proyecto refinaria

Proceso por Competencia Mayor Página 1 “Elaboración de Ingeniería Básica de la Primera Etapa del Proyecto Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del

Marañón por el Oleoducto Nor Peruano”

PETRÓLEOS DEL PERÚ - PETROPERÚ S.A.

PROYECTO

“TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA

DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR

PERUANO”

PTCP

BASES

PROCESO POR COMPETENCIA MAYOR

CMA-0002-2010-OLE/PETROPERU

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA PARA LA

PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO TRANSPORTE DE

CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON

POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”



OPERACIONES OLEODUCTO CALLE HUÁNUCO N° 218 – PIURA

RUC: 20100128218 PROCESO POR COMPETENCIA MAYOR

Nº CMA-0002-2010-OLE/PETROPERU - PRIMERA CONVOCATORIA

I. OBJETO DE LA CONTRATACIÓN Elaboración de Ingeniería Básica para la Primera Etapa del Proyecto Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano.

II. MONTO ESTIMADO REFERENCIAL Reservado.

III. LUGAR DE EJECUCIÓN Sede Principal del CONTRATISTA, y aplicable a las Estaciones del Oleoducto Nor Peruano.

IV. BASES

IV.1 Forma de registrarse en el Proceso de Selección:

El proveedor interesado DEBE formalizar su registro mediante el FORMATO Nº 13 de las presentes Bases debidamente llenado, el cual puede ser remitido vía fax al (511) 073 - 28 4151, o por correo electrónico a la dirección [email protected] o entregarlo personalmente o por courier en la Unidad Logística - Operaciones Oleoducto en Calle Huánuco Nº 218 – Piura.

IV.2 Lugar de Entrega de Bases y Registro de Participantes interesados: Unidad Logística - Operaciones Oleoducto - Calle Huánuco Nº 218 – 228 Ciudad de Piura.

Central: (073) 28 4100 / Fax: (073) 28 4151 / e-mail: [email protected]

IV Horario para acceder a las Bases y Registro de Participantes interesados: Lunes a Viernes de 07:30 a 15:30 horas.

V. ACCESO A LAS BASES

Las Bases se encuentran publicadas en las páginas web del SEACE y Petroperú: www2.petroperu.com.pe/ptcp.

VI. CALENDARIO VI.1. Convocatoria – Publicación en el SEACE : El 04.05.2010

VI.2. Registro de Participantes : Del 05.05.2010 al 09.06.2010 hasta las 15:30 horas

VI.3. Visita Técnica (obligatoria) : Del 17.05.2010 al 20.05.2010

VI.4. Plazo de presentación de consultas : Del 05.05.2010 al 25.05.2010 hasta las 15:30 horas

VI.5. Absolución de consultas : El 31.05.2010

VI.6. Integración de Bases : El 02.06.2010

VI.7. Entrega de Sobres 1 y 2, por la Oficina de Trámite Documentario (*)

: El 10.06.2010 hasta las 15:30 horas

VI.8. Presentación personal de Sobres 1 y 2 al acto público, y Apertura de Sobre 1 (Propuesta Técnica)

: El 11.06.2010 a las 10:00 horas (*)

VI.9. Apertura de Sobre 2 (Propuesta Económica)

: El 21.06.2010 a las 10:00 horas (*)

VI.10. Otorgamiento de la Buena Pro : El 23.06.2010 a las 15:30 horas (**) (*) Los postores que opten por presentar los sobres en la Oficina de Trámite Documentario no es obligatoria la presencia de su representante. Ver detalle en el ANEXO 05; Disposiciones Generales. (**) El Acto Público se realizará en el Centro de Capacitación – Cenca de Operaciones Oleoducto PETROPERÚ, ubicado en Calle Huánuco 218-228 Piura - Primer Piso.



BASES ADMINISTRATIVAS

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑÓN POR EL OLEODUCTO

NOR PERUANO” CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERU

1. GENERALIDADES

1.1. Petróleos del Perú – PETROPERU S.A., en adelante PETROPERU, con RUC N° 20100128218, domiciliado en Calle Huánuco N° 218 – 228 Piura convoca el Proceso por Competencia Mayor para la “Elaboración de Ingeniería Básica de la Primera Etapa del Proyecto Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano‐PTCP” que se realizará en los términos y condiciones que se detallan en las presentes Bases y sus Anexos.

1.2. Se ha definido el proceso como uno de Competencia Mayor de servicios de consultoría, con el fin de contratar una empresa consultora capacitada para la configuración apropiada del sistema de transporte de crudo pesado, Servicios de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Hidrocarburos y modificaciones a las Estaciones de Bombeo, Estimado de Inversiones, Estudio de Mercado y Precios, Plan de Implementación y Elaboración del Expediente de Contratación para el EPC de la primera etapa del Proyecto. El detalle de las características del oleoducto actual se encuentra documentado en la Ingeniería Conceptual del Proyecto de Transporte de Crudo Pesado (ANEXO 01).

2. MARCO LEGAL

2.1. Reglamento de Contrataciones de PETROPERÚ S.A., aprobado mediante Resolución N° 523‐2009/OSCE‐PRE, de fecha 11.12.2009, en adelante el Reglamento 1

2.2. .Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, en forma supletoria.

2.3. Cuadro de Niveles de Aprobación de Contrataciones y Notas Complementarias al Cuadro de Niveles de Aprobación para las Contrataciones de PETROPERU S.A., aprobado por Gerencia General mediante Hoja de Acción N° GLOG‐001‐2010, de fecha 13 de enero del 2010.

2.4. Aplicación Supletoria del D.L. 1017 que aprueba la Ley de Contrataciones del Estado y su Reglamento aprobado por el D.S. 184‐2008‐EF vigentes a partir del 1 Febrero del 2009.

2.5. Ley N° 28267, Registro Nacional Proveedores y su Reglamento vigente desde el 29 diciembre del 2004.

2.6. Todas las Leyes que le sean aplicables al presente proceso.

3. MONTO ESTIMADO REFERENCIAL Y SISTEMA DE CONTRATACIÓN

3.1. El Monto Estimado Referencial se ha definido para el presente Proceso de Selección de carácter RESERVADO. PETROPERU hará de conocimiento dicho

1 El Reglamento ha sido publicado en el Diario Oficial El Peruano el 12-DIC-2009



Monto Estimado Referencial en un Acto Público, como referencia, después de la presentación de propuestas y antes de la apertura de la propuesta técnica2.

4. RECURSOS FINANCIEROS

Con recursos propios de PETROPERÚ S.A.

5. VALIDEZ DE OFERTA

Hasta la suscripción de EL CONTRATO. Las propuestas que no se ajusten a este requisito serán consideradas como no presentadas de manera válida.

6. DE LOS POSTORES

6.1. Los postores deben estar inscritos en el Registro Nacional de Proveedores del OSCE (Organismo Supervisor de las Contrataciones del Estado) como Proveedor de Servicios.

Según DIRECTIVA N° 005‐2007‐CONSUCODE/PRE, ver ADJUNTO 01. Podrán participar también como postores las personas naturales o jurídicas constituidas en el extranjero, según corresponda, y no domiciliadas en el territorio nacional, que desarrollen Servicios de Consultoría en Ingeniería Conceptual, Básica, de detalle, entre otros relacionados con actividades como; Upstream ‐ E&P exploración y producción de campos petroleros, Midstream ‐Proceso de almacenamiento y transporte de hidrocarburos líquidos, gas natural, GNL. (gas natural licuado), Downstream ‐ Refinación y Comercialización, a condición de estar capacitadas para cumplir con las condiciones de las Bases; no encontrarse impedidos de contratar con PETROPERÚ S.A., y no estar inhabilitados para contratar con el Estado Peruano. PETROPERÚ S.A. se reserva el derecho de verificar dicha condición.

Al momento de la entrega de las Bases, los proveedores mediante el FORMATO Nº 13 dejarán constancia escrita del nombre o razón social con que participan en el Proceso, precisando su domicilio legal, teléfono, fax y correo electrónico a las que se remitirán las comunicaciones pertinentes, sin perjuicio de la notificación en el SEACE. Ver Convocatoria (Pág. 02).

Es de exclusiva responsabilidad del postor realizar el permanente seguimiento del proceso para la contratación del servicio a través del SEACE, y de las notificaciones e información por medio de las direcciones electrónicas que consignó.

6.2. Están impedidos de ser postores y contratar con PETROPERÚ S.A, los comprendidos en el Articulo N° 10 de la Ley de Contrataciones del Estado vigente aprobado mediante D.L. N° 1017.

Las propuestas que contravengan lo dispuesto en el presente artículo se tendrán por no presentadas. Los contratos celebrados en contravención de lo dispuesto por el presente artículo son nulos, sin perjuicio de las responsabilidades a que hubiere lugar de los funcionarios y servidores de la Entidad contratante y de los contratistas que celebraron dichos contratos. Concordancia RLCE: Art. 237.

2 Literal 7.5, del numeral 7, Reglamento de Contrataciones de PETROPERU S.A.



7. CONDICIONES DEL PROCESO

CONSULTAS E INTEGRACION DE BASES

7.1. Los postores registrados podrán efectuar consultas o solicitar aclaraciones respecto a las Bases solo durante el periodo indicado en el calendario de la convocatoria (Ver Pág. 2), vía fax al (073) 28 4151, o por correo electrónico a la dirección [email protected] o enviarlo por courier en la Unidad Logística - Operaciones Oleoducto en Calle Huánuco Nº 218 – Piura,

éstas deberán estar en Idioma Español y serán atendidas mediante un pliego absolutorio debidamente fundamentado por el Órgano Ad‐Hoc, y publicado en el SEACE, en la página web de PETROPERÚ S.A.

7.2. Asimismo, en la etapa de absolución de consultas, el Órgano Ad–Hoc, podrá modificar las Bases, incluyendo la proforma del Contrato.

7.3. Las consultas formuladas no se consideraran en la propuesta, tan solo las respuestas que impliquen modificaciones en las bases y el Contrato Proforma.

7.4. La Integración de Bases implica la incorporación de las modificaciones y precisiones producto de la absolución de consultas al texto original de las Bases y el Contrato Proforma.

7.5. PETROPERU S.A. podrá postergar cualquier etapa del proceso, incluso hasta momentos previos a la realización del acto materia de postergación; las nuevas fechas serán dada a conocer por los mismos medios en que se efectuó la convocatoria, su correo electrónico autorizado, por el SEACE y por la página web de PETROPERÚ S.A. (www.petroperu.com.pe).

7.6. El proceso podrá declararse desierto en el caso que no se haya presentado ninguna propuesta, no exista propuesta válida, o cuando el ganador de la Buena‐Pro o el segundo en el orden de prelación no cumplan con suscribir el contrato, o cuando la mejor oferta exceda el Monto Estimado Referencial y no se obtenga la autorización interna correspondiente de acuerdo al Cuadro de Niveles de Aprobación de PETROPERÚ S.A.

7.7. El proceso podrá ser cancelado por el Órgano Ad‐Hoc, sin generar ninguna obligación y/o responsabilidad por parte de PETROPERU S.A., cuando por hechos sobrevinientes desaparezca la necesidad de contratar el servicio, varíen los Términos de Referencia establecidos originalmente en las Bases, por modificaciones presupuestales o en el caso que sobrevinieran causas de fuerza mayor o caso fortuito que tornen imposible la contratación de los servicios.

7.8. El proceso podrá ser declarado nulo por el Órgano Ad‐Hoc hasta antes de la suscripción del contrato, cuando se hayan realizado actos dictados por órganos incompetentes, que contravengan normas legales, contengan un imposible jurídico.

En el caso de los numerales 7.6, 7.7. y 7.8, se informará a los postores directamente a través de su correo electrónico autorizado, dentro de los dos (02) días hábiles siguientes de haberse producido el hecho, a través de la pagina web de PETROPERÚ S.A., mediante publicación en el SEACE.

En caso que por cualquier razón no se lleve a cabo el Proyecto Transporte de Crudo Pesado, PETROPERÚ podrá dejar sin efecto el presente proceso, hasta antes de la Suscripción del Contrato. Para este caso, PETROPERU no será



responsable, y ningún postor tendrá reclamo alguno contra PETROPERÚ con la decisión de no continuar con el proceso.

7.9. PETROPERU S.A. se reserva el derecho de verificar lo informado en las propuestas, en cuanto a plazos, condiciones de entrega, calidad y lo que considere pertinente a sus intereses y rechazar las propuestas con información falsa o inexacta, sin que ello pueda dar derecho a los postores, a demandar pérdidas, intereses o daños y perjuicios por los gastos en que hubiera podido incurrir, como consecuencia de la preparación y presentación de las ofertas, de la constitución de garantías o por cualquier otro concepto.

7.10. PETROPERU S.A., podrá solicitar a los postores documentos aclaratorios, siempre que ello no constituya modificación de su propuesta Técnica – Económica.

8. DE LAS PROPUESTAS – PRESENTACIÓN

8.1. La recepción y apertura de propuestas se hará en acto público con presencia de Notario Público, y el Representante de Auditoria Interna de PETROPERU S.A., para los fines del caso, según corresponda. En caso los postores no puedan estar presentes en el acto público, podrán presentar sus propuestas a través de la Oficina de Trámite Documentario de Operaciones Oleoducto ‐ PETROPERÚ S.A., un día antes del acto público, de acuerdo con el Calendario (Página 02). Antes de iniciado el Acto Público, éstas serán entregadas directamente al Notario Público designado para su custodia.

8.2. La tardanza o ausencia del Veedor del Órgano de Control Institucional no impedirá la realización del acto público.

8.3. La recepción de propuestas será en mesa, en dicho acto, por el Órgano Ad‐Hoc, en dos (2) sobres cerrados, de los cuales el primero contendrá la Propuesta Técnica (Sobre N° 1, original y copia) y el segundo la Propuesta Económica (Sobre N° 2, original y copia) y deben estar foliadas y selladas por el postor o su representante legal o apoderado, en el día, hora y lugar establecidos en el Calendario del Proceso del presente documento (Página 02). Las propuestas se presentarán como se menciona en los numerales I y II del ANEXO 04.

8.4. Las propuestas deben ser entregadas en dos (02) sobres cerrados: Sobre N° 1: Propuesta Técnica y Sobre N° 2: Propuesta Económica, con la siguiente rotulación:

SOBRE N° 01

PETRÓLEOS DEL PERÚ – PETROPERÚ S.A. OPERACIONES OLEODUCTO

ÓRGANO AD-HOC

PROCESO DE SELECCIÓN POR COMPETENCIA MAYOR Nº CMA-0002-2010-OLE/PETROPERÚ

PRIMERA CONVOCATORIA. “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL

PROYECTO TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑÓN POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”

PROPUESTA TÉCNICA

<Nombre del Postor>



SOBRE N° 02


ÓRGANO AD-HOC

PROCESO DE SELECCIÓN POR COMPETENCIA MAYOR Nº CMA-0002-2010-OLE/PETROPERÚ

PRIMERA CONVOCATORIA. “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL

PROYECTO TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑÓN POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”

PROPUESTA ECONÓMICA

<Nombre del Postor>

8.5. Se precisa que, en el caso del envío de las propuestas a la Oficina de Trámite Documentario de PETROPERÚ S.A., será por cuenta y riesgo de los postores, y con la condición que éstas lleguen en buenas condiciones y sin abrir; en el supuesto que lleguen abiertas por consecuencia del transporte y/o aduana, éstas propuestas no serán consideradas para el acto de recepción y apertura de propuestas, dejando constancia en dicho acto y verificado por el Notario Público.

8.6. Para los Actos Públicos del proceso, el representante del postor deberá apersonarse ante el Presidente del Órgano Ad Hoc, debidamente acreditado mediante carta poder simple, quien deberá presentar su documento de identidad vigente. Una persona natural o jurídica no podrá representar a más de un postor o Consorcio.

