lavadores, imanes, escareador (scraper), arpones para pescar cable, cortadores de casing, etc.

El diseño y especificaciones de los tubulares utilizados para la perforación exploratoria cumplirán con la norma SPEC 2B, y ASTM (American Society for Testing and Materials), respectivamente.

1.2.7 EMBARCACIONES A EMPLEAR

Las embarcaciones partirán desde Talara, el Callao u otros puertos debidamente autorizados hacia cada una de las áreas seleccionadas para las perforaciones. El tipo y características de las embarcaciones utilizadas para el transporte y maniobra del Jacket es el siguiente:

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Todas las embarcaciones a utilizar poseen el equipamiento de seguridad y salvamento exigido por la – DICAPI, así como las autorizaciones de zarpe y navegación. A su vez se realizan simulacros de emergencia en forma periódica a fin de tener entrenado al personal en caso de cualquier emergencia.

1.2.8 ACTIVIDADES DE LA PERFORACIÓN EXPLORATORIA

Para la ejecución de las actividades de perforación, se cumplirá el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (D.S. Nº 032-2004-EM), así como a las buenas prácticas operativas de la industria de hidrocarburos actualmente desarrollada por SAVIA. Las etapas que comprenderá el Proyecto de perforación exploratoria son:

ETAPA I: Planeamiento y Preparación,

ETAPA II: Perforación Exploratoria,

ETAPA III: Abandono de Pozos.

1.2.9 PLANEAMIENTO Y PREPARACIÓN – ETAPA I

Esta etapa comprende las actividades previas a la perforación exploratoria, que incluirá los aspectos logísticos y de instalación de la plataforma. Las actividades son las siguientes:

1.2.9.1 Instalación de la Boya Demarcatoria

La instalación de la boya se realizará para señalizar la ubicación exacta de la plataforma a instalar. Previamente a la instalación de la boya demarcatoria se deberán haber efectuado los trabajos de batimetría en el área donde se instalará la plataforma.

1.2.9.2 Remolque e Instalación del Jacket

El transporte de la plataforma se realizará utilizando una barcaza. Esta barcaza carece de propulsión propia por lo que es transportada con el apoyo del remolcador. La ubicación donde se instalará el jacket (estructura de plataforma) es verificada con equipos de posicionamiento global (GPS diferencial) incorporado a bordo del remolcador.


El traslado del jacket se realizará de acuerdo al levantamiento batimétrico alcanzado por el área de Ingeniería. Dependiendo de las condiciones climáticas se programará la navegación.

La instalación del jacket se realizará con el apoyo de la grúa incorporada en la barcaza desde donde se maniobrará el jacket para asentarlo en el fondo marino, cercano de la boya demarcatoria.

Estas estructuras serán transportadas de acuerdo al Reglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres, aprobado por D.S. Nº 028-DE/MGP y sus normas concordantes.

De ser necesario el jacket podría ser transportado e instalado en dos secciones de acuerdo a la máxima capacidad de carga tanto de la barcaza de transporte como de las grúas para el momento de la instalación.

En ese caso cada una de las secciones será transportada e instalada independientemente y siguiendo los mismos pasos como si se tratara de una jacket completo, con la diferencia que la sección inferior en vez de ser ubicada solo el suelo marino seria ubicada sobre la sección inferior a través de conexiones mecánicas submarinas.

1.2.9.3 Hincado de los Tubos Pilotes

Los pilotes son tubos que permiten darle una postura segura a la plataforma; son estructuras que garantizan el soporte del peso de las mesas y resisten las tensiones que ejerzan sobre ellos los equipos a utilizar (Figura 12). El hincado de los tubos de pilotes se realizará ya sea a través de las patas del castillo como de las guías externas de este según se decida instalar el castillo en una sola pieza o en dos respectivamente:

Los pilotes tubulares de acero a emplear para la fundación del castillo pueden ser diámetros que van desde 16 hasta 68 pulgadas. Existen básicamente 2 tipos de pilotaje: pilotaje interno (a través de las patas) y el pilotaje externo.

Procedimiento para el hincado interno de los pilotes (Figura 13):

Los tubos pilotes (de 16” a 68” de diámetro según el tamaño de la plataforma) van instalados en el interior de las patas del jacket.

Los pilotes son varios tubos unidos, con soldadura eléctrica, hasta llegar al fondo marino.

Se realiza el proceso de hincado a fin de lograr un anclaje adecuado que garantice el soporte de los pesos programados. En el proceso de hincado se utilizan martillos de sistemas hidráulicos, considerando el diámetro y espesor del tubo pilote.

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La penetración de los tubos se realiza controlando los golpes del martillo por pie y considerando la condición del subsuelo marino, de acuerdo a las especificaciones técnicas.

Figura 12 Esquema del Hincado de Tubos Pilotes en Patas del Jacket

Los pilotes serán clavados con un martillo diesel de combustión interna sujetado por una grúa. Los martillos a emplear serán de acuerdo al diámetro y espesor del tubo pilote a hincar. La penetración en el suelo marino variara según las cargas actuantes y propiedades mecánicas del suelo marino previamente estudiadas.

Procedimiento para el hincado externo de los pilotes:

Los tubos pilotes (de 16” a 68” de diámetro según el tamaño de la plataforma) van instalados en el interior de las guías externas a las patas del castillo.

Los pilotes son varios tubos unidos, con soldadura eléctrica, hasta llegar al fondo marino.

Se realiza el proceso de hincado a fin de lograr un anclaje adecuado que garantice el soporte de los pesos programados. En el proceso de hincado se utilizan martillos de sistemas hidráulicos, considerando el diámetro y espesor del tubo pilote.

El pilote es introducido a través de guías o mangas externas a las patas del castillo ubicadas en la base del mismo. Los Pilotes externos se pueden agrupar en grupos alrededor de cada una de las patas del castillo. Las guías o mangas pueden ser paralelas a las patas del


CABLE DEENERGIA Y AIRE

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PATA PRINCIPAL

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castillo o verticales según se muestra en la figura abajo, en ambos casos para introducir el pilote a través de las mangas se utiliza un martillo submarino el cual es un equipo capaz de proporcionar energía de impacto entre 200 kJ (150,000 ft-lb.) a 1,000 kJ (740,000 ft-lb.), energía que es proporcionada desde sistemas de potencia hidráulica en superficie a través de sistemas de transmisión umbilical submarina.

Figura 13 Esquema del Hincado Exterior de Tubos Pilotes

1.2.9.4 Preparación de la Plataforma y Montaje del Castillo

La preparación de las mesas de la plataforma (inferior y superior) se realiza con la finalidad que puedan recibir las facilidades de la perforación. Esta se realiza con el apoyo de los equipos montados en la barcaza, donde se realizan trabajos de soldadura, cortado de metales, recubrimientos con pintura y otros.

La instalación de la mesa inferior, se realiza previamente a la nivelación de los cuatro (4) tubos pilotes de las patas del jacket. Esto se realiza considerando una medida de 3 pies partiendo del eje del tubo horizontal de la primera elevación. El procedimiento de instalación se realiza con la ayuda de la grúa de la barcaza donde la mesa se presenta sobre el jacket, haciendo coincidir las 4 patas de la mesa con los 4 tubos pilotes. Una vez que se compruebe la

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estabilidad se coloca la mesa. La mesa inferior tendrá en cubierta 4 guías de tubo para facilitar el embone de las patas de la mesa superior. (Figura 14).

Figura 14 Instalación de Mesa Inferior

Seguidamente, se procede a asegurar con soldadura las juntas de las patas de la mesa con los tubos pilotes. Asimismo, la mesa inferior contará con barandas alrededor de la misma.