En caso de Consorcios, designarán un representante común mediante carta simple firmada por los representantes legales de cada una de las compañías integrantes del Consorcio.

8.7. La presentación de propuestas en el acto público, se efectuará llamando a los postores por orden alfabético. Si el postor no se encuentra presente en ese momento, perderá la oportunidad de presentación de su propuesta. En el caso de las propuestas que hayan sido presentadas en Trámite Documentario que estén en poder del Notario, éstas, al llamado del presidente del Órgano Ad –Hoc serán presentadas por uno de los miembros del Órgano Ad‐Hoc o por el propio Notario. En el caso de Consorcio se considerará el Orden Alfabético considerando como nombre inicial del postor la palabra “Consorcio”.

8.8. Públicamente se abrirán los sobres de las propuestas técnicas (sobre N° 01) y se verificara el contenido de cada uno, el cual será evaluado y calificado posteriormente, el Presidente del Órgano Ad Hoc leerá los nombres de los postores y detalles principales de las propuestas técnicas.

8.9. Para determinar la admisibilidad de las propuestas técnicas (sobre N° 01), el Órgano Ad Hoc verificará la presentación de todos los documentos requeridos en las bases (Ver ANEXO 04). Si la documentación no esta completa, se devolverán los sobres N° 01 y N° 02, considerándolos como no recibidos.

8.10. Los sobres de las propuestas económicas sin abrir (sobre N° 02) serán introducidos en un sobre o precintado, que será cerrado y firmado en los puntos de cierre, por los Miembros del Órgano Ad – Hoc, por el Notario Público y por los postores que así lo deseen. Dicho sobre o sobres precintados quedarán en custodia del Notario Público. Se dará por terminado el acto, luego de la lectura del Acta, consignándose las observaciones que



hubiera, la que será suscrita por Miembros del Órgano Ad Hoc y por los postores o representantes acreditados que deseen hacerlo.

8.11. De existir algún defecto subsanable en la propuesta técnica (Sobre N° 01) que puede ser enmendado (como se describe el siguiente párrafo), el Órgano Ad Hoc puede tomar la decisión fundamentada sobre ellas en el acto de recepción, apertura y lectura de propuestas. El postor podrá subsanar en el mismo acto, la omisión de algunos de los requisitos solicitados, o dentro de un plazo máximo de dos (02) días de la recepción. Estas subsanaciones no significarán modificación alguna del alcance de las propuestas técnicas o económicas. Si la propuesta técnica no es subsanable, se devolverán los sobres, y si el postor no acepta devolución, los sobres quedarán en custodia por el Notario Publico, dejando constancia en Acta.

Un defecto formal u omisión que puede sufrir subsanaciones es aquella que no implique modificación de los requisitos técnicos mínimos establecidos en las Bases, como son: las características técnicas, precio, objeto, plazo y otras condiciones que puedan influir en la evaluación de la propuesta.

8.12. Todos los documentos se redactarán en español o en inglés, en este último caso, se acompañará la correspondiente traducción al español, a excepción de los catálogos, folletos u otros que se presentarán en español o en inglés, salvo que su traducción sea solicitada en el curso de la evaluación por parte del Órgano Ad‐Hoc.

8.13. Las propuestas técnicas y económicas, serán presentadas en idioma español. Los catálogos, folletos y similares y aquellos que se especifique en las Bases, deberán ser presentados en idioma español o inglés.

8.14. PETROPERÚ S.A., se reserva el derecho de verificar lo informado en las propuestas, y rechazará las propuestas con información falsa o inexacta, sin que ello pueda dar derecho a los postores a demandar pérdidas o intereses por los gastos en que hubieran podido incurrir, como consecuencia de la preparación y presentación de las ofertas, de la constitución de garantías o de cualquier otro concepto.

9. EVALUACION DE LA PROPUESTA

9.1. El Órgano Ad‐Hoc evaluará las propuestas que cumplan con lo especificado en las Bases, que incluyen los Requerimientos Técnicos Mínimos del Numeral 8 de las Bases Técnicas; considerando los criterios y parámetros de evaluación detallados en el ANEXO 03 Las propuestas técnicas que cumplan los requisitos establecidos en las presentes Bases serán admitidas.

Las propuestas técnicas serán descalificadas cuando:

No cumplan con los Requerimientos Técnicos Mínimos de las Bases Técnicas.

No incluyan la documentación requerida como obligatoria solicitada en ANEXO 04 de las Bases.

Contengan información discrepante con los documentos sustentatorios, que no permitan determinar si la propuesta cumple los requerimientos establecidos como mínimos, o que no haya sido subsanada satisfactoriamente la solicitud del Órgano Ad‐Hoc.



Contengan información falsa o inexacta con respecto al cumplimiento

de los Requerimientos Técnicos Mínimos y en los Factores de Evaluación.

No alcancen el Puntaje Técnico Mínimo requerido para acceder a la evaluación económica (80.000 puntos).

Las propuestas económicas serán descalificadas cuando:

Presenten errores u omisiones no subsanables.

Sólo una vez admitidas, el Órgano Ad – Hoc aplicará los factores de evaluación previstos en las presentes Bases y asignará los puntajes correspondientes conforme a los criterios establecidos para cada factor.

9.2. Después de ser evaluadas y/o calificadas las Propuestas Técnicas PETROPERÚ dará a conocer los resultados de la evaluación técnica y abrirá las propuestas económicas (Sobre N° 02) en acto publico, en presencia del Notario Público y de los postores que han asistido.

9.3. La tardanza o ausencia del Veedor del Órgano de Control Institucional no impedirá la realización de los actos públicos.

9.4. El Presidente del Órgano Ad‐Hoc iniciará el acto dando lectura al resultado de la Evaluación Técnica, y procederá a devolver los sobres cerrados de las Propuestas Económicas de los postores que no hayan sido admitidas para Evaluación Técnica o no hayan alcanzado el puntaje mínimo señalado en las presentes Bases. En caso de no estar presente el representante del postor descalificado o de la propuesta no admitida, se procederá a dejar en custodia del Notario Público el sobre cerrado de su Propuesta Económica.

9.5. La disconformidad de uno o más de los Postores presentes en el acto público con respecto a los resultados de la evaluación técnica, será consignada en el Acta del acto y se procederá a entregar al Notario Público el sobre cerrado conteniendo la Propuesta Económica de dicho postor o postores, el cual se mantendrá en custodia hasta el momento en que se formule la apelación, de acuerdo a lo señalado en el numeral 11 de las Bases, o deje consentida la devolución al no apelar dentro del plazo señalado.

9.6. A continuación el Notario Público procederá a la apertura de los sobres de las Propuestas Económicas, de aquellos postores que hayan calificado en la Propuesta Técnica. El Órgano Ad‐Hoc procederá a verificar el contenido de los sobres de las Propuestas Económicas de acuerdo a lo requerido en el ANEXO 04 de las Bases.

9.7. La evaluación de las propuestas técnicas y económicas se efectuará de la siguiente manera:

a. Verificación del cumplimiento de Requerimientos Técnicos Mínimos y ponderación de puntaje técnico y económico: Tanto la Evaluación Técnica como la Evaluación Económica se califican sobre cien (100) puntos. El puntaje total será el promedio ponderado de las evaluaciones técnica y económica, obtenido de la aplicación de la siguiente fórmula:

PTPi = c1 PTi + c2 PEi



Donde: PTPi = Puntaje total del postor i PTi = Puntaje de la evaluación técnica del postor i PEi = Puntaje de la evaluación económica del postor i c1 = Coeficiente de ponderación de la evaluación técnica (c1=0.70). c2 = Coeficiente de ponderación de la evaluación económica (c2=0.30).

La propuesta evaluada como la mejor, será la que obtenga el mayor Puntaje Total.

10. OTORGAMIENTO DE LA BUENA PRO

10.1. Elaborados los cuadros de la evaluación y determinado el ganador el día señalado en el calendario del proceso. El Órgano Ad‐Hoc otorgará la Buena Pro a la mejor propuesta de acuerdo a los criterios y parámetros de evaluación establecidos en las presentes Bases, es decir obtenga el mayor puntaje resultante de la sumatoria ponderada de los puntajes de la propuesta técnica y económica.

10.2. En caso se presente una sola propuesta, se otorgará la Buena Pro, a condición que ésta cumpla con los requisitos señalados en las presentes Bases.

10.3. El otorgamiento de la Buena Pro se informará a través del SEACE y de la página Web de PETROPERÚ S.A. de donde podrá ser descargada por los POSTORES.

10.4. El informe con los resultados de la evaluación, así como el otorgamiento de la Buena Pro o declaratoria de desierto, constará en Acta.

10.5. En el supuesto que dos o más propuestas alcancen igual puntaje, la adjudicación se decidirá en favor del Postor que haya obtenido el mayor Puntaje Técnico, y de persistir la igualdad, se hará la definición por sorteo en el mismo acto.

10.6. Cuando se hayan presentado dos o más propuestas, el consentimiento de la buena pro se producirá a los ocho (08) días hábiles siguientes a su notificación, siempre que los postores no hayan ejercido el derecho de interponer recurso impugnativo.

10.7. El registro del Otorgamiento de la Buena Pro incluirá el acta y el cuadro comparativo detallado con los resultados de la Evaluación Técnica – Económica.

11. RECURSOS IMPUGNATIVOS Los postores podrán interponer Recursos de Apelación y de Revisión, según lo establecido en El Reglamento, de acuerdo a lo siguiente: 11.1 Los postores podrán presentar Recursos de Apelación ante PETROPERÚ

después de otorgada la Buena Pro o declarado desierto por descalificación o inadmisibilidad de propuestas. El plazo para su interposición es de ocho (08) días hábiles siguientes a la notificación de la Buena Pro a través del SEACE. La interposición del recurso de apelación en la oportunidad antes señalada suspende la tramitación del proceso. En caso se interponga recurso de interpelación antes del otorgamiento de la Buena Pro, será rechazado de plano, sin mayor trámite, por la Oficina de Trámite Documentario de la entidad con la



simple verificación de la fecha programada para el otorgamiento de la buena pro. El Recurso de Apelación debe ser presentado en Trámite Documentario – Operaciones Oleoducto – PETROPERÚ, ubicada en Calle Huánuco N° 218‐228 – Ciudad de Piura, en el Horario de Lunes a Viernes de 07:30 a 15:30 horas, siendo requisito indispensable para ser tramitado. Los recursos que se presenten en otras dependencias de PETROPERÚ, fuera de plazo u horario establecido, o por correos electrónicos o fax, se tendrán como NO PRESENTADOS.

11.2 Al momento de la presentación del Recurso de Apelación, los postores adjuntarán una garantía irrevocable, solidaria, incondicional y de realización automática, mediante una Carta Fianza, por el uno por ciento (1%) del Monto Estimado Referencial a favor del OSCE (Organismo Supervisor de las Contrataciones del Estado).

11.3 Vencido el plazo máximo de diez (10) días hábiles sin que PETROPERÚ publique en el SEACE su Resolución, el postor apelante tendrá por denegado su Recurso de Apelación y podrá interponer Recurso de Revisión contra la denegatoria ficta ante el Tribunal de Contrataciones del Estado. PETROPERÚ elevará todo lo actuado al Tribunal de Contrataciones del Estado, incluyendo la garantía, en un plazo no mayor de tres (3) días hábiles, luego de haber recibido el requerimiento del Tribunal. Dentro de los tres (3) días hábiles contados a partir del día siguiente de publicada en el SEACE la Resolución que resuelve el Recurso de Apelación, podrá interponerse Recurso de Revisión ante el Tribunal de Contrataciones del Estado. Cuando se declare infundado o improcedente el Recurso de Apelación o el de Revisión, se ejecutará la garantía.

12. DE LAS GARANTÍAS

El postor ganador de la Buena Pro deberá presentar la siguiente garantía para la suscripción del Contrato: Garantía de Fiel Cumplimiento.‐ Carta Fianza de Fiel Cumplimiento de Contrato3 deberá ser emitida por una suma equivalente al 10% del Monto Total del Contrato y debe tener una vigencia hasta la conformidad de la recepción de la prestación del servicio a cargo del CONTRATISTA, es decir hasta la aprobación del Acta de Liquidación del Contrato. Esta garantía se ejecutará en caso de incumplimiento imputable al CONTRATISTA en la ejecución del servicio. La garantía será de carácter incondicional, solidario, irrevocable, de realización automática y sin beneficio de excusión, al solo requerimiento de PETROPERÚ, y será emitida por Entidades Bancarias o Entidades Financieras, autorizadas y acreditadas en el Perú por la Superintendencia de Banca y Seguros (SBS). La garantía será devuelta, una vez que la recepción de la prestación a cargo del Contratista cuente con la conformidad del área usuaria y esté aprobada por PETROPERU S.A.

3 Solo se aceptara como garantía una Carta fianza, de acuerdo a la normatividad interna de Petroperú S.A. este documento financiero es de realización automática.



13. DEL CONTRATO

El Ganador de la Buena Pro antes de la Suscripción del Contrato deberá mostrar su experiencia y la del personal que presenta para este servicio con la documentación fidedigna respectiva que pruebe fehacientemente lo manifestado en su propuesta. 13.1 En caso de ser Proveedor domiciliado en el Perú:

Para la suscripción del Contrato que se indica en el FORMATO Nº 14‐A, el postor ganador de la Buena Pro debe entregar los siguientes documentos: a) Copia del DNI del Representante Legal. b) Copia del RUC de la empresa. c) Copia simple del Testimonio de la Constitución de la Empresa. d) La garantía indicada en el numeral 12 de las Bases

Administrativas. e) El Certificado emitido por el OSCE (Organismo Supervisor de las

Contrataciones del Estado), que acredite que no se encuentra inhabilitado para contratar con el Estado. En caso de consorcios, cada uno de los integrantes del Consorcio debe presentar este certificado.

f) Copia de la Vigencia de Poder, expedido por el Registro de Mandatos y Poderes del Registro de Personas Jurídicas de los Registros Públicos, correspondiente a la(s) persona(s) que va(n) a suscribir el Contrato.

13.2 En caso de ser Proveedor no domiciliado en el Perú: Para la suscripción del Contrato que se indica en el Formato Nº 14‐B, el postor ganador de la Buena Pro debe entregar los siguientes documentos:

a) Poder en Vigencia; expedido por el Registro de Mandatos y Poderes de los Registros Públicos en el país de origen del postor o registro equivalente correspondiente a la(s) persona(s) que van a suscribir el Contrato, debiendo indicar su facultad para suscribir contratos. Este poder deberá estar legalizado por las autoridades competentes. El postor ganador se compromete a inscribir su poder en los Registros Públicos de Lima en un plazo no mayor de noventa (90) días, con posterioridad a la firma del Contrato.

b) Documento Nacional de Identidad Vigente; del país de origen o registro equivalente correspondiente, del Representante Legal.

c) El Certificado emitido por el OSCE (Organismo Supervisor de las Contrataciones del Estado), que acredite que no se encuentra inhabilitado para contratar con el Estado. En caso de consorcios, cada uno de los integrantes del Consorcio debe presentar este certificado.

d) La garantía indicada en el numeral 12 de las Bases Administrativas.

El Contrato que se indica en el Formato Nº 14B, se ceñirá de acuerdo a la Legislación Peruana vigente del Impuesto a la Renta (D.S. N° 179‐2004‐EF y Ley N° 28442), la asistencia técnica utilizada económicamente en el país está gravada con un 15 % si se entrega a PETROPERÚ S.A., una declaración jurada (según FORMATO Nº 12 y un informe de auditores de Prestigio Internacional, o del 30% si el Contratista decide no presentar dichos documentos.



13.3 En el caso que la Buena Pro fuese otorgada a empresas que han

participado en Consorcio, éstas deben ceñirse a todo lo dispuesto en el numeral 6 de la Directiva Nº 003‐2003‐CONSUCODE, aprobada mediante Resolución Nº 063‐2003‐CONSUCODE/PRE, publicado el 13‐mar‐2003 y deben presentar los siguientes documentos:

a) Los postores que han decidido participar conjuntamente en consorcio en el presente proceso, deberán celebrar un contrato privado de consorcio con firmas legalizadas.

b) El representante de cada una de las empresas del Consorcio deberá presentar un poder que cumpla con los requisitos señalados en el literal a) anterior.

c) Documento notarial por el cual se designe un representante o apoderado común con poder suficiente para cumplir las obligaciones que se deriven del Contrato.

13.4 Para la entrega de los documentos solicitados en el numeral 13.1., 13.2. y 13.3, PETROPERÚ dentro de los cinco (05) días hábiles siguientes de consentida la Buena Pro, debe citar al postor ganador de la Buena Pro otorgándole un plazo de siete (07) días hábiles; este plazo podrá ser ampliado en tres (03) días hábiles. Por ningún motivo los plazos podrán ser mayores al de la validez de la oferta de la propuesta ganadora.

13.5 El incumplimiento de lo estipulado en el numeral anterior, en el plazo establecido, originará la pérdida de la Buena Pro y PETROPERÚ procederá a informar al Tribunal de Contrataciones y Adquisiciones de este hecho.

13.6 Una vez cumplido con lo indicado en los numerales 13.1., 13.2. y/o 13.3 PETROPERÚ suscribirá el Contrato y otorgará un plazo de cinco (05) días hábiles para que el postor ganador de la Buena Pro suscriba el Contrato, cuya Proforma figura en los FORMATO Nº 14A y 14B, este plazo podrá ser ampliado en tres (03) días hábiles. Sí el postor ganador de la Buena Pro no suscribe el Contrato en el plazo establecido perderá la Buena Pro y PETROPERÚ informará al Tribunal de Contrataciones del Estado de este hecho.

13.7 En los casos mencionados en los numerales 13.5. y 13.6. PETROPERÚ podrá optar por adjudicar la Buena Pro al postor que ocupó el siguiente lugar de acuerdo a lo previsto en El Reglamento y siguiendo el mismo procedimiento.

14. FORMA Y CONDICIONES DE PAGO

PETROPERÚ S.A. efectuará el pago en US$ Dólares Americanos, según cronograma de pagos propuesto por el postor ganador de la Buena Pro, cada valorización indicada en el cronograma deberá estar respaldada por el reporte de avance semanal aprobado por PETROPERÚ S.A. que deberá presentar el consultor. El pago no excederá los veinte (20) días calendarios después haber presentado correctamente la factura, la que deberá ser presentada de preferencia dentro de los dos (2) días hábiles de haberse obtenido la conformidad del avance del servicio.

Para empresas no domiciliadas en el Perú:



Toda propuesta económica estará afecta a una retención del Impuesto a la Renta del Perú equivalente al 15% o 30% por los Servicios de Asistencia Técnica (Diseños Básicos) dependiendo de la documentación a presentar, según el D.S. N° 179‐2004‐EF y la Ley 28442.

La asistencia técnica utilizada económicamente en el país está gravada en un 15 % si se entrega al usuario (PETROPERÚ S.A.) una declaración jurada donde se establezca que el servicio de consultoría corresponden a servicios de asistencia técnica (según FORMATO Nº 12) y un informe de auditores de Prestigio Internacional, o del 30% si el Contratista decide no presentar dichos documentos. Los montos facturados por Asistencia Técnica están afectos, por tanto, a una retención de impuesto del 15 % o 30 % del monto contractual que se facture según el cronograma de pagos contractuales, y decisión de adjuntar las declaraciones e Informe de Auditores referida.

PETROPERÚ S.A. entregará al Contratista el Certificado de Retenciones de no domiciliados, luego de ser pagadas a la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (SUNAT) del Perú.

Emitir factura a nombre de: PETRÓLEOS DEL PERÚ ‐ PETROPERÚ S.A. RUC : 20100128218 DIRECCIÓN : Calle Huánuco N° 218 – Piura. Hacer llegar a la Oficina Trámite Documentario – Operaciones Oleoducto – PETROPERÚ, ubicada en Calle Huánuco N° 218 – Piura, los siguientes documentos:

La factura correctamente emitida.

Valorización aprobada por PETROPERÚ.

Copia del Contrato

De ser el caso; Declaración Jurada refrendada por el Consulado Peruano en el país de origen y un Informe de Auditores de Prestigio Internacional (Se debe presentar con cada factura).

Nota.‐ El contenido mínimo del Informe del Auditor de Prestigio Internacional debe incluir lo siguiente: I) Objetivo del Informe. II) Procedimientos y legislación correspondientes. III) Análisis y Certificación de los Servicios como Asistencia Técnica.

3.1. Antecedentes. 3.2. Concepto de Asistencia Técnica. 3.3. Análisis del Contrato de Locación de Servicios. 3.4. Naturaleza jurídica tributaria de los servicios prestados. 3.5. Verificación de la prestación efectiva del servicio.

IV) Certificación.

Los pagos se efectuarán dentro de los quince días (15) calendario previa verificación y aprobación de PETROPERÚ S.A. de acuerdo al cronograma de pagos.

15. PENALIDADES

15.1. El incumplimiento por parte del Contratista, en la entrega del servicio en los plazos acordados, sin que haya mediado hecho fortuito o motivo de fuerza mayor o de otra índole no imputable al Contratista, sustentados en su oportunidad ante PETROPERU S.A. y aceptado por esta última; estará sujeto a penalidad según la siguiente relación:



díasen Plazo0.25

Monto0.10Diaria Penalidad

15.2. El Monto y plazo en días se refieren al contrato. 15.3. Monto máximo a penalizar corresponde al 10% del monto contractual. 15.4. La aplicación de la penalidad establecida en el punto anterior será

deducida de los pagos a cuenta, del pago final o en la liquidación final; o si fuese necesario se cobrará del monto resultante de la ejecución de las Garantías de fiel cumplimiento. En este último caso PETROPERÚ S.A. ejecutará y tramitará el honramiento a su favor.

16. SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS DURANTE LA EJECUCIÓN CONTRACTUAL Las controversias que surjan entre las partes, desde la suscripción del contrato, sobre su ejecución, interpretación, resolución, inexistencia, ineficacia o invalidez, se resolverán mediante conciliación y/o arbitraje, según el acuerdo de las partes, debiendo solicitarse el inicio de estos procedimientos en cualquier momento anterior a la culminación del contrato. En caso el contrato sea resuelto o PETROPERÚ declare su nulidad, el plazo para interponer conciliación y/o arbitraje será de diez (10) días hábiles de notificada tal decisión. Estos plazos son de caducidad, en Concordancia con el numeral 11 de El Reglamento.

Si la conciliación concluye con un acuerdo parcial o sin acuerdo, las partes deberán someter a arbitraje las diferencias no resueltas. El arbitraje será de derecho y resuelto por un Tribunal Arbitral, bajo la organización y administración de los órganos del Sistema Nacional de Conciliación y Arbitraje del OSCE (Organismo Supervisor de las Contrataciones del Estado) o de la Cámara de Comercio de Lima, y de acuerdo a sus reglamentos vigentes.

El laudo arbitral emitido es vinculante para las partes y pone fin al procedimiento de manera definitiva, siendo el laudo inapelable ante el Poder Judicial o ante cualquier instancia administrativa.

17. REQUISITOS DE CONFIDENCIALIDAD

los postores tienen que mantener confidencialidad de los documentos de su propuesta y cualquier información provista por LA ENTIDAD en relación con la propuesta incluyendo la asignada como información confidencial o la cual el postor conoce o debería razonablemente conocer su confidencialidad o debería ser tratada como tal.

Los postores no deberán copiar o reproducir cualquier información provista en los documentos de la convocatoria o de otra manera por o a nombre de LA ENTIDAD en relación con los documentos de la convocatoria, excepto como es requerido para el propósito de preparar y enviar su propuesta y luego solamente en la medida que sea razonablemente necesario.

Los documentos de la propuesta se convertirán en propiedad de LA ENTIDAD bajo custodia y después permanecerán en propiedad de LA ENTIDAD.



BASES TÉCNICAS

"ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL ONP”

CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERU

TÉRMINOS DE REFERENCIA

1. INTRODUCCIÓN

En la década de los 70’s el Oleoducto Nor Peruano (ONP) fue diseñado y construido para el transporte de 200 MBPD (por equipamiento de bombeo) de crudos medianos (26.6°API @ 60°F, viscosidad de 38 cSt @ 70°F).

Desde sus inicios de operación hasta la fecha, la calidad (viscosidad y gravedad específica) y el volumen transportado han ido decreciendo de manera paulatina. Es así que en la actualidad se transporta crudos de 17.9°API@60°F, viscosidad de 425 cSt@70°F para una producción de 42 MBPD. Con este nivel de producción se debe almacenar el petróleo crudo por un periodo de 10 días calendario y así poder hacer bombeos intermitentes a régimen de 140 MBD por 3 días calendario.

Actualmente, la producción en los Lote 1‐AB y 8 continúan con tendencia decreciente en calidad y los pronósticos de producción futura en la selva Norte del Perú (según trabajos exploratorios en Lotes 1‐AB, 39 y 67) son de producir Crudo Pesado. La salida natural de este tipo crudos es el ONP, que llega hasta el Terminal Bayóvar; para hacer factible el transporte de Crudo Pesado se debe realizar el redimensionamiento de la actual infraestructura de transporte y de los equipos principales de bombeo, diseñados y seleccionados para el transporte de crudos medianos (24 a 26ºAPI).

Por tales razones, Petroperú debe adaptar el ONP y el Oleoducto Ramal Norte (ORN) para hacer factible el transporte de Crudo Pesado, con lo que se ha iniciado la elaboración del PMA para la construcción de los Loops al ORN, se ha desarrollado el Estudio de Factibilidad y, mediante las presentes Bases, convoca el proceso para la “Elaboración de Ingeniería Básica para el Proyecto de Transporte de Crudo Pesado”.

2. MEMORIA DESCRIPTIVA DEL SERVICIO DE CONSULTORÍA

Petróleos del Perú – PETROPERÚ S.A., en adelante Petroperú, con RUC 20100128218, domiciliado en Av. Huánuco 218 ‐ 228, Piura – Perú convoca el Proceso para el Servicio de Consultoría de la “Elaboración de Ingeniería Básica de la Primera Etapa del Proyecto Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano”, en adelante Servicio de Consultoría, que se realizará en los términos y condiciones detallados en los presentes Términos de Referencias y sus Anexos.

El Proyecto Transporte de Crudo Pesado por la Cuenca del Marañón, en adelante PTCP, contempla reacondicionar el ORN en dos etapas para aumentar su capacidad de transporte: 100 MBPD en la Primera Etapa y 150 MBPD en la Segunda Etapa. Para el Tramo II no es necesaria modificación alguna ya que la tubería actual de 36” puede transportar el caudal de crudo requerido de manera continua hasta el Terminal Bayóvar.

En la Ingeniería Conceptual del PTCP (ver ANEXO 01), en adelante Ingeniería Conceptual, podemos encontrar una descripción detallada del Oleoducto Nor Peruano. Dicha ingeniería



fue elaborada por Petroperú y revisada por la Cía. Mustang Engineering como parte del Estudio de Factibilidad del PTCP desarrollado por dicha compañía.

En los siguientes numerales se describen más detalladamente el alcance de cada una de las dos etapas del PTCP:

2.1 Primera Etapa – Instalación de Loops al ORN

El Servicio de Consultoría deberá elaborar la Ingeniería Básica de la Primera Etapa del PTCP, la cual consiste principalmente en la instalación de dos Loops4 (ver Figura 1) en el ORN con el fin de aumentar la capacidad de bombeo a 100 MBPDO de crudo de 19 API y 310 cSt @ 25°C, el primero en el tramo entre la Estación Andoas y Estación Morona y el segundo entre la Estación Morona y Estación 5. La producción que se transportará durante la Primera Etapa del Proyecto será la de los Lotes 67 y 1AB.

Figura 1 Esquema de un Loop

La Ingeniería Conceptual determinó los parámetros técnicos de los Loops para transportar 85 MBPD de crudo de 19° API y 310 cSt: dos Loops de 24” de diámetro con longitudes de 20 km para el primero, desde la Progresiva 147 del ORN hasta Estación Morona y 10 km para el segundo desde la Progresiva 242 del ORN hasta Estación 5. Cabe mencionar que el diámetro y los espesores de la tubería de los Loops se obtuvieron a partir del diseño de un nuevo oleoducto entre Estación Andoas y Estación 5 para transportar crudo de 19° API y 310 cSt @ 25°C y una capacidad de transporte de 150 MBPD, mientras que las longitudes de los Loops se determinaron a partir de una capacidad de transporte de 85 MBPD. El diseño de la Ingeniería Básica de los Loops deberá mantener este mismo criterio, con la variación en el caudal de transporte para la Primera Etapa de 100 MBPD. Para esta capacidad de bombeo los parámetros técnicos (diámetro, longitud, espesores, etc.) serán distintos a los calculados en la Ingeniería Conceptual; se estima que para 24” de diámetro las longitudes de los loops se incrementarían en 45 y 20 km.

4 Loop: Derivación de la tubería principal instalado en paralelo, y cuyos extremos finales se unen mediante un manifold. El objetivo de esta disposición es disminuir las pérdidas hidráulicas en la tubería principal y poder aumentar el flujo del sistema de transporte.

Tubería Principal

Loop



Además, el servicio de consultoría también comprende el diseño de las modificaciones que se realizarán en las Estaciones de Bombeo (sistemas de bombeo y tanques de almacenamiento) en las estaciones Andoas, Morona y 5 para cubrir los requerimientos de la Primera Etapa. La Figura 2 muestra un esquema de la Primera Etapa.

Figura 2 Esquema de la implementación de la Primera Etapa del Proyecto

El servicio de consultoría debe realizar un diseño escalable, para los Loops y las estaciones de bombeo, con el fin de que los equipos y tuberías instalados durante la Primera Etapa se utilicen también durante la Segunda Etapa, haciendo solo las modificaciones necesarias para aumentar la capacidad de transporte en 50 MBPD (de 100 a 150 MBPD).

2.2 Segunda Etapa – Proyecto Integral

Implementar el proyecto integral para el transporte de 150 MBPD de crudo de 19° API y 310 cSt @ 25°C por un nuevo oleoducto entre Estación Andoas y Estación 5. El presente servicio de consultoría solo contempla el cálculo hidráulico y mecánico de esta etapa. Una descripción más detallada de esta etapa se puede encontrar en la Ingeniería Conceptual.



Figura 3 Esquema de la Segunda Etapa del Proyecto de Transporte de Crudo Pesado

3. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

El Servicio de Consultoría debe ser ejecutado de manera descrita en las presentes Bases Técnicas, Estándares de Ingeniería y Normas Técnicas aplicables, Estándares Internacionales y en donde no se indique, de acuerdo con las directivas de Petroperú y las buenas prácticas de ingeniería.

El Contratista deberá, en todo momento, elaborar la Ingeniería Básica fundamentada en la Normativa Nacional e Internacional Vigente (Reglamentos de Transporte, Normas y Legislación del Perú).

Marco Legal

Ley Orgánica de Hidrocarburos Nº 26221.

Decreto Supremo N° 042‐2005‐EM Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

Decreto Supremo N° 081‐2007‐EM Reglamento para Transporte de Hidrocarburos por Ductos.

Decreto Supremo N° 015‐2006‐EM Reglamento de Medio Ambiente para las Actividades de Hidrocarburos.