La instalación de la mesa superior requiere que se sueldan guías de tubos sobre las cuatro (04) esquinas que forman el cuadrado de la mesa inferior.

La instalación se realiza utilizando la grúa de la barcaza, que levanta la mesa del nivel, aproximadamente 30 pies, luego se procede a bajarla lentamente sobre los tubos guías de la mesa inferior. Una vez esté sentada la mesa superior, se comprueba el nivel y se procede a asegurar con soldadura eléctrica las 4 uniones de las patas. Ver Figura 15.


Figura 15 Instalación de Mesa Superior

De acuerdo a las normas de seguridad y las buenas prácticas operativas, el total del piso de la mesa superior es enmaderado para albergar los equipos programados. El enmaderado cumplirá con las especificaciones de diseño previamente establecidas, no permitiendo dejar espacios abiertos que puedan causar la caída de los materiales, equipos y del personal que trabajará en el área.

La instalación del embarcadero de la plataforma se realiza utilizando la grúa de la barcaza, la colocación se realiza sobre el lado oeste de la plataforma, donde se sostienen con dos tecles de cadena con una capacidad de 10 Tn para dejar libre la grúa. Una vez nivelado (a ras del sector de cabezales de pozos), se procede a soldar los seguros entre las patas y tubos horizontales del primer nivel del jacket. Esta estructura servirá para facilitar el embarque y desembarque del personal con seguridad, entre la embarcación y la plataforma.

El sistema hidráulico del equipo de perforación estará compuesto por una bomba, un tanque de lodo, un sistema de control de sólidos y un sumidero. Adicionalmente se contarán con tanques para el control y manejo de los lodos residuales.

Finalmente se procede a la ubicación de los equipos y componentes sobre la mesa inferior y superior de la plataforma.

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1.2.9.5 Jackup Rigs

Estas unidades de perforación son una combinación de plataformas de perforación y barcaza flotante, encajada con patas largas de apoyo que pueden ser levantadas o bajadas independientemente (Figura 16). El “jackup”, como es conocido informalmente, es remolcado hacia la posición a perforar con sus patas levantadas. Una vez llegada a la posición de perforación, una de las patas es bajada hacia el fondo del mar, precargado para conducirlo de manera adecuada hacia el fondo marino, luego las tres patas restantes son bajadas. Ya que las patas han sido precargadas, estas no penetran mas el fondo del mar, esta bajada de las patas tiene el efecto de levantar el mecanismo completo de barcaza y equipo de perforación. De esta manera, la barcaza entera y el equipo de perforación es lentamente levantada encima del agua a una altura predeterminada, de manera que las olas, y mareas actúen sólo en las relativamente pequeñas patas y no sobre la barcaza en su totalidad.

Figura 16 Jackup Rig

1.2.9.6 Plataformas Semisumergibles

Un tipo particular de barco que esta principalmente conformada por una estructura “Flotante” sumergida debajo del nivel de mar (Figura 17). Este diseño tiene la ventaja de sumergir gran parte de los componentes en contacto con el agua, minimizando de esta manera la carga de las olas y el viento. Los semisumergibles pueden operar en un amplio rango de profundidades de agua, incluyendo las de gran profundidad. Usualmente estas estructuras son


ancladas usando para ello entre 6 y 12 cadenas hacia el fondo marino, las cuales son controladas por computadoras para mantener la posición inicial a perforar.

Figura 17 Plataforma Semisumergible

1.2.9.7 Barco Perforador

Embarcación donde se han instalado el sistema de equipos, componentes e instrumentos de perforación (Figura 18). La perforación se efectúa por medio de una gran apertura al fondo del casco, que se llama “i.e. Moon Pool” (la piscina de la luna). El buque para perforaciones puede también utilizarse como plataforma para realizar mantenimiento o trabajo de completación. Las ventajas más grandes de estos buques en las perforaciones modernos es que tienen la capacidad de perforar dentro profundidades de agua de más de 2500 metros, utilizando sistema de anclaje o de colocación dinámica para mantener su posición sobre el pozo.

00061


Figura 18 Barco Perforador

1.2.9.8 Perforación Exploratoria – Etapa II

La perforación exploratoria se realizará de acuerdo al Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (D.S. Nº 032-2004), así como el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (D.S. Nº 015-2006-EM). Las operaciones de perforación estarán a cargo de una empresa contratista bajo la supervisión constante y permanente del personal capacitado de SAVIA.

La duración estimada de la perforación exploratoria por cada pozo será de 60 días en promedio, la misma que dependerá de la profundidad, diseño del pozo y de la dureza de las unidades lito-estratigráficas a perforarse.

Si durante la perforación del pozo exploratorio se determina la presencia de reservas hidrocarburíferas, se llevará a cabo una prueba de formación utilizando un sistema de medición ubicado en la barcaza, así como procedimientos de manejo y almacenamiento apropiados. Las distintas pruebas de pozo ayudarán a determinar si los hidrocarburos pueden ser recuperados de manera económica.

De determinarse la no viabilidad de la explotación de las reservas hidrocarburíferas, se procederá al abandono y cierre de actividades. El pozo será sellado y el equipo de perforación y auxiliar y la plataforma será retirado de la locación.

La perforación del pozo consiste en taladrar las formaciones geológicas


submarinas hasta alcanzar el reservorio hidrocarburífero, de acuerdo a las profundidades programadas. Para ello, se utiliza una sarta de perforación conformada por la tubería de perforación de acero y una broca.

El pozo es perforado por la rotación de la broca a la cual se le aplica fuerza hacia abajo. La broca es ajustada a tuberías de acero de alta resistencia de aproximadamente 31´ de longitud. La tubería conectada conforma la sarta de perforación, transmite la energía, proporciona el peso sobre la broca y provee el medio de circulación del lodo de perforación.

La rotación de la sarta de perforación se realiza con el “top drive” el cual se encuentra suspendido por el gancho del motón viajero del equipo de perforación. El movimiento giratorio es proporcionado por medio de la fuerza motriz hidráulica independiente del sistema de potencia del equipo.

El sistema auxiliar para la rotación de la sarta de perforación se realiza por medio de una junta hexagonal conectada a ésta en la parte superior, el cual pasa a través de la mesa rotatoria. El movimiento giratorio es proporcionado por la fuerza motriz, que hace girar la mesa rotaria por medio de cadenas de transmisión.

Los tipos y características de los lodos o fluidos de perforación están ligados estrechamente a los tipos de formaciones a ser atravesadas, estos cumplen funciones como remover y transportar los cortes realizados por las brocas, mantener la estabilidad de las paredes del hueco, lubricar y enfriar la broca, así como controlar las presiones de las formaciones atravesadas a fin de evitar los reventones. Es por ello, que el lodo debe cumplir con ciertas propiedades y características que permitan cumplir con estas funciones.

Para este Proyecto, se utilizará un “lodo base agua”. El lodo está formado de una fase líquida y una fase sólida formando un coloide al cual se le añade determinados aditivos para mantener sus propiedades necesarias para la estabilidad y calidad del mismo.

El lodo base agua utilizado para la perforación es preparado en unos tanques previamente acondicionados, desde donde las bombas succionan el lodo para bombearlo por el interior de la sarta de perforación haciéndolo recircular. El lodo en su recorrido enfría la sarta y al salir por las boquillas de la broca a –presión, la velocidad ayuda a socavar el fondo del hueco, limpia los dientes y cuerpo de la broca, dejándola libre de recortes de formación.