Decreto Supremo N° 036‐2003‐EM Reglamento de Seguridad para Almacenamiento de Hidrocarburos.

Decreto Supremo N° 026‐1994‐EM Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos.

Decreto Supremo N° 043‐2007‐EM Reglamento de Seguridad para Actividades de Hidrocarburos.

Estándares Nacionales

Especificaciones generales de Petroperú.

Código Eléctrico Nacional del Perú.



Estándares Internacionales

General

National Fire Protection Association (NFPA)

National Electrical Code (NEC)

Industrial Research Institute (IRI)

American Society of Mechanical Engineering (ASME)

American Petroleum Institute (API)

ISO 14001 y SGA de Operaciones Oleoducto

AACE International Recommended Practice No. 18R‐97

Obras Civiles

Reglamento Nacional de construcciones (RNC)

American Concrete Institute (ACI)

American Institute of Steel Construction (AISC)

Instalaciones Metalmecánicas

ASME B31.3 Process Piping.

ASME B31.4 Code Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids.

API RP 1102 Recommended Practice for Liquid Petroleum Pipelines Crossing Railroads and Highways.

API STD 1104 Welding of Pipelines and Related Facilities ASME Section IX – Welding and Brazing Qualifications.

API 650 Welded Steel Tanks for Oil Storage.

API 651 Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks

API 652 Lining of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms

Instalaciones Eléctricas

National Electric Code (NEC‐USA o NFPA 70).

National Electrical Manufacturers Association (NEMA).

Institute of Electrical and Electronical Engineering (IEEE).

Instrumentación

API 551

Manual of Petroleum Measurement Standard (MPMS)

Instrumentation, System and Automatization Society (ISA)

NFPA 72.

También se listan los códigos y especificaciones de los materiales para oleoductos:

API 5L – Specifications for Line Pipe.

API 6D—Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball, and Check Valves).

ASME B16.5—Pipe Flanges and Flanged Fittings.

ASME B16.34—Valves—flanged, Threaded, and Welding End.



4. EJECUCIÓN DEL SERVICIO DE CONSULTORÍA

El Servicio de Consultoría para Elaboración de la Primera Etapa de la Ingeniería Básica del PTCP se deberá llevar a cabo en 2 fases, las mismas que deberán estar claramente definidas en el cronograma que presentará el postor en su Propuesta Técnica.

4.1 Primera Fase –Levantamiento de Información en ruta y diseño hidráulico

Luego de la evaluación y análisis de los documentos listados en el Numeral 11, que serán entregados después de la suscripción del Contrato, el equipo técnico de Petroperú realizará una charla de inducción al personal del Contratista en donde se tratarán los siguientes puntos:

Objetivos del Servicio de Consultoría para la Ingeniería Básica de la Primera Etapa del PTCP.

Principales trabajos a realizar durante el Servicio de Consultoría.

Objetivos de las Visitas Técnicas al ORN, Estaciones de Bombeo y Terminal Bayóvar.

Ingeniería Conceptual del PTCP.

Normas de Seguridad y Gestión Ambiental para Contratistas.

Posterior a la charla de inducción, el personal del contratista ingresará a las estaciones de bombeo y los tramos de los Loops en el ORN; asimismo se deberán empezar con la elaboración del diseño hidráulico de los Loops y del nuevo oleoducto Andoas Estación 5 para poder determinar el alcance de las visitas técnicas a la ruta del ORN, específicamente la longitud de los Loops en el caso sea más distancia de la calculada en la Ingeniería Conceptual y existan más cruces de quebradas por analizar.

El criterio de diseño que deberá seguir el Contratista para el diseño de los Loops es el siguiente:

Los Loops deben tener una longitud tal que permita incrementar la capacidad de bombeo del ORN hasta 100 MBPD; mientras que la determinación de sus diámetros y espesores de las tuberías deben ser diseñados como mínimo para un nuevo oleoducto entre Estación Andoas y Estación 5 que transporte 150 MBPD. Además, la selección y la longitud de los loops será la óptima técnica y económicamente tomando en cuenta costos actualizados de tubería, instalación en selva, etc.

Se debe seguir este lineamiento con el fin de que las tuberías de los Loops formen parte del oleoducto que se instalará durante la Segunda Etapa del proyecto. Por este motivo; al como se indicó en el Numeral 2.1 este criterio también debe utilizarse para el diseño de los sistemas de bombeo y los tanques de almacenamiento en las estaciones de bombeo. En la Ingeniería Básica debe indicarse los equipos y tanques de almacenamiento que se instalarán durante la Primera Etapa y la ubicación de los equipos que se instalarán durante la Segunda Etapa del Proyecto.

El Contratista debe prever el número de grupos de trabajo incluyendo los profesionales correspondientes al trabajo que desarrollarán para evitar retrasos en el tiempo de entrega de la ingeniería. Las visitas técnicas se realizarán junto a la supervisión encargada de Petroperú y deberán iniciarse en el menor tiempo posible desde la firma del Contrato del servicio de consultoría. Cada grupo de trabajo que realizará el levantamiento de información en campo deberá contar con el número de especialistas



necesarios para realizar las labores correspondientes (Geología, Hidrología, Mecánica, Civil, Electricidad, Instrumentación, entre otras).

El ingreso a la ruta y estaciones de bombeo tendrá como fin evaluar y levantar la información necesaria para cumplir con todos los requerimientos planteados en el Numeral 5. Todas las visitas deberán ser previamente coordinadas con la supervisión de Petroperú con la finalidad de optimizar tiempos y recursos.

Los gastos de alimentación, estadía y transporte terrestre y/o aéreo de entrada y salida del personal desde la ciudad de Piura hasta las Estaciones involucradas serán cubiertos por Petroperú, y estarán sujetas al calendario de viajes de trabajo, sin embargo de requerirse viajes fuera de este calendario, se podrá flexibilizar de acuerdo a los requerimientos y urgencia en cada caso. Lo dicho anteriormente solo es válido para un (01) viaje de entrada y uno (01) de salida; los costos por visitas adicionales serán cubiertos por el Contratista. Por esta razón, el Contratista deberá preocuparse por levantar toda la información requerida para la elaboración de la Ingeniería Básica en el primer ingreso a las estaciones involucradas.

Los grupos de trabajo destinados al levantamiento de información en los trazos de tubería o Loops, deberán definir la ubicación final de los Loops y levantar la información necesaria para realizar la ingeniería básica de cada uno de los cruces de quebradas de cada loop. Personal de Petroperú realiza desbroces continuos del derecho de vía, sin embargo el Contratista deberá prever personal para limpieza en ciertas zonas en las que a su criterio requiera mayor limpieza.

Si el Contratista encontrara algún inconveniente durante la estadía en la zona de trabajo de la ruta de los Loops con personas afincadas en dichas zonas, debe comunicarse con personal de Petroperú para su solución y evitar todo conflicto con estas personas.

El plazo para la primera fase del servicio de consultoría es de dos (02) meses a partir del día posterior de la firma del Contrato. Al culminar la primera fase del servicio de consultoría, el Contratista se reunirá con la supervisión de Petroperú en la ciudad de Piura para exponer los resultados de las visitas técnicas y posibles replanteos al servicio de consultoría. Al término de la reunión se elaborará un Acta de Acuerdo entre Petroperú y el Contratista.

4.2 Segunda Fase – Desarrollo de la Ingeniería Básica de Loops al ORN

La Segunda Fase del servicio de consultoría consiste en la elaboración de los entregables que conforman la Ingeniería Básica de la Primera Etapa del Proyecto listados en el Numeral 5.

Durante el desarrollo de esta fase el Contratista deberá presentar un Informe Mensual detallado y un Informe Semanal del Avance del Proyecto para revisión de Petroperú. El Líder del Proyecto por parte del Contratista deberá ser el encargado de realizar todas las coordinaciones con Petroperú.

Además del desarrollo de la Ingeniería Básica, el Contratista deberá elaborar los Términos de Referencia para la Contratación del EPC de la Primera Etapa del Proyecto dentro de la Segunda Fase del Servicio de Consultoría.

El plazo de entrega de los documentos listados en el Numeral 6.2, Tabla 4 será de cuatro (04) meses a partir del día posterior a la firma del Contrato para la revisión y



aprobación respectiva de Petroperú. Al término de esta fase, el Contratista deberá realizar una presentación preliminar a Petroperú en la Oficina Principal de la ciudad de Lima. Luego, el Contratista realizará la presentación final una vez que sean levantadas todas las observaciones realizadas por Petroperú y entregará el Estudio Final de Ingeniería Básica con todos los entregables solicitados.

5. ALCANCE DEL SERVICIO

En este numeral se detalla el contenido mínimo que deberán tener los entregables de la Ingeniería Básica. Se deja establecido que lo indicado a continuación es de carácter enunciativo pero no limitativo, y que el Contratista debe desarrollar todos los trabajos complementarios de ser necesarios, de tal manera que el Servicio se ejecute de manera integral según las presentes Bases Técnicas y se cumpla con el objeto del Contrato.

Parte de los trabajos del servicio de consultoría consiste en realizar simulaciones hidráulicas para el cálculo de los Loops y del nuevo oleoducto entre Estación Andoas y Estación 5, por lo tanto, el Contratista deberá contar con los softwares necesario que faciliten el diseño de los ductos, los mismos que deben ser indicados en su propuesta.

5.1 Documentación General

5.1.1 Introducción

En este documento se describirá explícitamente el alcance del Servicio de Consultoría para la Ingeniería Básica de los Loops al ORN y deberá contener lo siguiente:

Memoria Descriptiva

Objetivos del Servicio

Alcances del Servicio

Resumen Ejecutivo

Conclusiones

5.1.2 Lista de Documentos de la Ingeniería Básica

En esta lista se detallarán todos los documentos que forman parte de la Ingeniería Básica del Proyecto, la que deberá indicar lo siguiente:

Número de cada documento listado

Nombre de cada documento listado

Número y fecha de la revisión de cada documento listado

5.1.3 Criterios de diseño, Especificaciones Técnicas y Procedimientos Constructivos

Este documento deberá contener los criterios de diseño, las especificaciones técnicas aplicables a la Ingeniería Básica del PTCP (materiales, insumos, equipos e instrumentación requeridos), así como los Procedimientos Constructivos correspondientes.



5.2 Análisis Hidráulico de la Máxima Capacidad Actual de Transporte del ONP

En este Documento, el Contratista deberá indicar los resultados de las simulaciones hidráulicas realizadas para determinar la máxima capacidad actual de transporte de crudo a través del ORN y el Tramo II del ONP (sin modificaciones). Asimismo, deberá adjuntar íntegramente las simulaciones hidráulicas realizadas en un anexo.

Se deberá determinar la máxima capacidad de transporte para distintas calidades de crudo, (gravedades API y viscosidad variables). Como mínimo se deberán realizar simulaciones para 5 valores de gravedad específica API: 13, 15, 17, 19, 21. Para cada uno de estos valores se analizará la máxima capacidad de transporte variando la viscosidad entre 100 y 2000 cSt a temperatura de línea. Los resultados deberán ser mostrados en tablas y gráficas. A manera ilustrativa se muestra en la Figura 3 una gráfica de la máxima capacidad del Tramo II del ONP variando la viscosidad de 100 a 1500 cSt para una gravedad de 19ºAPI.

0

100

200

300

400

500

600

10 510 1,010 1,510 2,010 2,510 3,010 3,510 4,010

Cau

dal

(MB

PD

)

Viscosidad (cSt)

Máximo Caudal - Crudo 19 API

Figura 4 Ejemplo de Resultados de Máximo Caudal por el ORN Tramo II

Petroperú entregará al Contratista la siguiente documentación para la elaboración de las simulaciones hidráulicas:

Topografía del terreno donde se ubica el Oleoducto Nor Peruano (con curvas de nivel equidistantes cada 50m).

Planta y Perfil de trazo de la tubería (obtenido a partir de ILI geoinercial).

Espesores nominales del Oleoducto Nor Peruano para todas las Progresivas.

Resistencia actual de la tubería (obtenida a partir de ILI de pérdida de metal).

Perfiles de Temperaturas obtenidos con el Raspatubos Instrumentado y las registradas durante la operación continúa del ONP.

Carpeta Técnica del Oleoducto Nor Peruano.

Curvas Características de todas las bombas del Oleoducto Nor Peruano.

5.3 Diseño de Loops en el ORN

En este entregable el Contratista deberá realizar el diseño hidráulico y mecánico de los Loops para la Primera Etapa. En la Tabla 1 se indican los principales parámetros técnicos que se deben tomar en cuenta para el diseño hidráulico de los Loops.



Tabla 1 Parámetros Técnicos Mínimos para el Diseño de Loops

Parámetro Técnico Cantidad Unidades

Viscosidad 310 @ 25°C cSt

Gravedad API 19.5 API

Caudal de Operación Primera Etapa (longitud de Loops) 100 MBPD

Caudal de Operación Segunda Etapa (diámetro y espesor de loops)

150 MBPD

El diseño mecánico de la tubería deberá considerar las particularidades de cada cruce de ríos y quebradas, sectores con problemas de estabilidad geotécnica que no puedan ser evitados, existentes en el actual trazo del ORN, soportes de la tubería para vencer depresiones topográficas, cercanía a centros poblados o áreas sensibles, etc., para lo cual deberá contemplarse que las exigencias de las normas son requerimientos mínimos, los mismos que deberán ser enriquecidos por la experiencia propia del Contratista, considerando principalmente la protección del medio ambiente y la seguridad del sistema de transporte.

5.3.1 Selección de Diámetro Óptimo para Loops

Tal como se ha mencionado en párrafos anteriores, la selección del diámetro de los Loops deberá calcularse basándose como mínimo en la selección del diámetro óptimo del nuevo oleoducto entre Estación Andoas y Estación 5 que se instalará durante la Segunda Etapa del Proyecto (150 MBPD). Asimismo, tomar en consideración la combinación entre diámetro y la longitud del ducto para garantizar la alternativa más económica (tomando en consideración los costos de tubería, instalación, cruce de ríos, etc.).

Para determinar el diámetro óptimo el Contratista deberá calcular la curva de Costo Total del nuevo oleoducto entre Estación Andoas y Estación 5 y de los Loops. En la Figura 5, se muestra la curva de Costo Total que se determina a partir del costo de bombeo y de las cargas fijas (costo de inversión), el diámetro óptimo se ubicará en el mínimo global de la curva Costo Total.

Figura 5 Gráfica de Costo Total para cálculo de Diámetro Óptimo

Este entregable deberá contener como mínimo los siguientes apartados:

Memoria descriptiva y Memoria de cálculo del diámetro óptimo para el nuevo Oleoducto de Crudo en el ORN.

Tablas y gráficas con los costos de bombeo, costos fijos y costos totales para cada diámetro de tubería.



5.3.2 Hidráulica de Oleoductos

Una vez determinado el diámetro óptimo del Nuevo Oleoducto entre Andoas y Estación 5, el Contratista deberá realizar las simulaciones hidráulicas para determinar el Gradiente Hidráulico y espesores de la tubería del Nuevo Oleoducto Andoas – Estación 5, para una capacidad de transporte de 150 MBPD (Segunda Etapa del PTCP).

La longitud de los Loops se calculará para una capacidad de transporte de 100 MBPD, después de que se haya calculado el diámetro y los espesores de la tubería para una capacidad de transporte de 150 MBPD. También se deben presentar los resultados de las siguientes simulaciones hidráulicas:

El Gradiente Hidráulico de los Loops para la Primera Etapa del PTCP.

El Gradiente Hidráulico del Tramo II de 36” según los nuevos requerimientos de caudal y propiedades del crudo diluido para la 1ra y 2da Etapa del PTCP.

Petroperú entregará la topografía del ORN en cada cordón de soldadura, por lo tanto el Contratista deberá, como mínimo, encontrar los siguientes parámetros técnicos por cada 10 metros de tubería para los Loops y cada 100 para el resto de tubería:

Flujo

Diámetro

Espesor

Velocidad

Temperatura

Viscosidad

Densidad

Número de Reynolds

Factor de Fricción

Cabeza de Máxima Resistencia

Presión de Operación (MOP)

Presión de Operación Máxima Admisible (MAOP)

Una vez realizado el diseño hidráulico y mecánico óptimo de los Loops (Primera Etapa) y del Nuevo Oleoducto Andoas – Estación 5, el Contratista deberá realizar un análisis de sensibilidad técnica para las propiedades más relevantes del fluido (densidad y viscosidad) y para los parámetros de operación (caudal, presión de succión, descarga, etc.) para ambas etapas. Dentro de este análisis se deberá identificar la máxima capacidad de transporte para distintas calidades de crudo diluido. Como mínimo se realizarán simulaciones para 5 valores de grados API: 13, 15, 17, 19 y 21; para cada uno de estos valores el Contratista deberá hallar la máxima capacidad admisible del oleoducto para un rango de viscosidades entre 100 a 2000 cSt.

Este entregable deberá tener como mínimo los siguientes apartados:

Memoria Descriptiva del Modelo Hidráulico de la Primera Etapa (Loops al ORN).



Memoria Descriptiva del Modelo Hidráulico de la Segunda Etapa (Nuevo

Oleoducto desde Estación Andoas hasta Estación 5).

Análisis de sensibilidad y determinación de la Máxima Capacidad de Transporte para la Primera Etapa y Segunda Etapa en el ORN y Tramo II.

Todas las simulaciones hidráulicas realizadas con el software de diseño de oleoductos deberán anexarse a este entregable, tanto en formato digital como impreso.

5.3.3 Evaluación y selección de la ruta de los Loops

En el presente Documento, el Contratista deberá determinar la ruta óptima de los Loops que se construirán durante la Primera Etapa del Proyecto siguiendo, según sea conveniente, el actual trazo del ORN, el cual parte desde la Estación Andoas (progresiva 0.00 del ORN) y termina en Estación 5 (progresiva 252.00 Km). A diferencia del ORN, los Loops deberán estar enterrados según la normativa vigente.

Considerando nuestra experiencia de cerca de 30 años de operación del Oleoducto Ramal Norte, la cual nos indica que este Ramal en general y específicamente la zona donde se emplazarán los Loops no han presentado problemas geotécnicos importantes, debido principalmente a que la topografía donde se emplaza la tubería es ligeramente ondulada y al estar ubicado en una zona donde el riesgo sísmico es, comparativamente con otras regiones del país, uno de los más bajos. Sin embargo, el tipo de problemas geotécnicos menores que se han presentado han sido en los cursos de agua, como son la pérdida del material de cobertura de la tubería en el fondo del cauce y la erosión de riberas debido a que la propia dinámica de ríos que tienen una morfología meándrica y a las propiedades de los suelos limo arenosos de la zona, los cuales no presentan adecuadas resistencias a los procesos erosivos.

Por lo tanto, el Contratista deberá efectuar un diseño individual para cada uno de los cruces de los Loops con ríos y quebradas. El diseño deberá incluir, según corresponda, las cargas externas adicionales por sismo, el riesgo derivado de la presencia de fallas geológicas, la determinación de los niveles de socavación potencial en cada cruce de río (para periodos de retorno de 75 años como mínimo), las posibles pérdidas de soportes del ducto, etc. En la Tabla 2 se han detallado los principales ríos que cruzarían los Loops dependiendo de las longitudes finales que sean determinadas.

Tabla 2 Relación de Cruces de Ríos en el trazo de los Loops

RELACION DE CRUCES DE RÍOS ‐ TRAMO ORN

Cruce Subfluvial de Ríos Principales

Ubicación Nombre

Km 167 Río Morona

Cruce Subfluvial de Quebradas Principales

Ubicación Nombre

Km 125 Quebrada Chapuli

Km 150 Quebrada Pushuaga

Km 157.5 Quebrada Tamshiaco

Km 236 Quebrada Saramiriza



El Loop que llega a Estación Morona atraviesa además 25 cursos de agua menores y tres zonas de aguajales (pantanos), es importante mencionar que la margen izquierda del río morona es una zona inundable durante la etapa de venidas del rio (Diciembre – Abril).

El Loop que llega a Estación 5 atraviesa además 22 cursos de agua.

El único cruce de río importante es el del Río Morona, por su caudal y ancho. Tal como se puede apreciar en la Figura 6, este río se encuentra a pocos metros de la Estación Morona, por lo tanto el primer Loop que llega a dicha estación debe cruzar el río y llegar al cabezal de succión de la Estación. El Contratista deberá recomendar el tipo de cruce que pudiera ser: a) Construcción de zanja mediante dragado y lanzamiento de tubería desde barcaza ó b) Perforación Dirigida. Para la opción a) es necesario mantener una separación mínima que evite cualquier afectación de los niveles de cobertura o integridad del actual cruce del río Morona. Igualmente, en caso que del estudio se determine la conveniencia de efectuar la Perforación Dirigida, deberá agotarse la opción técnica que el cruce se efectúe dentro de la franja del actual derecho de vía del ORN, pues debe considerarse que la Estación Morona, ubicada en la margen derecha del río Morona, se emplaza en la Zona de Reserva Santiago Comaina, siendo preferible que el trazo del loop no invada áreas protegidas.

Para el caso de las perforaciones a ejecutar, deberán realizarse con la finalidad de confirmar la viabilidad de una perforación dirigida y el levantamiento de información deberá proporcionar todos los parámetros necesarios para el desarrollo de la ingeniería de detalle, de manera que durante la etapa constructiva no se deba retrasar los trabajos por falta de información geotécnica o no confiabilidad de los datos.

Estación Morona

Oleoducto Ramal Norte

Loop 1

Dirección del flujo

Figura 6 Loop 1 con cruce de Río Morona



En cuanto al diseño de los Loops, el contratista deberá direccionar sus investigaciones para:

Determinar la capacidad portante del terreno para las cimentación de los tramos de tubería donde se pudieran requerir construir pequeños cruces aéreos (soportes tipo “H”), para atravesar pequeñas quebradas y determinar su ubicación adecuada para no ser afectados por los procesos erosivos.

Determinar los niveles de enterramiento de los pequeños cauces de agua para evitar el descubrimiento de la tubería por erosión de fondo del cauce.

Definir las características del material del cauce del río Morona, para evaluar las alternativas técnico‐económicas de efectuar un cruce subfluvial mediante la técnica de perforación dirigida o mediante dragado de zanja y tendido de tubería desde barcazas. Su trazo deberá proponerse teniendo en cuenta que la margen izquierda del río es una zona inundable.

En el Km 249 del ORN, la tubería del loop deberá atravesar la carretera afirmada que une la Estación 5 con el Puerto de Félix Flores. En dicho sector deberá efectuarse calicatas para definir las características del suelo y determinar la profundidad de enterramiento mínimo de la nueva tubería.

Para la obtención de la estratigrafía de los suelos y las muestras para la obtención de sus propiedades, la ejecución de calicatas deberán efectuarse donde se observen variaciones significativas, lo cual se presenta por lo menos en cada uno de los cursos de aguas. La profundidad de las calicatas deberá ser por lo menos hasta el nivel del fondo de la zanja donde se colocará la nueva tubería.

Durante el desarrollo de los Estudios Geotécnicos comprendidos en la etapa de Ingeniería Básica, el Postor debe considerar que se debe cumplir con lo normado en el Anexo I – Normas de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos del DS 081‐2007‐EM – Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, así como los requisitos mínimos indicados en ASME B31.4 – Code Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids.

Considerando que el Anexo I del DS‐081‐2007‐EM, en el Art. 14 – Criterios de Diseño, precisa en el:

Item 14a) :“ …Se deben considerar todas las fuerzas externas que pudieran actuar sobre las tuberías y demás instalaciones. Las fuerzas externas a ser consideradas incluirán las derivadas de fenómenos geológicos, de vibraciones mecánicas o sónicas, o el peso de accesorios especiales, entre otras. El espesor de la tubería debe proporcionar suficiente resistencia para evitar la deformación o colapso tomando en consideración sus propiedades mecánicas, variaciones permisibles en el espesor, ovalidad, esfuerzos por dobladura, peso del material de cobertura y otros efectos externos.”

Item 14g) : “… Se deben considerar en los criterios para los cálculos de diseño de las tuberías:

Movimientos o deslizamientos de tierra

Peso de la Tubería



Análisis de Esfuerzos de la Tubería como viga

Efectos de compresión por la sobrecarga en la tubería

Pérdida de Soporte de la tubería

Vibraciones causadas por agentes externos

Flotabilidad de la Tubería

Esfuerzos de tensión – compresión causados por su propio peso.

Item 14j) : “…El diseñador proveerá protección adecuada para prevenir daños a la tubería por causas externas, dentro de esta protección deberá incrementarse el espesor de tubería y tomar precauciones para prevenir la erosión en el derecho de vía, instalar anclajes, soportes internos de la tubería, medios de impedir daños a la superficie del derecho de vía, drenajes, entre otros.”

Item 14k), precisa: “ Las consideraciones geológicas, hidrológicas y geodinámicas con las cuales se propondrán las soluciones de diseño en casos que atraviesen tramos críticos (inestabilidad de terreno, fallas geológicas, zonas altamente erosionables, etc.) de la traza planteada. En condiciones topográficas adversas o situaciones constructivas especiales tales como tramos en media ladera y cruces de ríos, en los que se deberá realizar movimientos de tierra adicionales para darle estabilidad al terreno para la instalación del Ducto, de ser necesario ampliar el derecho de vía a más de 25 m durante la etapa de construcción; se deberá presentar al OSINERGMIN el estudio técnico correspondiente de cada lugar específico, justificando las áreas adicionales a afectar durante esta etapa. Al culminar la instalación del Ducto se requerirá la restauración final de las áreas adicionales para la conformación del Derecho de Vía.”

Item 14n) : …”Para la instalación de un Ducto en el Derecho de Vía, donde existe un Ducto ya instalado, se deberá considerar las condiciones de seguridad, del ducto más exigente.”

El Anexo I del DS‐081‐2007‐EM, en el Art. 16 – Acciones a Tomar en cuenta para el tendido del ducto, precisa:

Ítem 16c): “Cada uno de los cruces del Ducto con ríos, quebradas, carreteras, vías férreas, etc., deberá tener un diseño individual.

Ítem 16d): “De ser necesario, en los diseños para los cruces se considerarán tipos de cargas adicionales externas y/o protección contra daños, tales como:

Cargas externas adicionales como temblores y terremotos

Movimientos o deslizamientos de suelos

Fallas geológicas

Pérdidas de soportes del Ducto

Cargas excesivas o de tráfico de vehículos sobre el Ducto

Deformaciones del Ducto causadas por las actividades de construcción o mantenimiento

De acuerdo al ASME B31.4, en su Art. 4.1 – Design Conditions se precisan diversas recomendaciones para la determinación de las cargas externas, como fuerzas de impacto, viento, terremotos, vibraciones, subsidencia, olas y corrientes, así como cargas vivas (sobrecargas) y los movimientos relativos entre las estructuras.



Durante la ejecución del Servicio y para una adecuada evaluación y selección de ruta, el personal especialista del Contratista trabajará en estrecha coordinación con el personal de Petroperú durante las visitas técnicas. El personal de Petroperú podrá sugerir alternativas para replantear la nueva ruta en base a su amplia experiencia y conocimiento de la zona.

Petroperú entregará los Planos Topográficos (digitales) de la franja adyacente al actual derecho de vía, incluyendo las zonas críticas mencionadas en el ANEXO 02, a partir de los que se podrán determinar las áreas de influencia (cuencas) de cada uno de los cruces de ríos, para la determinación de los caudales, y la sección de las laderas, para los análisis de estabilidad requeridos.

Petroperú cuenta con un “Estudio de Hidráulica Fluvial y Drenaje del Oleoducto Nor Peruano y Ramal Norte”, el mismo que comprende los principales ríos (con los mayores caudales), también cuenta con el Informe “Caracterización territorial de los tramos de construcción de tuberías de 20 y 10 kilómetros del ramal norte del Oleoducto Nor Peruano” información que será entregada al Contratista ganador de la buena pro. Esta información deberá ser complementada con las visitas de campo que realice el Contratista para elaborar el diseño de la tubería en los cruces de ríos.

Como dato adicional se debe mencionara que el ancho de la Zona de Reserva del Oleoducto Ramal Norte es de 75 m a cada lado del eje de la tubería. Considerando la inexistencia de Centros Poblados en la ruta de los dos (02) loops que hayan invadido el actual derecho de vía, sólo es probable que dicho alejamiento del ducto al ORN se presente durante el cruce de los pequeños cursos de agua, en cuyo caso deberá agotarse la opción técnica de efectuar el cruce dentro de la franja de 75 m.

El Contratista deberá incluir dentro de su presupuesto los requerimientos de apoyo de mano de obra necesarios para las visitas a la ruta y estaciones (servicio de cocina, enfermería, guía, calicatas, corte de maleza, toma de puntos topográficos, obtención de muestras de suelo para identificación de laboratorio, etc.), así como las herramientas necesarias (carpas, linternas, machetes, etc).

El Contratista deberá presentar una memoria descriptiva que delimite y describa la ruta final de los Loops en el ORN dentro de ella debe estar la ruta seleccionada para las zonas críticas indicadas en el ANEXO 02, así como los diversos cruces (de ríos, quebradas, etc.), la ruta propuesta deberá estar fundamentada técnicamente con estudios geotécnicos y/o estudios hidráulicos, obras de estabilización necesaria, según correspondan, además de un programa de monitoreo en caso exista algún nivel de riesgo.

A la Memoria Descriptiva se deberá adjuntar todos los planos de alineamiento de los nuevos oleoductos, los cuales deberán incluir el trazo en planta (sistema UTM, Datum WGS‐84) y el perfil de la tubería (referido a Alturas Ortométricas). Se deberá considerar una escala 1:5000 para cada uno de los planos de alineamiento, debiendo ampliarse en los sectores específicos como son las áreas con comunidades rurales, interferencias con caminos, cursos de agua, etc., de acuerdo a las condiciones específicas de cada lugar.

Los planos a alcanzar deberán ser elaborados en CAD (Autocad ®™), estarán georeferenciados (sistema de coordenadas UTM, Datum WGS‐84 – Sector 17 ó



18, según corresponda), y ser presentados en diferentes capas (layers). Asímismo, la estos planos y el levantamiento de información requerida deberá entregarse en un sistema de información geográfica (ARCGIS ®™). La información mínima a presentar, en relación al trazo de la ruta, será:

Coordenadas y cotas del inicio y fin de cada uno Loops a construir en la Primera Etapa.

Coordenadas y cota de cada punto de inflexión del trazo de los Loops para la Primera Etapa. Los planos deberán mostrar también la ubicación del actual Ramal Norte (según información que proporcionará Petroperú al ganador de la buena pro).

Ubicación de las instalaciones existentes en una franja de 150 metros a cada lado del eje del ducto (carreteras, postes eléctricos, caminos, viviendas, canales, etc.).

Límites distritales, provinciales y departamentales que atravesarán los nuevos oleoductos.

Planos topográficos de acuerdo a información entregada por PETROPERU.

Los diversos accidentes geográficos y naturales por los que atravesará el nuevo oleoducto, como son quebradas, ríos, carreteras, canales, caminos secundarios, etc.

Indicación de diámetro, espesor, material del ducto, tipo de recubrimiento, etc., precisando la coordenada, así como la progresiva de inicio y fin por cada cambio de sus características o propiedades.

Diseño y planos de Cruces de Ríos Principales y Secundarios, sustentados con los respectivos estudios técnicos.