El lodo con determinadas propiedades (densidad, viscosidad) en su recorrido impulsado por las bombas, sigue su curso por el espacio anular entre la sarta y las paredes del hueco.

00062


1.2.9.9 Sistemas de Lodos de Perforación

Los sistemas de lodos de perforación se encuentran en función de las distancias de las plataformas a tierra. En la perforación de pozos en el Lote Z-33, se utilizará el sistema FLODRILL, el mismo que se muestran en la Tabla 11.

Tabla 11 Sistema de Fluido de Perforación con Pozos a Más de 500 m de Distancia a Tierra

Fase Intervalo Tipo de Lodo 1 0-350’ Spud Mud 2 350’ – 1,500’ Flo-Drill ligeramente tratado 3 1,500’ – 8,000’ Flodrill

Fuente: SAVIA PERÚ S.A.

1.2.9.10 Composición de los sistemas de lodos

En la Tabla 12, se muestra la composición de los sistemas de lodos.

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00063


1.2.9.11 Programa de Fluido de Perforación

En las Tablas 13 y 14 se muestran los programas de fluido de perforación para el intervalo de 0’-1500’ y 1500’ -8000’, respectivamente.

Tabla 13 Programa de Fluido Perforación (Intervalo: 0’ – 1500’)

PESO : 8.5 – 9.7 Lb/gl. Visc : 60 – 70 Sec/qt. PH : 8.5 PV/YP : 0.6 (Max YP de 25) Filt. API <7 k + : 2000 mg/L


Tabla 14 Programa de Fluido Perforación (Intervalo: 1500’ – 8000’)

Interv. Ft.

Peso Lb/gl

Visc. Sec/qt pH Vp

CPS Yp

Lb/1000 ft² PV/YP Sol %

Filt cc/30’

k + (mg/L)

0’ – 1500’ 8.5 – 9.7 60 –

70 8.5 Max 25 0,6 <7 2000

1,500-5,000 9.6-10.7 48/60 16/22 20/35 <11 <8

5,000-TD 10.5-11 45/52 14/22 20/35 <9 <6


1.2.9.12 Manejo de Lodos y Cortes de Perforación

Para este Proyecto se separarán cortes de perforación y los lodos mezclados con cortes finos.

Los lodos y los cortes finos mezclados con lodo residual que no pudieran ser separados tendrán su disposición final en un relleno debidamente autorizado o en un PIT de confinamiento especialmente construido para tal fin. Los cortes gruesos limpios serán descargados al mar.

Respecto de los cortes de perforación limpios, estos serán dispuestos el mar tal como lo permite el artículo 71 del D.S. Nº 015-2006-EM, previa aprobación de DICAPI.

En caso de optarse por la disposición en un Pit de confinamiento y cortes finos, se acondicionará un área especial cerca de Pucusana y Cañete siguiendo las pautas recomendadas en la Guía Ambiental para la Disposición de Desechos de Perforación en la Actividad Petrolera y lo especificado en el


Artículo 68 inciso f del D.S. Nº 015-2006-EM Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos.

A continuación se presentan las coordenadas mas probables donde se ubicarán los PIT de lodos y cortes finos (Ver Tabla 15).

Tabla 15 Ubicación de Pits de Lodos y Cortes Finos

Pucusana Vértice 1 Vértice 2 Vértice 3 Vértice 4 Vértice 5

0309411 Este 0309490 Este 0309642 Este 0309644 Este 0309366 Este

8626154 Norte 8626158 Norte 8626552 Norte 8626638 Norte 8626646 Norte

Cañete Vértice 1 Vértice 2 Vértice 3 Vértice 4 ----

0336128 Este 0336348 Este 0336383 Este 0336170 Este ----

8575718 Norte 8575720 Norte 8575268 Norte 8575264 Norte ----


La separación y el tratamiento de los cortes y lodos mas cortes finos de perforación se realizarán en dos etapas. En la primera etapa, las mezclas provenientes de la actividad de perforación, pasarán por un sistema de separación de cortes, compuesto por dos zarandas con diferentes capacidades de filtrado.

Con la primera zaranda se separará los cortes más gruesos de la mezcla inicial, mientras que la segunda tendrá como función principal el lavado de estos cortes por medio de un sistema de bombeo centrífugo que rociará los cortes con agua a presión. Los cortes resultantes serán descargados al mar desde la plataforma en la locación. El proceso de separación (vía zarandas) de los cortes gruesos, y posterior lavado de los mismos, garantizará una adecuada limpieza de los cortes.

En las Tablas 16 y 17, se muestran los volúmenes y pesos estimados.

Tabla 16 Estimación de Volúmenes y Pesos de Lodo Generado y Descartado Durante la Perforación.

Lodo generado Lodo descartado Sección Profundidad

Días de Perforación

(1) Densidad

LPG bbl Kg. m3 Densidad Kg. m3

17” 500- 1500’ 5 9.5 888 152,615 141 9.5 152,575 141 12 ¼” 1500’ - 5000’ 7 10.7 1,298 252,710 206 10.2 153,835 126 8 ½” 5000’ – 8,000’ 12 11 1,128 236,805 179 11 141,750 107

Total 3,314 642,130 527 448,150 304

00064


Fuente: SAVIA PERÚ S.A. (1) Es el total de días que demorará la perforación por cada sección.

Tabla 17 Cortes de Perforación

Sólido Seco Sólidos Húmedos Sección Profundidad

Días de Perforación

(1) Densidad

LPG Bbl lb kg m3 Densidad Kg m3

17” 500 -1500’ 5 16.7 404 283365 128,365 64 17.3 199,378 96 12 ¼” 1500’ -5000’ 7 18.0 675 510,300 231,170 107 17.3 332,777 161

8 ½” 5000’ – 8,000’ 12 17.5 246 180,810 81,910 39 17.3 121,122 59

TOTAL 1,325 1,205,405 547,915 211 653,278 316

Fuente: SAVIA PERÚ S.A. (1) Es el total de días que demorará la perforación por cada sección.

La mezcla residual de lodo y cortes finos (en adelante “finos”) provenientes del primer sistema de separación, será transferida hacia el tanque de lodo, instalado en la Barcaza de Perforación, para pasar por la segunda etapa de separación y disposición.

El objetivo de la segunda fase es separar la mayor cantidad de finos en el proceso. Para cumplir con este objetivo, el sistema ha sido diseñado de la siguiente manera: el volumen total proveniente de la primera etapa es transferido directamente del tanque de lodo a una de las dos centrífugas para lograr una óptima separación de la mezcla inicial de lodos y finos.

Se reutilizará el lodo resultante en el proceso de perforación, mientras que los finos, aún mezclados con lodo, pasarán a través de un hidrociclón para así, obtener una separación y limpieza adecuadas de los cortes (previo a la descarga en el mar). Un hidrociclón es un dispositivo estático que aplica fuerza centrífuga a una mezcla líquida para generar la separación de los componentes pesados y ligeros. Cabe precisar que el centrifugado y el posterior procesamiento a través del hidrociclón garantizan la calidad no contaminante del fino. Sin embargo, si bien el proceso asegura una separación y limpieza adecuada, el volumen final de finos a disponer no es igual a la totalidad de los finos iniciales de la mezcla.

Los finos mezclados con lodo que no pudieron ser separados adecuadamente en el proceso de centrifugado y posterior lavado, serán transferidos mediante una faja transportadora a unos recipientes metálicos con capacidad de 3.9 Tn para su transporte a la costa.