Diseño y planos de Cruces de Aéreos y Quebradas5, sustentados con los respectivos estudios técnicos.

Diseño y planos de Cruce de Carretera en Estación 5.

La elaboración del Estudio de Ingeniería Básica no requiere permisos ambientales o servicios de derechos de paso, pues estos se desarrollarán dentro de la franja del Área de Reserva del Oleoducto del Ramal Norte. En relación a nuevos derechos de paso, éstos deberán tramitarse para aquellos sectores donde la nueva ruta esté fuera del Área de Reserva del Oleoducto Nor Peruano y Ramal Norte (75 m a ambos lados de la actual tubería); los cuales serán tramitados por Petroperú luego de tener la información necesaria base de la Ingeniería Básica. (Memorias descriptivas, Planos a nivel de Ingeniería Básica).

Para alguna progresiva que no haya sido considerada en los párrafos anteriores; y se justifique estudios no contemplados en su propuesta, Petroperú reembolsaría los costos adicionales de los Estudios requeridos. Los gastos reembolsables se pagarán de acuerdo al monto preaprobado que justifique su ejecución, es decir antes de realizar algún estudio no contemplado en alguna progresiva en particular, la supervisión de Petroperú aprobará el informe de sustento del gasto y una vez sea ejecutado pagará el monto correspondiente.

A continuación se muestran fotografías de la última visita realizada al ORN.

5Es importante aclarar que los cruces aéreos y cruces de pequeña magnitud, y en su mayoría implica determinar la carga portante del terreno y el diseño de soportes para cruces aéreos, y la profundidad de enterramiento de la tubería para cruce de quebradas.



Figura 7 Derecho de vía del ORN

Figura 8 Tubería de 16" de diámetro del ORN

Figura 9 Cruce aéreo típico del ORN



Figura 10 Cruce de quebrada del ORN

Figura 11 Quebrada Pushuaga

Figura 12 Río Morona

5.3.4 Hojas de Datos de la Tubería

El Contratista deberá elaborar las Hojas de Datos para la Compra de la Tubería de los Loops (1ra Etapa), la cual deberá contener como mínimo los siguientes



parámetros técnicos: Grado API, Diámetro, Longitud del Tramo, Espesor, Tipo de costura, Tipo de Recubrimiento, etc.

El grado del material de la tubería se deberá determinar tomando el Costo/Beneficio de cada tipo; por ejemplo los requerimientos técnicos para la soldabilidad, los procedimientos de transporte e instalación, espesores mínimos por esfuerzos mecánicos externos, etc., variarán dependiendo de la aplicación. En la Figura 11 se muestran un esquema de las tendencias de los precios de la tubería por Grado según API 5L en el año 2007.

Figura 13 Precios de la tubería según el Grado API en el año 2007

5.4 Evaluación y análisis del sistema de bombeo

El Contratista deberá determinar los parámetros técnicos de los sistemas de bombeo de la Estación Andoas, Morona y Estación 5 que permitan el transporte de los nuevos requerimientos técnicos de bombeo tanto para la 1ra y 2da Etapa del PTCP. Dentro de los parámetros técnicos mínimos a determinar en cada estación tenemos:

Presión de succión

Presión de descarga

Presión diferencial

Caudal de Bombeo

Potencia hidráulica

Potencia mecánica

RPM/Torque

Eficiencia del Sistema de Bombeo

Con esta información, el Contratista evaluará en cuál de las 3 estaciones indicadas se requerirá incrementar la capacidad de bombeo instalada y realizará el diseño de la estación de bombeo acorde al Numeral 5.4.1, utilizando, en donde sea posible y conveniente, los equipos existentes. De tal manera, el Contratista deberá presentar una disposición óptima de equipos para la 1ra y 2da Etapa, estas disposiciones deben ser complementarias. La información técnica de los equipos de bombeo del ONP y ORN está detallada en la Ingeniería Conceptual y en la Carpeta Técnica.

Una vez determinado los parámetros técnicos óptimos y los equipos de bombeo, el Contratista deberá realizar una sensibilidad técnica que permita evaluar el comportamiento de los equipos ante variaciones en la calidad del crudo, deberá



evaluar crudos de: 14, 16, 18, 19, 21 ºAPI, para un rango de viscosidades entre 200 y 1500 cSt para cada gravedad API.

Los entregables del presente numeral son los siguientes:

Memoria Descriptiva y de Cálculo de los nuevos requerimientos de bombeo para la Primera Etapa del PTCP.

Memoria Descriptiva y de Cálculo de los nuevos requerimientos de bombeo para la Segunda Etapa del PTCP.

Listado de los nuevos equipos de bombeo y los equipos existentes que permanecerán en funcionamiento para la 1ra y 2da Etapa del PTCP.

Curvas de bombeo de todos los sistemas de bombeo seleccionados incluyendo el punto óptimo de funcionamiento.

Sensibilidad técnica a la calidad del crudo.

5.4.1 Diseño de Sistemas de Bombeo

Tomando los requerimientos del numeral anterior, el contratista deberá realizar la ingeniería básica de la 1ra etapa de las estaciones de bombeo. En los entregables deberá figurar la ubicación referencial de los equipos para la 2da Etapa. El rediseño de los sistemas de bombeo debe involucrar, como mínimo, las siguientes actividades:

Estudios pertinentes para la ubicación de los nuevos Sistemas de Bombeo, teniendo como marco de referencia el IRI “Industrial Risks Insurance”, NFPA en cuanto a los sistema de Seguridad y Contraincendio, Código Eléctrico Nacional etc., y todas las facilidades relacionadas con el Proyecto.

Preparación de la configuración inicial del sistema a diseñar, cálculo de la capacidad máxima de recibo de Crudo y sus tolerancias, cálculo y selección de tuberías, tanques, electrobombas, sistema de protección catódica por corriente impresa, sistema de detección de fugas de crudo, sistema eléctrico, iluminación, sistema de instrumentación y de control propuesto.

Elaboración de los Planos de tuberías e instrumentación (P&I), Unifilar Eléctrico y de instrumentación.

El desarrollo de los puntos mencionados anteriormente comprende los siguientes apartados, separados por especialidad:

Ingeniería Civil

Memoria Descriptiva con la ubicación general

Plano de Ubicación General

Estudio de Suelos (para las nuevas estaciones de bombeo)

Diseño del Sistema de drenajes: Pluvial y aceitoso.

Plano del Sistema de drenajes: Pluvial y aceitoso

Ingeniería Mecánica

Planos P&ID completos a nivel de Ingeniería Básica.

Especificaciones técnicas del sistema de bombeo

Memoria de cálculo del diseño mecánico de las tuberías y manifolds.



Memoria de cálculo del dimensionamiento y diseño de las Trampas

Scrapers para los nuevos sistemas de bombeo.

Planos de distribución e instalación de tuberías y sus soportes correspondientes.

Memoria descriptiva de la selección de bombas y equipos relacionados.

Datasheets de equipos de bombeo para la 1ra Etapa.

Ingeniería Eléctrica

Planos de áreas peligrosas. Identificación de la clasificación del área donde se ubicarán los equipos de riesgo.

Diseño del sistema de protección catódica por corriente impresa para los nuevos sistemas de bombeo. Se debe tomar en cuenta, para el adecuado diseño, la protección catódica existente.

Desarrollo de cálculos para determinar la máxima demanda de electricidad.

Dimensionamiento de los cables alimentadores en función a las cargas proyectadas y protecciones.

Diseño del Sistema de puesta a tierra y protecciones contra descargas atmosféricas.

Planos de Diagrama Unifilar.

Ingeniería de Instrumentación

Desarrollo y selección de un sistema de control y supervisión para los nuevos sistemas de bombeo.

Preparación de la lógica de la operación automatizada de los equipos6.

Elaboración de las especificaciones generales de todos los instrumentos y sistema de automatización que requiera la ejecución del Proyecto.

5.4.2 Diseño de Tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos

El Contratista deberá evaluar y analizar la capacidad de almacenamiento necesaria para la Primera y Segunda Etapa del PTCP en las Estaciones Andoas, Morona y Estación 5 tomando en consideración que el bombeo será continuo y no por Batches (como se realiza actualmente). La capacidad de almacenamiento actual de las Estaciones del ONP está indicada en la Carpeta Técnica del ONP.

El Contratista deberá adjuntar al presente Documento, la Memoria de Cálculo utilizada para definir la capacidad nominal de almacenamiento en ambas etapas del PTCP.

El Contratista determinará, durante la segunda fase del servicio de consultoría, la ubicación final de los nuevos Tanques y sus interconexiones para la Primera y Segunda Etapa del PTCP contando con el apoyo y coordinación del personal de Petroperú. Sin embargo, solo se realizará la Ingeniería Básica de los tanques necesarios para la Primera Etapa.

El diseño de los tanques de almacenamiento debe involucrar, como mínimo, las siguientes actividades:

6 Incluye la revisión de todos los PI&D de las Estaciones, incluyendo todo el equipamiento así como la memoria

descriptiva de la concatenación de ese instrumental para la operación de cada Estación.



Estudios pertinentes para la ubicación de los nuevos tanques de

hidrocarburos para el PTCP, teniendo como marco de referencia el Decreto Supremo N° 036‐2003‐EM “Reglamento de Seguridad para Almacenamiento de Hidrocarburos”, el IRI “Industrial Risks Insurance”, NFPA en cuanto a los sistema de Seguridad y Contraincendio, API 650, Código Eléctrico Nacional etc., y todas las facilidades relacionadas con el Proyecto.

Preparación de la configuración inicial del sistema a diseñar, cálculo de la capacidad máxima de almacenamiento de hidrocarburos y sus tolerancias, cálculo y selección de tuberías, electrobombas, sistema de protección catódica por corriente impresa, sistema de detección de fugas de crudo, sistema eléctrico, iluminación, sistema de instrumentación y de control propuesto.

Elaboración de los Planos de Ubicación, tuberías e instrumentación (P&ID), Unifilar Eléctrico y de instrumentación.

El desarrollo de los puntos mencionados anteriormente comprende los siguientes apartados, separados por especialidad:

Ingeniería Civil

Planos de Ubicación General.

Estudio de Suelos.

Análisis y diseño de áreas estancas y muros contra incendio.

Planos de áreas estancas y muros contra incendio

Diseño del Sistema de drenajes: pluvial y aceitoso.

Planos del Sistema de drenaje: pluvial y aceitoso.


Planos diagramas P&ID completos.

Diseño hidráulico y dimensionamiento de las tuberías y manifolds para las interconexiones entre tanques.

Plano de disposición de tuberías.

Diseño de tanques de almacenamiento de Crudo de la 1ra Etapa del PTCP.

Planos de Tanques de almacenamiento nuevos.

Selección de bombas y equipos relacionados.

Datasheet de tanques de almacenamiento de la 1ra Etapa del PTCP.

Ingeniería Eléctrica

Preparación de plano de áreas peligrosas. Identificación de la clasificación del área donde se ubicarán los equipos de riesgo.

Diseño del sistema de protección catódica por corriente impresa para los Tanques de Almacenamiento de Crudo nuevos.

Desarrollo de cálculos para determinar la máxima demanda de electricidad.

Dimensionamiento de los cables alimentadores en función a las cargas proyectadas.

Diseño del Sistema de puesta a tierra y protecciones contra descargas atmosféricas.



Plano Diagrama Unifilar


Desarrollo y selección de un sistema de control y supervisión para los nuevos tanques de almacenamiento de Crudo.


5.4.3 Diseño de Instalaciones para la Recepción de Hidrocarburos

Antes de proceder con el diseño de las instalaciones para recepción y despacho de crudo, el Contratista deberá evaluar los sistemas existentes:

Sistema de recepción y custodia en la Estación Andoas proveniente del Lote 1‐AB.

Sistema de recepción de crudo proveniente de Estación Andoas y Estación 1 en Estación 5.

A partir de este análisis, el Contratista deberá determinar los equipos para recepción, fiscalización, despacho y mezcla más adecuados de acuerdo con las nuevas especificaciones de la calidad de los crudos en cada una de las estaciones involucradas. Dentro de cada sistema mencionado también deberá analizar la instrumentación de los mismos: los sistemas de medición y control adecuados.

Dentro de los requerimientos mínimos a elaborarse en este documento tenemos:

Ingeniería Civil

Memoria Descriptiva con la ubicación general de cada sistema

Plano de Ubicación General de cada sistema


Planos P&ID completos.

Planos de disposición de los sistemas de recepción, fiscalización y despacho de hidrocarburos en las estaciones de bombeo.

Memoria descriptiva de los sistemas de mezcla a instalarse en Estación 5.


Memoria Descriptiva de la selección la Instrumentación requerida (tecnología de los medidores de flujo) para los sistemas de recepción, fiscalización (solo para Estación Andoas) y custodia de crudo para la Estación Andoas y Estación 5.

Desarrollo y selección de un sistema de control y supervisión de los hidrocarburos a transportar, el Contratista deberá tomar en cuenta el control de la calidad de crudo a recibir en Estación Andoas, teniendo como consigna la especificación de diseño para el ORN.

Preparación de la lógica de la operación automatizada de los equipos.




5.4.4 Evaluación y rediseño de los Sistemas Contraincendios de las Estaciones de

Bombeo

El Contratista deberá evaluar los Sistemas Contra‐incendio actuales de las Estaciones Andoas y 5; además, diseñará las modificaciones y ampliaciones necesarias según sean los resultados de las evaluaciones. El diseño del sistema contraincendio deberá regirse bajo las normas de la NFPA.

El presente Documento deberá incluir como mínimo lo siguiente:

Determinación de la necesidad de captación y almacenamiento de agua de acuerdo al riesgo evaluado.

Evaluación de los sistemas de bombeo contraincendio y definición de necesidades adicionales y su respectivo diseño.

Evaluación de los sistemas de extinción de incendios por agentes especiales y definición de necesidades adicionales y su respectivo diseño.

Planos de los sistemas contraincendio, actualización de los existentes y preparación de los nuevos requerimientos

5.5 Análisis de Riesgo

En este documento se elaborarán los análisis de riesgo para las principales instalaciones de los equipos involucrados en la primera etapa del PTCP (estaciones de Bombeo y zonas de riesgo operacional de Loops del ORN), a nivel de Ingeniería Básica. Estos análisis deberán servir como herramienta para el diseño final de las instalaciones y selección de equipos y deberán ser realizados en forma paralela a los apartados 5.3 y 5.4. El Contratista deberá utilizar la siguiente normativa para el diseño de todos los sistemas de seguridad:

Decreto Supremo 081‐2007‐EM

API 1160

ANSI/ISA S84.01 – Safety Systems for the Process Industry

IEC 61508 – Functional Safety for E/E/PES Safety Systems

IEC 61511 – Functional Safety for the Process Sector

IEC 62061 – Safety of Machinery

El Documento correspondiente al presente numeral deberá contener como mínimo:

Conceptualización

Conocer e identificar los EUC (Equipment Under Control), peligros, regulaciones aplicables, etc., de las Estaciones de Bombeo, Terminal Bayóvar y Oleoductos.

Definición de Alcance

Determinar las limitaciones de los EUC.

Análisis de Riesgo

Determinar peligros del proceso y equipos asociados, eventos y secuencias peligrosas y riesgos, usando valores numéricos de falla tales como la Probabilidad de falla bajo Demanda (PFD) para definir el SIL del sistema.

Determinar riesgo para cada evento, mitigar o eliminar.

Requerimientos de Seguridad (general)

Desarrollar las Especificaciones de Requerimientos de Seguridad (SFs).

Determinar si alguna de las SFs son SIFs (Safety Instrumented Functions).



Asignación de Requerimientos

Asignar cada SF a los sistemas de reducción de riesgo determinados y asignar un SIL (Safety Instrumented Level) a cada SIF. Considerar independencia (diversidad) y fallas de modo común

5.6 Diseño de la Protección Catódica

En el presente Documento el Contratista deberá elaborar el diseño del sistema de protección catódica para los Loops en el ORN. El diseño deberá contemplar la justificación del sistema de protección catódica a usar, material, tipo y número de juntas aislantes requeridas. Asimismo, el Contratista deberá tomar en cuenta que los nuevos ductos irán instalados en el mismo derecho de vía de los ductos existentes de 16” de diámetro, que ya cuentan con dicha protección.

El Contratista deberá preparar un Documento Técnico que contenga como mínimo lo siguiente:

Memoria descriptiva general.

Especificaciones Técnicas.

Relación de equipo mínimo.

Memoria de Cálculo del número de ánodos requeridos y la densidad de corriente requerida.

Planos de distribución e instalación de ánodos, de ubicación, de postes para la toma de potencial, de juntas aislantes, etc.; para los nuevos ductos.

5.7 Diseño de los Empalmes de los Loops con el ORN.

La Ingeniería Básica de los empalmes de la nueva tubería con la tubería actual deberá contener lo siguiente:

Memoria descriptiva de las interconexiones al inicio y término de los Loops.

Trampas Scrapers: Memoria de cálculo y planos de Ingeniería Básica, el diseño de las Trampas Scraper deberá considerar como mínimo:

Trampa de recepción y lanzamiento y sistemas de cierre

Válvula de aislamiento

Válvula Kickoff

Válvula Bypass

Válvula de aislamiento de la línea principal (en el Bypass)

Sistema Blowdown

Sistema de Drenaje

Anclajes y soportería

Planos P&ID de trampas Scrapers.

Planos Lay Out de los empalmes.

Planos de Ubicación de Empalmes.

Planos de la interconexión de líneas de Loops con manifold en Estación Morona.

Planos de la interconexión de líneas de Loops con manifold en Estación 5.

Planos de detalle de Trampas Scraper para 16” y 24” de diámetro.

Desarrollo y selección del sistema de control y supervisión para las válvulas en los empalmes y Manifolds de lelgada de los Loops.

Preparación de la lógica de la operación automatizada de los equipos.



Elaboración de las especificaciones generales de todos los instrumentos y

sistema de automatización y comunicación que requiera las nuevas instalaciones de los Loops.

5.8 Lista de materiales y equipos

El Contratista preparará la lista de todos los materiales necesarios para ejecutar la Primera Etapa del PTCP, bajo el siguiente esquema: Número de Ítem, descripción, especificación técnica para compra (incluir referencias de proveedores), cantidad y número de plano de referencia.

Las Hojas de Datos (Datasheets) para la compra de los equipos serán preparadas por el Contratista como resultado de los cálculos realizados y de los criterios aplicados en la selección de todos los equipos.

5.9 Presupuesto y Precios Unitarios

El Contratista deberá preparar el estimado de inversiones por sistemas (estaciones de bombeo, nuevos ductos, etc.) y cada sistema deberá separarse en rubros según la disciplina (trabajos civiles, mecánicos, eléctricos, electrónicos, etc.) y los costos referenciales de los principales equipos que se necesitarán adquirir para el proyecto.

Con la finalidad de que todos los suministros a proporcionar y los trabajos a ejecutar queden incluidos en el Presupuesto Base Referencial del PTCP, es necesario que el Contratista elabore, en forma ordenada, las Partidas que sean necesarias.

5.9.1 Presupuesto

Se deberán considerar todas las partidas que sean necesarias para ejecutar el proyecto; las cuales deberán reflejar todas las actividades necesarias para la ejecución del Proyecto.

5.9.2 Precios Unitarios

La lista de precios unitarios, de los materiales y equipos del Proyecto, será determinada por el Contratista y deberá tener una precisión acorde a la Clase 3 del Estándar AACE International Recommended Practice No. 18R‐97, (‐20/20%). Además, se requiere que se presente lo siguiente:

Para la compra de los materiales y equipos principales: Copias de las cotizaciones del Proveedor, con precios actualizados al periodo vigente del Contrato.

Para el Servicio: Análisis de Precios Unitarios de cada una de las partidas componentes del Presupuesto Base Referencial, con precios actualizados al periodo vigente del Contrato (Adjuntar copia de la información de la fuente de los datos).

Todos los precios considerados en el Expediente Técnico deberán respaldarse con las cotizaciones (mínimo 3) de los proveedores nacionales o extranjeros. El Contratista entregará a Petroperú la cotización original de los Proveedores.



5.10 Cronograma de Ejecución del Proyecto

Será preparado por el Contratista, quien presentará la siguiente información:

Diagrama de barras de todas las partidas involucradas en el Proyecto (Diagrama de Gantt), en Microsoft Project.

Diagrama de barras de los suministros, en Microsoft Project o paquete equivalente.

Diagrama PERT‐CPM del Proyecto, indicando la ruta crítica del Proyecto.

Detalles menores de trabajos y materiales no usualmente mencionados en los términos de referencia pero necesarios para realizar un correcto diseño y para la preparación de los expedientes técnicos deben ser incluidos por el Contratista, dentro de los alcances, de igual manera que se hubiesen mostrado en el documento mencionado.

5.11 Elaboración de Términos de Referencia para el EPC 1ra Etapa del PTCP

El Contratista deberá elaborar los Términos de Referencia necesarios para que Petroperú contrate la empresa encargada de ejecutar el EPC de la Segunda Etapa del PTCP. Este entregable deberá ser elaborado en paralelo con la Ingeniería Básica del Proyecto.

6. ENTREGABLES DEL SERVICIO DE CONSULTORÍA

Los Entregables del Servicio de Consultoría corresponden a todos los Documentos solicitados en el Numeral 5 de los presentes Términos de Referencia. Estos documentos deberán ser confeccionados incluyendo lo siguiente: Elementos de identificación del documento (Rótulo con indicación de: N°, Título, Contratista, fecha de emisión y de las revisiones posteriores, etc.).

Se deja establecido que el número de documentos por numeral indicado a continuación es de carácter enunciativo mas no limitativo, y que el Contratista debe desarrollar todos los trabajos complementarios de ser necesarios, de tal manera que se ejecute de manera integral el Servicio de acuerdo a las Bases y se cumpla con el objeto de la Convocatoria.

6.1 Entregables ‐ Primera Fase del Servicio

El Contratista deberá presentar los documentos listados en la Tabla 3 siete días después del término de las visitas técnicas realizadas durante la primera fase a la ruta, estaciones de bombeo, terminal Bayóvar, etc.

Tabla 3 Entregables de la Primera Fase de la Ingeniería Básica

Nº Numeral en Bases

Título Entregables Formato

1.1 ‐ Informe Técnico de las Visitas Técnicas al Oleoducto Nor Peruano – Exposición presencial

1 Documento PDF/Word

1.2 ‐ Actualización del Plan de Trabajo de la Consultoría 1 Documento PDF/Word

1.3 ‐ Cronograma Actualizado del Servicio 1 Documento MSProject

1.4 5.2 Análisis hidráulico de la máxima Capacidad de Transporte del ONP

1 Documento PDF &Word



1.5 5.3 Diseño de Loops en el ORN

1.6 5.3.1 Selección del Diámetro Óptimo para Nuevo Oleoducto Nuevo Andoas – Estación 5

1 Documento PDF & Word & Excel

1.7 5.3.2 Hidráulica de Oleoductos 1 Documento PDF &Word

6.2 Entregables ‐ Segunda fase del Servicio

Los entregables de la segunda fase tendrán dos fechas de entrega, los documentos de la Tabla 4 deberán ser entregados 3 meses después de la firma del Contrato, el Documento principal de este grupo de entregables son las Hojas de Datos para la procura de las tuberías, con las que se construirán los Loops en el ORN.

Tabla 4 Entregables de la Segunda Fase del servicio de consultoría



2.1 5.1.1 Introducción 1 Documento PDF &Word

2.2 5.1.2 Lista de documentos de la Ingeniería Básica 1 Documento PDF &Word

2.3 5.1.2 Cronograma Real del Servicio de Consultoría 1 Documento MSProject

2.4 5.1.3 Criterios de diseño y Especificaciones Técnicas 20 Documento PDF &Word

2.5 5.3.3 Evaluación y selección de la ruta de los Loops 1 Documento PDF &Word

2.6 5.3.4 Planos de alineamiento 15 Plano Autocad

2.7 5.3.4 Diseño del Cruce de Río Morona 1 Documento PDF &Word

2.8 5.3.4 Planos del Cruce del Río Morona 2 Plano Autocad

2.9 5.3.4 Diseño del Cruce de Quebradas y Carretera 1 Documento PDF &Word

2.10 5.3.4 Planos del Cruces y Carreteras 5 Plano Autocad

2.11 5.3.4 Sistema de Información Georeferenciado de los Loops

1 Archivo ArcGis

2.12 5.3.4 Hoja de Datos de la Tubería 10 Datasheet PDF &Word

2.13 5.4 Evaluación y análisis del sistema de bombeo 1 Documento PDF &Word

2.14 5.4 Re‐Diseño de Estación Andoas

2.15 5.4 Re‐diseño de Sistema de bombeo y tuberías 1 Documento PDF &Word

2.16 5.4 Planos del Sistema de Bombeo 9 Plano Autocad

5.4 Hojas de Datos de Equipos de Bombeo 2 Datasheet PDF &Word

2.17 5.4 Diseño de Tanques de Almacenamiento 1 Documento PDF &Word

2.18 5.4 Planos de Tanques de Almacenamiento 10 Plano Autocad

2.19 5.4 Hojas de Datos de Tanque de Almacenamiento 1 Datasheet PDF &Word

2.21 5.4 Diseño de Instalaciones para la Recepción y Despacho de Crudo


2.22 5.4 Planos de Instalación para la Recepción y Despacho de Crudo

2 Plano Autocad

2.23 5.4 Diseño de Sistema Contraincendio 1 Documento PDF & Word

2.24 5.4 Planos del Sistema Contraincendio 2 Plano Autocad

2.25 5.4 Re‐diseño de Estación Morona

2.26 5.4 Re‐diseño de Sistema de bombeo y tuberías 1 Documento PDF & Word


5.4 Hoja de Datos de Equipos de Bombeo 2 Datasheet PDF & Word

2.28 5.4 Diseño del Sistema de Generación y Distribución Eléctrica

1 Documento PDF & Word


2.30 5.4 Re‐diseño de Estación 5



Hoja de Datos de Equipo de Bombeo 1 Datasheet PDF & Word





Nº Numeral

en Bases Título Entregables Formato

2.34 5.4 Hoja de Datos de Tanque de Almacenamiento 1 Datasheet PDF &Word

2.35 5.4 Diseño de Instalaciones para la Recepción de Crudo 1 Documento PDF &Word

2.36 5.4 Plano de Diseño de Instalaciones para la Recepción de Crudo

2 Plano Autocad

2.37 5.4 Diseño de Sistema Contraincendio 1 Documento PDF &Word


2.39 5.5 Análisis de Riesgo Operacional 1 Documento PDF &Word

2.40 5.6 Diseño de la Protección Catódica 1 Documento PDF &Word

2.41 5.6 Planos de Protección Catódica 6 Plano Autocad

2.42 5.7 Diseño de Empalmes de los Loops con el ORN 1 Documento PDF &Word

2.43 5.7 Planos de Empalmes de Loops con el ORN 6 Plano Autocad

2.44 5.8 Lista de Materiales y Equipos 1 Documento PDF &Word

2.45 5.9 Presupuesto de la Segunda Etapa 1 Documento PDF &Word

2.46 5.10 Cronograma de Ejecución del Proyecto 1 Documento MSProject

2.47 5.11 Términos de Referencia del EPC para el PTCP 1 Documento PDF &Word

El Servicio de Consultoría de la Ingeniería Básica del PTCP deberá elaborar un aproximado de 161 entregables, comprendidos por 53 Documentos, 92 Planos, 17 Hojas de Datos y 1 Archivo ArcGis con la información del trazo de los Loops y la información levantada durante las visitas técnicas. Cabe mencionar que el número de documentos y planos que se han estimado en las Tablas 3 y 4 es carácter enunciativo, aproximado y no es limitativo.

6.3 Procedimiento para Aprobación y Emisión de los Entregables

El procedimiento para la aprobación y emisión de los documentos será:

Recepción de los documentos: Todo documento será enviado para revisión por parte de Petroperú de acuerdo al cronograma de entregables del Contratista. Estos documentos deberán ser enviados en formato electrónico.

Revisión de los documentos: Petroperú revisará los documentos en un plazo máximo de 12 días calendario, dependiendo de la complejidad y cantidad de los documentos. Si hubiera observaciones a los documentos, estas se emitirán dentro del plazo definido para la revisión de los documentos. Estos documentos deberán ser enviados en formato electrónico.

Absolución Observaciones: Una vez recibidas las observaciones el Contratista deberá absolverlas en un plazo no mayor a 7 días calendario, salvo solicitud expresa de mayor tiempo para la absolución de observaciones. Estos documentos deberán ser enviados en formato electrónico.

Aprobación de los documentos: Una vez recibida la absolución de las observaciones se emitirá la conformidad para que el Contratista emita el documento final en formato impreso y digital; al cual se le deberá anexar la hoja de ruta con las fechas de revisión, aprobación y emisión.



7. FORMATO Y CONTENIDO MÍNIMO DE ENTREGABLES.

7.1 Planos

Todos los planos del proyecto están impresos en papel especial con el nombre de la compañía del Contratista, título y número del proyecto; título del plano y número de identificación, nombre del dibujante y persona que chequeo el dibujo, claramente colocados en un recuadro en la esquina inferior derecha. También deben hacerse precisiones para anotar en el dibujo cualquier modificación al texto inicial. Los dibujos deben confeccionarse con símbolos convencionales aceptados por las normas intencionales.

Los planos referentes a los diagramas de flujos de todos los procesos deberán contener:

Corriente de entrada y de salida de los fluidos del proceso

Tanques atmosféricos, con indicación de sus características básicas, a saber: tipo, dimensiones principales, temperatura de operación, etc.)

Otros equipos de proceso (bombas, compresores, filtros, intercambiadores de calor, etc.), con indicación de sus características básicas como: tipo, parámetros de operación, etc.

Tuberías principales, con indicación del fluido que circulará por las mismas, diámetro y sentido de flujo.

Válvulas principales de bloqueo y control.

Los planos referentes a los Diagramas P&ID usados para proveer información concerniente al proceso, deberán contener lo siguiente:

Formato del documento en DIN / IRAM tamaño A1 (como máximo).

La identificación de instrumentación se hará con simbología ISA.

Equipos con su identificación, condiciones de diseño y dimensiones principales.

Válvulas con indicación con su N° de identificación.

Instrumentos con indicación de su tipo y N° de identificación.

Tuberías, incluidas las de servicios auxiliares, con indicación de:

Diámetro.

Número de línea incluyendo la clase de las tuberías.

Sentido de flujo.

Indicación de aislación térmica/protección personal y tracing (cuando corresponda).

Los planos de clasificación de áreas deberán confeccionarse utilizando los estándares IRAM IAP A‐20 (API RP 500). El grado y extensión del área clasificada deberá ser indicado claramente en el plano.

Los equipos / sistemas sujetos a ser evaluados para la clasificación de áreas peligrosas deberá incluir, pero no limitarse a los siguientes:

Recipientes y equipos de proceso

Venteos de proceso

Tanques de almacenaje que contengan líquidos inflamables.

Válvulas de alivio

Bombas para servicios de hidrocarburos.



Trampas de lanzamiento y recepción de scrapers.

Drenajes de proceso

Sumideros.