Tomando en consideración que la inversión necesaria para la implementación de la segunda fase de separación y limpieza de lodos y finos podría ser muy elevada para el volumen de finos que se tendrían que disponer, SAVIA


podría determinar que no es conveniente esta implementación dentro de sus operaciones, en cuyo caso transportará y dispondrá el exceso de residuos a tierra.

Se realizará la prueba de “Brillo Estático” (Static Sheen), una vez al mes, a los cortes para garantizar que no contengan aceite. Asimismo, se realizará un análisis químico a efectos de comprobar que los cortes no contengan sustancias que pudieran ser peligrosas de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 71 del D.S. Nº 015-2006-EM. Este análisis se efectuará al alcanzar los 2000 pies de profundidad y al finalizar el pozo.

Todos los procesos constituyen circuitos cerrados de fluidos, tal como se puede apreciar en los planos C-1324 Flujo de Procesos de Lodos y Cortes de Perforación y C-1325 Proceso de Lavado de Cortes (Anexo 2A6 y Anexo 2A7); en el caso particular del agua, esta podrá ser dispuesta en el mar previo tratamiento, tal como lo indica el D.S. Nº 015-2006-EM.

La cantidad estimada de agua a utilizar en estos procesos es de +/- 0.20 a 0.30 barriles por tonelada. El volumen total de agua que se estima utilizar para el lavado de cortes durante la perforación de un pozo es de entre 500 a 600 barriles, dependiendo de la reología del lodo y la eficiencia del equipo.

El proceso propuesto incluye la instalación de un tanque de 250 barriles de capacidad para el agua además de una centrífuga para el tratamiento específico del agua sucia resultante del lavado de los cortes. La utilización de circuitos cerrados para los fluidos garantiza que ni el agua ni los finos se mezclen con cualquier otro fluido en la barcaza.

La utilización de un “circuito cerrado” para el reciclado del agua mediante centrifugación permite al operador limpiar el líquido y reutilizarlo durante varios ciclos del proceso. Sin embargo, el agua que no pudiera ser reciclada será dispuesta en tierra mediante la re-inyección en facilidades existentes.

Los lodos de perforación y aquéllos finos mezclados con lodos se trasladarán a tierra firme para su disposición final de acuerdo con el D.S. Nº 015-2006-EM. La disposición final se realizará cumpliendo con lo establecido en la Ley Nº 27314 Ley General de Residuos Sólidos.

La descarga de los lodos y cortes de Perforación en tierra podrán realizarse mediante las siguientes alternativas, las que se presentan de manera no taxativa.

Equipos que permitan bombear el lodo de los contenedores.

Mediante grúas o el brazo hidráulico del camión, de tal manera que se viertan los lodos desde los contenedores al Pit. En este caso,

00065


el operador de las grúa deberá tener certificado de capacitación.

1.2.9.13 Cementación

Consiste en bombear lechada de cemento, a través del revestimiento “casing”, hacia la sección determinada por el anillo (espacio anular) formado entre el hueco perforado y los revestimientos. Tiene por finalidad proveer soporte al revestimiento y restringir el movimiento de fluidos entre formaciones y protegerlo de la corrosión.

Entre otras funciones está evitar que se derrumben las paredes del hueco y proteger formaciones débiles de su posible fractura. Para ello se bombeará una lechada de cemento a la tubería y se la forzará a subir por el espacio comprendido entre el revestimiento y las paredes del pozo. Una vez fraguado el cemento y colocado el revestimiento, se continuará con la perforación utilizando una barrena de menor diámetro.

La preparación de la lechada de cemento se realiza en un tanque recirculador; y, el bombeo de la lechada al pozo se realiza por medio de tubos de alta presión utilizando bombas de gran potencia hidráulica. Luego de ubicar la lechada de cemento en la zona de interés, se espera un tiempo de fraguado (algunas horas), para luego limpiar con broca y dejar el “casing” en su máximo diámetro interior y realizar los trabajos posteriores.

Accesorios de Cementación:

Zapato guía (el primer revestimiento).

Válvula flotadora (insertado en la sarta del revestimiento).

Tapones: Tope/Fondo.

Técnica:

Conectar la cabeza de cementar al revestimiento.

Armar líneas de bombeo (de cabeza de cementar a unidad de bombeo), con válvula de seguridad.

Insertar tapones (tope y fondo) a la cabeza de cementar.

Probar línea con presión, desfogar lentamente.

Abrir válvula inferior de cabeza de cementar, retirar seguro del tapón de fondo.

Preparar y bombear: lavadores y lechada de cemento (controlar densidad).


Retirar seguros del tapón de tope y bombear con el fluido de desplazamiento. Controlar volumen y presión.

Residuos de cemento se deben transportar a tierra firme a un relleno autorizado.

1.2.9.14 Pruebas de Producción

Las pruebas de producción se realizan una vez terminado el pozo, las mismas que consisten en evaluar la capacidad productiva del horizonte abierto.

La prueba de pozo se realiza con la ayuda de una barcaza acondicionada con equipos que permitan la separación, tratamiento del crudo y agua de producción así como el quemado del gas. (Ver plano E-1732-2, Anexo 2A8).

La prueba de los pozos en las facilidades de producción instaladas en la barcaza, se lleva a cabo de la siguiente manera:

a. El pozo es puesto en producción, mediante la apertura de válvulas en el cabezal instalado en la plataforma y a través de conexiones de superficie, tuberías de alta presión, los fluidos producidos son conducidos a la barcaza.

b. La prueba de evaluación del pozo puede ser realizada mediante técnicas de pozos surgentes (fluyentes naturalmente) o con asistencia artificial (bombeo hidráulico). Las facilidades de producción instaladas permiten llevar a cabo estas pruebas.

c. En ambos casos, el gas descargado de los recipientes es limpiado a través del recipiente de gas y luego enviado al quemador.

d. Los líquidos (crudo/agua) son descargados con la presión de los recipientes hacia el tanque lavador.

e. Los líquidos (crudo/agua) provenientes de los separadores o recipientes a presión son recibidos en el tanque lavador; luego de un proceso interno de decantación, el crudo será enviado a los tanques; y el agua será enviada al tanque desnatador, tanque reservorio y finalmente al lugar de disposición final, de acuerdo al diseño del sistema de tratamiento explicado mas adelante.

La producción de los hidrocarburos producidos será medida y depositada en tanques que tendrán una capacidad de almacenamiento adecuada y que se ubicarán inicialmente en una barcaza y/o en otra facilidad de apoyo a estas actividades.

00066


En el plano E-1732-2 (Anexo 2A8), se muestra la barcaza típica con las facilidades de producción respectivas a utilizar para las pruebas de pozo.

Dependiendo del comportamiento del pozo y la necesidad de tener datos confiables, el plazo de una prueba de pozo podría variar. En general, pruebas a largo tiempo dan mayor información que pruebas a corto plazo.

Estas pruebas van permitir determinar los siguientes parámetros:

Optimizar los caudales de producción del pozo y/o reservorio.

Estimar las reservas de petróleo y gas.

Estimar el caudal de declinación del pozo y comportamiento productivo del reservorio.

Identificar el mecanismo de producción del reservorio.

Proponer y optimizar el método de levantamiento artificial.

Definir el futuro plan de desarrollo del prospecto.

Determinar el tipo de tratamiento químico del agua de producción según la calidad del efluente y el tipo de disposición del agua que se elija.

El tipo de disposición del agua producida dependerá de la etapa de operación de extracción de crudo; en este caso para la etapa de exploración (prueba de producción de pozos) se consideran 02 opciones:

El agua producida será tratada para disposición en el mar.

El agua producida será separada para ser enviada a plantas privadas de disposición de efluentes en tierra, las mismas que deben cumplir con la autorización respectiva.

Las ventajas del sistema de tratamiento de agua producida propuesto, son las siguientes:

La operación del sistema de tratamiento es muy simple, involucra una combinación de tanques de separación por gravedad, sistema de flotación por gas disuelto y tanque de precipitación, trabajando en serie. No requiere de elementos sofisticados para su control.


Se cumple con el nuevo Reglamento de Limites Permisibles D.S. N° 037-2008-PCM.

El sistema propuesto incorpora una tecnología adicional para el tratamiento, la misma que involucra instalar en el Tanque Desnatador un sistema para la aplicación de micro-burbujas de gas (Sistema DGF) con el objetivo de maximizar la eficiencia en la remoción de residuales de aceites, grasas y sólidos suspendidos. El sistema DGF permitirá controlar los efectos de menores tiempos de residencia por mayores volúmenes de agua producida e incluso podría reducir el consumo de productos químicos.

1.2.10 DISEÑO BÁSICO DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA PARA LA PRUEBA DE PRODUCCIÓN

Para tratamiento de agua producida existen una serie de técnicas, las mismas que estan limitadas en su eficiencia cuando existe presencia de aceites solubles, parámetro para el cual solo es eficiente el sistema propuesto en el diagrama B-19-1048, y Osmosis Inversa.

El diagrama B19-1048 (ver Anexo 2A9) muestra el Sistema de Tratamiento de Agua Producida propuesto para instalar en una Barcaza. El sistema comprende un tanque lavador donde ocurre la separación del agua producida del petróleo, luego el agua pasa a un tanque desnatador, tanque donde se incorpora un sistema de inyección de micro burbujas de gas (DGF), para maximizar la separación de residuales de aceite y sólidos suspendidos; seguidamente pasa a un tanque reservorio, donde la calidad del efluente obtenido cumpla con los parámetros requeridos para su disposición al mar.

La etapa final del tratamiento dependerá del tipo de disposición de agua producida elegido; ya sea para la disposición al mar o para ser enviada a plantas privadas de tratamiento en tierra.

El sistema de tratamiento químico está compuesto básicamente por 05 bombas dosificadoras para aplicar los productos que permiten controlar problemas potenciales de residuales de aceites y grasas, contenido de bario disuelto, corrosión, incrustamiento, compatibilidad de aguas, sólidos suspendidos, y actividad bacterial. Las dosis de aplicación de productos químicos serán especificadas sobre la base de los resultados de pruebas de simulación con muestras de los fluidos a tratar.

El control interno de la calidad de agua se basa en los resultados de mediciones de los valores de pH, hierro disuelto, turbidez, residuales de aceites y grasas, DBO, DQO y control de bacterias. Los resultados de los análisis son usados para regular las dosificaciones de los productos químicos y optimización del tratamiento, entre otros.

00067


1.2.10.1 Ubicación de Planta de Tratamiento de Agua

Para el tratamiento de agua producida durante la etapa de exploración (prueba de producción de pozos) se contara con facilidades implementadas en una barcaza, según se muestra el plano E-1732-2 (Anexo 2A8).

1.2.10.2 Características del Agua Producida

Por tratarse de áreas nuevas de exploración y probable explotación de hidrocarburos, no se conoce las características del agua producida a tratar.

1.2.10.3 Sistema de Tratamiento de Agua Producida

El sistema de tratamiento de agua producida tendrá una capacidad para tratar aproximadamente 3000 bls/día.

1.2.10.4 Tratamiento de Agua de Producción

Etapas de Tratamiento:

• Separación Gravimétrica Petróleo/Agua Producida

En este tipo de proceso después de separado el gas, el crudo y agua son enviados al fondo de un tanque de lavado (Wash Tank), el cual mantiene un nivel de agua (Sifón) y una capa de crudo sobre el agua. El crudo que ingresa al tanque lavador se distribuye a través de la capa de agua donde son atrapadas las gotas de agua que se encuentran en suspensión en el crudo, el crudo sale por la parte superior hacia los tanques de almacenamiento, y el agua, sedimentos y demás impurezas se purgan en forma automática por el fondo del tanque hacia el tanque desnatador. (Ver Anexo 2A10, Diagrama A19-562).

En el tanque de coalescencia (Tanque de Lavado) se cumple la Ley de Stock’s, porque la gota de aceite al hacerse más grande, esta se levanta mas rápidamente.

Previamente, el fluido que sale del pozo recibe continuamente una dosis determinada de desemulsificante para ayudar a romper la emulsión agua/petróleo. La inyección de química se hace cerca a la cabeza del pozo, a


fin de que el producto se difunda adecuadamente en el crudo y pueda romper la emulsión.

En algunos casos, ante la presencia de aceites solubles es necesaria la aplicación de un clarificador de agua que permita la remoción de los aceites solubles en el agua junto con el aceite insoluble separado de la emulsión hacia la capa de crudo.

La selección de los productos químicos mencionados será sobre la base de la calidad de fluidos producidos y tendrán en consideración el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos D.S. N° 015-2006-EM y los Limites Máximos Permisibles D.S. N° 037-2008-PCM.

• Separación de Residuales de Aceites, Grasas y Sólidos

El agua producida procedente del tanque lavador contiene trazas de aceite producido, sólidos y/o productos de corrosión que no son removidos por el equipo de separación de petróleo y agua, por lo cual se incorpora el tanque desnatador. El tiempo de residencia adicional y sistemas de remoción de sólidos y aceites son básicos para la operación óptima de esta etapa.

• Sistema de Flotación

Adicionalmente al tanque desnatador se ha considerado un sistema de flotación para la aplicación de micro-burbujas de gas dentro del agua; el gas dispersado dentro del agua en forma de muy finas burbujas levantará hacia el tope del tanque los sólidos suspendidos y aceite entrampado.

Normalmente la técnica de flotación usando micro-burbujas para tratamiento de agua producida ofrece una simple, eficiente y técnica ambientalmente amigable para obtener calidad de agua acorde a los requerimientos de las normas ambientales; pero en algunos casos es necesaria la aplicación de un clarificador de agua, cuya selección dependerá de la calidad de agua. En el caso sea necesario el uso de un clarificador de agua, este se aplicará a la entrada del tanque desnatador.

El sistema de flotación utiliza una combinación de la Ley de Stock’s, Ley de Henry y Teoría de Núcleos:

El principio de operación se basa en que el gas esta disuelto dentro del agua aceitosa mientras está bajo presión, pero una vez liberada de la presión, el gas comienza a salir de la solución, se cumple la ley de Henry.

Cuando la presión es reducida y el gas forma burbujas cuando sale de la

00068


solución, mientras más grandes sean las burbujas, más rápido ascenderán, esta es la Ley de Stock’s.

Cuando las burbujas ascienden, ellas entrarán en contacto con el aceite, donde se aplica la teoría de núcleos.

Las principales ventajas que ofrece este sistema son las siguientes: La eficiencia de remoción es mayor al 95%, mínimo consumo de gas (Menor a 1 csf/10 bpd), bajo consumo de aditivos y bajo consumo de energía.

• Control de Bario Disuelto

En el caso de disposición del agua producida al mar, será necesario mantener control sobre la concentración de bario disuelto para cumplir con la legislación vigente que exige un máximo permisible de 5 mg/L.

Para el control de bario disuelto se usara un producto químico que permita su precipitación como sulfato de bario.

• Control de DBO y DQO

En el caso de disposición del agua al mar, sera necesario mantener control sobre la concentración de Demanda Bioquímica de Oxigeno (DBO) y Demanda Química de Oxigeno (DQO) para cumplir con la legislación vigente que exige máximos permisibles de 50 mgr/lt y 250 mgr/lt, respectivamente.

Para el control de DBO y DQO se ha considerado el uso de técnicas de oxidación por acción del oxigeno; el sistema formador de microburbujas ayudara en este proceso, el cual será completado con el uso de un producto químico oxidante.

• Control de Bacterias Sulfato Reductoras

Los microorganismos en un área petrolera pueden causar corrosión o taponamiento/ensuciamiento del equipo de superficie, fondo del pozo o la formación misma.

El control de las bacterias sulfato reductoras se realizará por la adición de 02 tipos diferentes de biocidas, los mismos que se aplicarán en forma alternada por batch. Los biocidas serán aplicados a la entrada del tanque lavador.

• Disposición de Agua Producida


Para la disposición del agua producida tratada se considerara 02 opciones:

a. Disposición en el mar: Para la disposición en el mar se cumplirá con los límites permisibles de efluentes exigidos por la legislación ambiental.

b. Disposición en plantas de tratamiento en tierra: Plantas con autorización respectiva.

• Disposición de Crudo Recuperado del Tanque Desnatador

El crudo recuperado del tanque desnatador será enviado a un tanque de almacenamiento de residuos oleosos para su aprovechamiento o su respectivo tratamiento.

• Disposición de Residuos Sólidos

Los residuos sólidos que quedan como remanentes producto del tratamiento serán enviados a un Relleno que cuente con la autorización respectiva de DIGESA.

1.2.11 PUNTO DE FISCALIZACIÓN

La producción de hidrocarburos en el Lote serán recepcionados en las facilidades de producción instaladas en una barcaza acondicionada para este fin.

Los fluidos producidos por los pozos serán transferidos al skid de separadores, en donde luego de separarse las fases, el petróleo y el agua se medirán en la línea de salida de los separadores, luego se acumularán y medirán en los tanques de producción. En cuanto al gas separado, éste será quemado en un quemador instalado en la barcaza de prueba.

El crudo y el agua acumulados en los tanques de la barcaza de prueba serán transferidos a un buque-tanque o una barcaza para lo cual se realizarán las siguientes maniobras:

• La barcaza o buque tanque se acoderara a la barcaza de prueba para recepcionar el crudo y agua producidos, luego se dirigirá al punto de fiscalización temporal.

La barcaza se acoderara a la barcaza de prueba para recepcionar el crudo y agua producidos, luego se dirigirá a hacia otra embarcación de mayor

00069


capacidad para realizar el alije y transferir el crudo y agua. Esta operación se realizara tantas veces sea necesario hasta llenar la capacidad de la segunda barcaza, la cual se dirigirá al punto de fiscalización temporal.

La transferencia del petróleo y agua producidos al punto de fiscalización temporal será con cualquiera de las siguientes opciones:

• El petróleo crudo será descargado del buque-tanque contratado y/o embarcación de SAVIA, a través de las instalaciones del Terminal Submarino Multiboyas Lurín de la Refinería Conchán de Lima, hacia sus tanques de almacenamiento, los cuales se encuentran debidamente cubicados y con tablas certificadas. La fiscalización de los volúmenes se hará por el procedimiento de medición por aforo ó por aquél que indiquen los operadores de dicha refinería.

• El petróleo crudo será descargado del buque contratado y/o embarcación de SAVIA, a través de las instalaciones del Terminal Submarino Multiboyas en Ventanilla de la Refinería La Pampilla de Lima, hacia sus tanques de almacenamiento, los cuales se encuentran debidamente cubicados y con tablas certificadas. La fiscalización de los volúmenes se hará por el procedimiento de medición por aforo ó por aquél que indiquen los operadores de dicha refinería.

• El petróleo crudo será descargado del buque contratado y/o embarcación de SAVIA, a través de las instalaciones de plataforma PQ hacia la Batería Providencia I, en donde el crudo se almacenará en cualquiera de los tanques 4002 y/o 4003 con capacidad de 4000 bls respectivamente, los cuales cuentan con tablas de cubicación certificadas. La fiscalización de los volúmenes se hará por el procedimiento de medición por aforo.

• El petróleo crudo será descargado del buque contratado y/o embarcación de SAVIA, a través de las instalaciones de plataforma LT3 hacia la Batería PTS, en donde el crudo se almacenará en cualquiera de los tanques 1, 2, 3, 4, 5 y 6, con capacidad de 130000, 129000, 129000, 168000, 264000 y 2650000 barriles respectivamente, los cuales cuentan con tablas de cubicación certificadas. La fiscalización de los volúmenes se hará por el procedimiento de medición por aforo.

• El petróleo crudo será descargado del buque contratado y/o embarcación de SAVIA, a través del Terminal Submarino Multiboyas Negritos de la estación PTS hacia los tanques 1, 2, 3, 4, 5 y 6, con capacidad de 130000, 129000, 129000, 168000, 264000 y 2650000 barriles respectivamente, los cuales cuentan con tablas de cubicación certificadas. La fiscalización de los volúmenes se hará por el procedimiento de medición por aforo.

• El petróleo crudo será descargado del buque contratado y/o embarcación


de SAVIA, a través de las instalaciones del Muelle de Carga Líquida ó Terminal Submarino Multiboyas Punta Arenas de la Refinería de Talara hacia los tanques de almacenamiento 253, 254, 255, 256, 257, 259 y 293 con capacidad de 62000, 75000, 82000, 75000, 82000 y 49000 barriles respectivamente, que se encuentran debidamente cubicados y con tablas aprobadas por OSINERGMIN y/o la Dirección General de Hidrocarburos. La fiscalización de los volúmenes se hará por el procedimiento de medición por aforo.

1.2.12 ABANDONO DE POZOS – ETAPA III

El abandono de pozos dependerá de los resultados de las pruebas de producción del pozo exploratorio. De encontrarse cantidades comerciales de hidrocarburos no se efectuará esta etapa.

La decisión de continuar con la siguiente etapa, es decir el desarrollo de los pozos, dependerá de los resultados de las pruebas de producción. Cabe indicar, que de realizarse el abandono permanente de pozos, éste deberá se aprobado por PERUPETRO, tal como lo establece el Reglamento de Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos D.S. Nº 032-2004-EM. El abandono permanente de los pozos implicará el retiro completo de la plataforma.

Si el pozo es abandonado temporalmente, la zona con contenido de hidrocarburos será aislada completamente con tapones de cemento o mecánicos, y se instalará un cabezal de pozo o árbol de navidad temporal. Si el pozo va a ser abandonado en forma permanente, se colocará un tapón permanente, de acuerdo al Reglamento para Actividades de Exploración y Explotación de hidrocarburos D.S. Nº 032-2004-EM.

1.2.12.1 Desmovilización

La desmovilización del equipo de perforación, equipos auxiliares e instalaciones, una vez que se realice el abandono temporal o permanente de pozos, comprenderá las siguientes actividades:

Retiro de equipo de perforación.

Desmantelamiento modular, retiro de la plataforma (en caso se confirme que la ubicación de la plataforma no sea de interés para propósitos de explotación).

Desmantelamiento y retiro de la mesa superior.

00070


Desmantelamiento y retiro de la mesa inferior.

Corte y recuperación de las conductoras de pozos.

Corte y recuperación de los tubos pilotes del jacket.

Izaje del jacket y retiro.

SAVIA decidirá la recuperación de la plataforma y sus componentes para su instalación en otra locación. La desmovilización de todos los equipos y materiales se realizará utilizando equipos y embarcaciones similares a los usados para la instalación de las plataformas y equipos de perforación.

1.2.12.2 Personal

La ejecución de las actividades que plantea el Proyecto demandará posiblemente la contratación de mano de obra calificada y no calificada. Durante las tareas de perforaciones las empresas contratistas especializadas utilizaran aproximadamente 90 personas para el trabajo de perforación (Ver Tabla 18). Para el caso de Instalación de las plataformas, la máxima cantidad de personas utilizadas en esta actividad es de 160 durante 3 a 4 meses, mientras que para el soporte de la actividad de perforación, la cantidad de personal será de 75 en promedio. Gran parte de este contingente de personal actualmente esta empleado en dichas contratistas y se estima que para el caso de la actividad de perforación de pozos, la fuente de empleo del Proyecto no excederá el 10% y en el caso de la construcción de la locación ser como máximo 20%.

Esta situación generará un incremento temporal (mientras dure la ejecución de los trabajos) de puestos de trabajo, los mismos que podrían ser ocupados preferentemente por la población aledaña al área del Proyecto.

Tabla 18 Personal Requerido para el Proyecto de Perforación.


Personal Cantidad

De la perforación de pozos 90 Para las pruebas 10 Instalación de plataforma 160 Soporte para la perforación 75


1.2.12.3 Normas de Seguridad Operativa, Personal y Control Ambiental

SAVIA cuenta con una política de salud y seguridad basada en el cumplimiento de las normas OHSAS 18001, las cuales serán de aplicación para todo el personal que intervendrá en el Proyecto, así como de sus contratistas. Las medidas de seguridad que SAVIA cumplirá durante las perforaciones se detallan en el Plan de Manejo Ambiental (PMA) que forma parte de este estudio.

1.2.12.4 Manejo de Residuos

En el Capítulo 9 - Plan de Manejo Ambiental, se muestra el procedimiento para el Manejo Integral de los Residuos que podrían generarse por las actividades de perforación.

En la barcaza se contará con cilindros y contenedores para la disposición temporal de residuos metálicos, oleosos y domésticos. En cuanto a los residuos de alimentos, se dispondrán en bolsas negras y rotuladas para su posterior traslado a tierra una vez que el buque haya arribado. Las aguas negras se tratarán en la planta de tratamiento.

00071

ANEXO 2A1

Zonas de Prospección Sísmica

00072

Z-33

Isla Las Dos HermanasIsla San Pedro

Isla GrandeIsla Ventanillas

Isla FrontonGrupo de Palominos

Islas Cavinzas

Islas Attajo

ISLA SAN LORENZO

Lima

Peñon Pachacamac

Isla Pachacamac

Isla ChunchoPucusana

ChilcaChilca

MalaMala

Punta CabezonSEÑAL ISLA DE ASIA

Isla Baja AhogadosIsla San Pedro

Isla ChecosIsla Juanillo

Isla Valdivia

Isla Dos Hermanos

SarapampaSarapampa

Cerro AzulCerro Azul

San Vicente de Cañete


ImperialImperial

Nuevo ImperialNuevo

ImperialLa FloridaLa Florida

San PedroSan

Pedro

Chincha AltaChincha Alta

4X-14X-1

Chincha NorteChincha Centro

Chincha Sur

Islas BlancaIslas BallestasIsla Piedra Redonda

Islas 3 Marias

Islas San Gaban

ESTACIONCERRO LECHUZA

PiscoPisco

ParacasParacas

Isla La Viuda

Isla Zarate

PampaCabeza de Toro

Villa Tupac Amaru

Santo Domingo

El CarmenBuenavista

Orvares

Sarita Cruz

Viento

PiscinaCristalizadora

E

I

OC

AN

O

PA

CF

IC

O

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

250,000 300,000 350,000

250,000 300,000 350,000 400,000

PA

-08-0

14-A

4-E

SP

NEscala 1 / 1'200,000

0 30 Km.UTM: WGS-84 / ZONA 18 SUR

E. Borda Nov. 2008

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

LOTE Z-33

SISMICA PROPUESTA

2D Y 3D 2009

-9

.

ET

3.5 Km

20

Z01

)

P0

9- 3

(3

(

m

E00

-02

K

P2

9 Z33-41

.)

T

.5

E

(K

00-

33

4

P2

9 Z3-

9

.)

T

0

.4 m

0

E2

9

4 (Km

P00

- 33-5

.

.

T

Z

2

)

8

2

5

PE0

9- 3-

(Km.

T0

3 058.

)

Z

8

6 (

PE0

- 3

K

T209

3-51

.)

Z0

.9 m

P0

(

T20

- 334

9 Z- 7

8.9.)

E

0

Km

Z8

PE0

- 30

(Km

T209

3-4

)

4.2.

1

E

Z09

K

P20

93

- (

9m.

T0

-3

3.

)

T

32

.)

E

Z0 (

.7Km

P00

- 33 1

29

- Z

m

E

11

K

209

3 (

4

.

P0

- 3-

2.4

T

)

)

PE

T2

9-Z

(2.

Km

33-12 4

00

4

.

09Z

16

m.

PE

T

-33

1(

66. K

)

20

-3

31

(9

)

P2

9-Z3-

K

ET

00

44

.6 m

.

2-Z

3-

.K

.)

PE

T0

315

(89

09

3

m

2

Z33

(

)

PE

T2009-

1

.5K

m

-6

5

.

K)

PE

T

-3

1(

.7m

20

3-7

.

09Z

55

ET

-

.

2

33-18

P009

Z

58 K

m.

(7

)

Area 1280 Km2Area 1

280 Km2

Area 2420 Km2Area 2

420 Km2

Area 4137 Km2Area 4

137 Km2

Area 5492 Km2

Area 52492 Km

Area 3146 Km2Area 3

146 Km2

AA

BB

C C DD

EE

FF

AA

BB

CC

DD

EE

FF

AA

BB

CC

DD

AA

BB

CC

DD

AA

BB

CC

DD

EE

FF

GG

HH

GG

SISMICA PROPUESTA 2D 2009(997 Km.)

SISMICA PROPUESTA 3D 2009(1500 Km2)

L E Y E N D A

00073

ANEXO 2A2

Mapa de Ruta Propuesta-Sísmica Marina 2D

00074

Z-33




Islas Cavinzas

Islas Attajo

ISLA SAN LORENZO

Lima

Peñon Pachacamac

Isla Pachacamac


ChilcaChilca

MalaMala




Isla Valdivia

Isla Dos Hermanos

SarapampaSarapampa




ImperialImperial

Nuevo ImperialNuevo


San PedroSan

Pedro


4X-14X-1


Chincha Sur


Islas 3 Marias

Islas San Gaban


PiscoPisco

ParacasParacas

Isla La Viuda

Isla Zarate

PampaCabeza de Toro

Villa Tupac Amaru

Santo Domingo

El CarmenBuenavista

Orvares

Sarita Cruz

Viento


E

I

OC

AN

O

PA

CF

IC

O

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

250,000 300,000 350,000

250,000 300,000 350,000 400,000

PA

-08-0

15-A

4-E

SP

N

E. Borda Nov. 2008

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

Escala 1 / 1'200,000


LOTE Z-33

SISMICA PROPUESTA

2D 2009

-9

.

ET

3.5 Km

20

Z01

)

P0

9- 3

(3

(

m

E00

-02

K

P2

9 Z33-41

.)

T

.5

E

(K

00-

33

4

P2

9 Z3-

9

.)

T

0

.4 m

0

E2

9

4 (Km

P00

- 33-5

.

.

T

Z

2

)

8

2

5

PE0

9- 3-

(Km.

T0

3 058.

)

Z

8

6 (

PE0

- 3

K

T209

3-51

.)

Z0

.9 m

P0

(

T20

- 334

9 Z- 7

8.9.)

E

0

Km

Z8

PE0

- 30

(Km

T209

3-4

)

4.2.

1

E

Z09

K

P20

93

- (

9m.

T0

-3

3.

)

T

32

.)

E

Z0 (

.7Km

P00

- 33 1

29

- Z

m

E

11

K

209

3 (

4

.

P0

- 3-

2.4

T

)

)

PE

29-Z

(2

K

T

33-12 .4

m

00

4

.

09Z

16

m.

PE

T

-33

1(

66. K

)

20

-3

31

(9

)

P2

9-Z3-

K

ET

00

44

.6 m

.

2-Z

3-

.K

.)

PE

T0

315

(89

09

3

m

3

(2

)

PE

29-Z

3

K

T00

-165

.5 m

.)

PE

-

(.

K

T

33-17 7

m

200Z

5

.

9

5

ET

-33

1

.

P20

-8

m.

09Z

(578 K

)

SISMICA PROPUESTA 2D 2009(997 Km.)

L E Y E N D A

00075

ANEXO 2A3

Mapa de Ruta Propuesta-Sísmica 3D

00076

Z-33




Islas Cavinzas

Islas Attajo

ISLA SAN LORENZO

Lima

Peñon Pachacamac

Isla Pachacamac


ChilcaChilca

MalaMala




Isla Valdivia

Isla Dos Hermanos

SarapampaSarapampa




ImperialImperial

Nuevo ImperialNuevo


San PedroSan

Pedro


4X-14X-1


Chincha Sur


Islas 3 Marias

Islas San Gaban


PiscoPisco

ParacasParacas

Isla La Viuda

Isla Zarate

PampaCabeza de Toro

Villa Tupac Amaru

Santo Domingo

El CarmenBuenavista

Orvares

Sarita Cruz

Viento


E

I

OC

AN

O

PA

CF

IC

O

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

250,000 300,000 350,000

250,000 300,000 350,000 400,000

PA

-08-0

16-A

4-E

SP

N

E. Borda Nov. 2008

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

LOTE Z-33

SISMICA PROPUESTA

3D 2009

Escala 1 / 1'200,000


Area 1280 Km2Area 1

280 Km2

Area 2420 Km2Area 2

420 Km2

Area 4137 Km2Area 4

137 Km2

Area 5492 Km2

Area 52492 Km

Area 3146 Km2Area 3

146 Km2

AA

BB

C C DD

EE

FF

AA

BB

CC

DD

EE

FF

AA

BB

CC

DD

AA

BB

CC

DD

AA

BB

CC

DD

EE

FF

GG

HH

GG

L E Y E N D A

SISMICA PROPUESTA 3D 2009(1500 Km2)

00077

ANEXO 2A4

Plano B19-972, Diagrama de Procesos de Perforación para Estudios Geotécnicos de Suelo Marino

00078

00079

ANEXO 2A5

Mapa de Áreas de Proyectos y Plataformas Propuestas

00080

Z-33




Islas Cavinzas

Islas Attajo

ISLA SAN LORENZO

Lima

Peñon Pachacamac

Isla Pachacamac


ChilcaChilca

MalaMala

SEÑAL ISLA DE ASIA

SarapampaSarapampa




ImperialImperial

Nuevo ImperialNuevo


San PedroSan

Pedro


4X-14X-1


Chincha Sur


Islas 3 Marias

Islas San Gaban

Islas San Gaban


PiscoPisco

ParacasParacas

Isla La Viuda

Isla Zarate

PampaCabeza de Toro

Villa Tupac Amaru

Santo Domingo

El CarmenBuenavista

Orvares

Sarita Cruz

Viento


O

N

C

CE

A

O

PA

CI

FI

O

N

Scale 1 / 1'200,000

0 30 Km.UTM 18 ,WGS-84

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

250,000 300,000 350,000

250,000 300,000 350,000 400,000

KV

-09-0

45 M

8'500,

8'550,

8'600,

8'650,

LOTE Z-33

K. Valencia Enero, 2010

PROYECTOS Y PLATAFORMAS PROPUESTAS

Este (m) Norte (m)

A L4-1 274530.00 8620430.00 L4-2 277790.00 8616790.00 L5-1 267090.00 8606550.00

B L6-1 286750.00 8607580.00 L6-2 287530.00 8605130.00 L7-1 283620.00 8593250.00

C L8-1 294960.00 8579440.00 L8-2 301700.00 8579900.00

L9-1 309300.00 8586960.00

D SF-1 309220.00 8560337.00 SR-1 319677.00 8559875.00 SR-2 320370.00 8571391.00

E SV-1 319979.00 8548567.00 SP-1 324842.00 8551367.00 SP-2 331610.00 8537980.00

F L12-1 311560.00 8524430.00 L13-1 323290.00 8522980.00 L13-2 319890.00 8519500.00

G L14-1 345210.00 8528220.00 L14-2 346420.00 8526670.00 L14-3 349380.00 8524980.00

H SS-1 355800.00 8510300.00 SSE-1 358120.00 8510310.00

L20-1 359460.00 8505620.00

Coordenadas UTM WGS-84 Zona 18AREA PLATAFORMAS

SF1

SV1

SR1

SR2

SS1

SP1

SP2

SSE1

L4-1

L4-2

L5-1 L6-1

L6-2

L7-1

L8-1 L8-2

L9-1

L12-1L13-1

L13-2

L14-1L14-2

L14-3

L20-1

A

B

C

D

E

F

G

H

Este (m) Norte (m)

A 1 276508.81 8628284.722 284488.40 8622105.113 269963.42 8603325.634 261983.82 8609505.24

B 1 284305.51 8616965.052 294556.74 8613085.953 285431.70 8588983.544 275190.10 8592862.64

C 1 308975.83 8592593.122 314423.90 8582409.273 290437.00 8569588.024 284988.93 8579781.49

D 1 304952.35 8576287.412 320420.63 8578376.163 323106.17 8558451.244 307637.88 8556372.12

E 1 327100.77 8560434.112 337858.52 8540674.953 322849.26 8532489.934 312084.89 8552252.38

F 1 311805.75 8535080.372 344041.77 8508157.663 338276.06 8501246.514 306040.04 8528178.84

G 1 346929.44 8536909.232 355371.06 8521575.703 347969.00 8517494.464 339527.38 8532827.99

H 1 361560.30 8513201.462 363687.55 8503604.773 346188.27 8499716.044 344061.02 8509312.73

Coordenadas UTM WGS-84 Zona 18PROYECTO VERTICES

00081

ANEXO 2A6

Plano C-1324, Flujo de Procesos de Lodos y Cortes de Perforación

00082

00083

ANEXO 2A7

Plano C-1325, Proceso de Lavado de Cortes

00084

00085

ANEXO 2A8

Plano E-1732-2, Barcaza Típica para Prueba de Pozo

00086

00087

ANEXO 2A9

Plano B19-1048, Sistema de Tratamiento de Agua Producida

00088

00089

ANEXO 2A10

Diagrama A19-562, Separación Gravimétrica Petróleo/Agua Producida

00090

00091

Documents

PROTOCOLO DE ESCRITURA DE ERM - minem.gob.pe€¦ · que se desarrollarán en el proyecto (Perforaciones Exploratorias y Confirmatorias, Perforaciones de Desarrollo e Instalación