7.2 Memoria de Cálculo

El Contratista fundamentará los cálculos realizados de tal manera que puedan ser fácilmente entendidos y comprobados. En la medida que sea posible se incluirán en los cálculos las hojas de base de cálculos, y cualquier asunción y aproximación hecha, con suficiente detalle sobre los métodos, para ser verificados. Los cálculos de diseño son dados normalmente en hojas estándar. El encabezamiento en el tope de cada hoja deberá incluir el título del proyecto, número de identificación y, las iniciales de la persona que verifica los cálculos. En tales documentos se deberá indicar:

Datos de entrada

Procedimiento de cálculo ‐ indicando metodología del mismo ‐, ecuaciones, fuentes, bibliografía, normas, etc.

Resultados

7.3 Hojas de Datos

El Contratista deberá elaborar las hojas de especificaciones estándar para transmitir la información requerida para detallar el diseño o adquirir los equipos tales como intercambiadores, bombas, tanques, columnas etc. La información debe ser presentada clara y sin ambigüedades, para chequear las listas de equipo y verificar que toda la información requerida este incluida.

8. REQUISITOS MÍNIMOS

8.1 Experiencia del Postor

El postor debe haber realizado como mínimo:

Un (01) Estudio de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de 12” de diámetro o más y de 5 kilómetros de longitud o más, y que se hayan instalado en selva tropical con cruces de ríos y quebradas.

Tres (03) Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de 16” de diámetro o más y de 50 Kilómetros de longitud o más

De no cumplir con los requisitos mencionados su Propuesta Técnica será declarada NO ADMITIDA.

Dichos trabajos deben haber sido ejecutados en un periodo menor o igual a quince (15) años a la fecha de presentación de la Propuesta. Esta información deberá ser presentada según el FORMATO Nº 04‐A.

En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y sustentados por cada integrante del consorcio.



8.2 Experiencia del Líder o Gerente del Servicio de Consultoría

El líder o gerente del equipo de trabajo debe contar con:

Experiencia mínima de dos (02) trabajos realizados como líder del equipo de trabajo en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de 16” de diámetro o más y de 50 kilómetros de longitud o más ejecutados por el profesional propuesto.

Si el líder que presente el postor no cuenta con esta experiencia mínima, su Propuesta Técnica será declarada NO ADMITIDA.

Dichos trabajos deben haber sido realizados en los últimos diez (10) años a la fecha de presentación de la Propuesta, y deberán presentarse según el FORMATO Nº 05.

La Propuesta deberá ser sustentada con Currículum Vitae resumido.

8.3 Plazo de Entrega

El postor deberá proponer un plazo no mayor a 8 meses7, caso contrario su Propuesta Técnica será declarada NO ADMITIDA, y deberá presentar un Cronograma propuesto para el desarrollo del servicio, presentado en MS Project o equivalente (diagrama tipo PERT‐GANTT) el cual debe indicar necesariamente ruta crítica e hitos, con el detalle de las principales actividades del alcance de la consultoría. Presentar según FORMATO Nº 06.

9. OTRAS OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA

EL Contratista debe contar con el personal en número y calificación según las características del proyecto y asimismo, debe disponer de la organización, procedimientos y recursos que le permitan garantizar la ejecución del proyecto en el tiempo y con la calidad requerida por Petroperú.

Petroperú podrá solicitar la sustitución del personal que no cumpla con lo requerido y este será sustituido por otro de igual o mayor calificación, sin costo adicional para Petroperú.

Toda la documentación, literatura, correspondencia y otros pertinentes de la Ingeniería serán en Idioma Español, salvo aquellas especificaciones técnicas que por su naturaleza, sea imprescindible presentarlas en su idioma original.

Todos los cálculos utilizados en este proyecto serán entregados en forma impresa y digitalizada (memoria USB) a Petroperú, incluso los cálculos realizados por los software, durante o al final del Servicio, así mismo, entregará el procedimiento detallado que ha seguido para realizar estos cálculos.

Las simulaciones deberán realizadas por simuladores comerciales reconocidos (Flomatic, Pipesim, Pipephase, Aspen HYSYS, SIGECOR etc.), con las versiones más actualizadas, cualquier otro simulador que presente el Contratita deberá ser aprobado por Petroperú.

Es imprescindible que el Contratista proporcione listas de planos que contemplen la Ingeniería de Básica, con los números y fecha de emisión de los mismos.

7 Cabe señalar que este plazo no contempla las revisiones y aprobaciones de los Documentos Finales por parte de Petroperú solo incluye el trabajo del Contratista en todas sus actividades (incluye levantamiento de observaciones de los entregables revisados).



El Contratista deberá contar como mínimo con un representante de su empresa para que trabaje permanentemente en Perú, con la finalidad de realizar las coordinaciones respectivas entre las empresas involucradas, así como también coordinar las visitas correspondientes a las Estaciones del Oleoducto Nor Peruano. El Contratista deberá correr con todos los gastos de transporte y alimentación hasta la ciudad de Piura, Perú, a partir de allí Petroperú asumirá los gastos de transporte y alimentación a las Estaciones de Bombeo.

El Contratista deberá entregar toda la documentación, diseño, memorias de cálculos hidráulicos, mecánicos, balances energéticos, etc. y P&IDs, de todos los sistemas de bombeo y procesos analizados.

Cuando los cálculos requieran de tablas, códigos, estándares, reglamentos, leyes o disposiciones gubernamentales, deberá hacerse referencia y adjuntarse una copia de la carátula de la página de la normatividad aplicada.

Mensualmente, el Contratista deberá presentar un informe escrito detallado y sustentarlo en la ciudad de Lima, respecto a la marcha técnica del desarrollo del proyecto; y un cronograma de seguimiento de las partidas principales. Además deben presentar Reportes Semanales simples para el control del avance. En caso de producirse eventos fuera de lo normal y no rutinarios, deben comunicarse en forma inmediata.

Será responsabilidad del Contratista la toma de datos de campo en el interior de las instalaciones de Petroperú, para lo que en todo momento deberá cumplir la normativa interna de seguridad, Reglamento de Seguridad y todas aquellas indicaciones que la representación de Petroperú imponga en los correspondientes permisos de trabajo para su ejecución.

El Contratista debe contar con equipos e instrumentos mínimos para las visitas en campo para realizar el levantamiento de información en las Estaciones de Bombeo del ONP. Además, debe contar con computadora portátil, cámara fotográfica digital y cualquier otro bien necesario para ejecutar correctamente los trabajos requeridos.

El Contratista debe gestionar las Autorizaciones de Ingreso de su personal a las instalaciones de las Estaciones Andoas, Morona y Estación 5 con un plazo mínimo de dos (02) días hábiles, mediante carta simple dirigida al Administrador del Contrato adjuntando copia simple del DNI o Pasaporte del personal y Certificado de Antecedentes Policiales. En el caso que ingrese algún vehículo del Contratista, este debe tener permiso de ingreso, para lo cual se deberá presentar la licencia de conducir del chofer y la tarjeta de propiedad de la unidad. Debido a que el personal que ejecutará el servicio permanecerá un periodo mayor a treinta (30) días EL CONTRATISTA debe tramitar un Fotocheck de Contratista, para lo cual debe cumplir con los siguientes requisitos:

Solicitud de emisión de Fotocheck, formato que será entregado por Petroperú.

Certificado de Antecedentes Policiales.

Certificado de Antecedentes Judiciales.

Certificado Domiciliario.

Copia de DNI o Pasaporte.

Copia de la Tarjeta de Vacunación de las siguientes vacunas: Antitetánica, Amarílica y Hepatitis B.

El Personal del Contratista al ingresar a las instalaciones debe portar su Fotocheck de Contratista para su identificación en las Garitas de Vigilancia cuantas veces le sea solicitada.



El Contratista debe gestionar el Certificado Médico para su personal que ingrese a las estaciones de Bombeo tal como se expresa en el Manual de Salud para Contratistas. Dicho certificado debe incluir como mínimo los siguientes exámenes:

Historia clínica y examen físico general: o Índice de Masa Corporal (Peso y Talla) o Presión arterial o Examen físico general o Oídos (examen con otoscopio)

Exámenes Auxiliares o Hemograma completo, hemoglobina, grupo sanguíneo y factor Rh o Glucosa, Urea, creatina, Perfil lipídico, transaminasas, Elisa. o Examen visual completo o Examen completo de orina o Examen de heces o Examen oftalmológico completo

Agudeza visual de cerca y de lejos Campimetría Tonometría Fondo de ojo Visión de colores

o Audimetría o Radiografía de Tórax o Electrocardiograma en reposo o Prueba de esfuerzo para todo trabajador mayor de 50 años, o personas con

dos o más factores de riesgo cardiovascular. o Odontograma

Vacunas o Antitetánica o Antiamarílica o Antihepatitis

El Contratista es responsable de brindar asistencia médica a su personal en casos de accidente o enfermedades imprevistas o de primeros auxilios

El Contratista debe proporcionar a todo su personal el Equipo de Protección Personal (EPP) necesarios para ejecutar la supervisión de la instalación de las motobombas, tanto en cantidad como calidad, de acuerdo a las Normas de Seguridad de Petroperú y otras Normas o Estándares aplicables a las tareas a ejecutar en el Servicio.

En caso de presentarse problemas laborales entre el Contratista y sus trabajadores, y estos últimos como medida de fuerza dejasen de laborar, el Contratista debe tomar acciones correctivas a fin de culminar la prestación del servicio de consultoría para lo cual debe contratar personal que cumpla con el perfil requerido y tener una experiencia igual o superior al (los) reemplazados; caso contrario Petroperú se reserva el derecho de resolver el Contrato.



10. DOCUMENTOS PARA REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÍNIMOS.

Enfoque y concepción del proyecto. Involucra la interpretación detallada que ha hecho el postor al Proyecto presentado en las Bases Técnicas del Proceso de Selección. En este punto se presentará adicionalmente la oferta técnica del postor mediante la descripción pormenorizada de los trabajos que ejecutará y los alcances de cada uno de ellos. En este punto se presentarán también los comentarios, sugerencias y/o aportes a las Bases.

El Postor deberá entregar en su propuesta las características completas del (los) software(s) que se utilizará para realizar todas las simulaciones del proyecto. De manera referencial también deberá listar todo el software de ingeniería que cuenta su compañía.

El Postor presentará el plazo de ejecución y un cronograma detallado de los trabajos que realizará en el cual incluirá las fechas de conclusión de cada etapa, de presentación de sus informes y las fechas de la Presentación Preliminar y Final de la Ingeniería Básica del Proyecto.

El Postor deberá presentar el Organigrama óptimo para el presente servicio que garantice el éxito del proyecto. Este organigrama debe detallar cada uno de los puestos y sus integrantes del proyecto. Como requerimientos mínimos el Organigrama deberá contar con un Líder o Gerente de Proyecto y responsables en las siguientes disciplinas:

o Disciplina de Geología e Hidrología o Disciplina Civil o Disciplina Mecánica o Disciplina Eléctrica o Disciplina Instrumentación y Control

Referencialmente el Postor adjuntará a su propuesta económica una estructura de costos de acuerdo a los entregables propuestos mostrando las diferentes partidas o actividades del servicio que está ofertando, de tal manera de poder realizar un adecuado control económico del proyecto. En este aspecto agradeceremos ser lo más específico posible. Se entiende que al ser un contrato a suma alzada, el listado de partidas valorizadas es solo referencial.

11. MATERIALES Y DOCUMENTOS PROPORCIONADOS POR PETROPERÚ

Los siguientes documentos serán entregados por Petroperú con la firma del Contrato del servicio de consultoría con el Postor ganador de la Buena Pro.

Tabla 5 Materiales y Documentos a proporcionar por Petroperú

Item Descripción Formato

1 Ingeniería Conceptual elaborada por Petroperú SA PDF

2 Estudio de Factibilidad elaborado por Mustang Engineering (Proyecto Integral)

PDF

3 Carpeta Técnica del Oleoducto Nor Peruano (Inventario de instalaciones y equipos)

XLS

4 Decreto Supremo 081‐2007 PDF

5 Perfiles de Temperatura del ORN PDF

6 Levantamiento Catastral de principales centros poblados en la ruta del PDF



Item Descripción Formato

ORN

7 Costos Operativos y de Mantenimiento del ONP PDF

8 Planos Topográficos con una escala 1:100000 (digitales, con curvas de nivel cada 50 m), del derecho de vía y aledaños al ORN

ArcView

9 Caracterización territorial de los tramos de construcción de tuberías de 20 y 10 kilómetros del ORN

PDF

10 Estudio de Hidráulica Fluvial y Drenaje del Sistema del Oleoducto Nor Peruano (1989‐1990) – Cruce del Río Morona

PDF

11 Inspecciones Técnicas o Verificación Física del Derecho de Vía (desde 1997).

PDF

12 Levantamientos Topobatimétricos de Cruces del Ríos con el ONP (desde 1984) – Cruce del Río Morona

PDF

13 Zonificación Geotécnica del ORN y Mapas de Sensibilidad. Arc View

14 Listado de Coordenadas y cotas (digital) de cada cordón de soldadura del actual trazo del ORN (Información referida al Sistema UTM, Datum WGS‐84).

Autocad, ArcView, Excel

15 19 Planos de alineamiento del Oleoducto Ramal Norte (ORN) de la época de construcción.

Impreso

16 80 Planos por cada Estación de Bombeo (Andoas, Morona y 5), de los cuales el 60% esta digitalizado (Mecánicos y Eléctricos).

Autocad / Impreso

12. FACILIDADES QUE OTORGARÁ PETROPERÚ

Petroperú facilitará toda la información técnica disponible como planos, hojas de control de operaciones, etc. que el Contratista solicite para el desarrollo del servicio de consultoría, información que el Contratista se compromete a mantener en reserva bajo un tratamiento de CONFIDENCIALIDAD.

Petroperú proporcionará a solicitud del Contratista alojamiento y alimentación en las Estaciones de Bombeo del ONP para el equipo de trabajo encargado de evaluar la Infraestructura del ONP sin costo alguno para el Contratista. Cabe mencionar que el número máximo de personas que puede hacer uso de estas facilidades a la vez y por Estación es de 06 (seis) personas. El régimen para los trabajos de campo en estaciones podrán ser iguales a los del personal de Petroperú, es decir de lunes a domingo en jornadas de 12hs de 7:00 am a 7:00 pm. Los gastos de hospedaje y alimentación en la ciudad de Piura o cualquier otra ciudad del Perú deberán ser cubiertos por el Contratista, así como los transportes desde sus centros de operación hacia Piura y viceversa.

Petroperú proporcionará a solicitud del Contratista transporte entre las Estaciones de Bombeo del Oleoducto Nor Peruano, esta facilidad estará sujeta a los cronogramas de entrada y salidas del personal de relevos y a la disponibilidad de cupos para la primera fase del proyecto, visitas posteriores serán asumidas por el contratista.

En el supuesto que el Contratista considere la existencia de costo adicionales no contemplados en la estimación aprobada, deberá justificarlos por escrito y presentarlos, antes de su ejecución, al supervisor de Petroperú para su revisión y, de ser procedente, para su aprobación. Si los costos adicionales se han ejecutado sin previa aprobación de Petroperú no serán aprobados.

Petroperú no proporcionará materiales, equipos, consumibles, implementos, insumos ni facilidades.



ANEXOS

ANEXO 01. INGENIERÍA CONCEPTUAL VERSIÓN SIMPLIFICADA

Proceso por Competencia Internacional N° PCI‐0001 ‐2008‐OLE/PETROPERU Página 1 de 152 “Elaboración de Ingeniería Básica de la Primera Etapa del Proyecto Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca

del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano”

ESTE DOCUMENTO ES UNA VERSIÓN INCOMPLETA, EL DOCUMENTO COMPLETO SE ENTREGARÁ AL GANADOR DE LA BUENA PRO.

2008

INGENIERÍA CONCEPTUAL Versión Simplificada

[PROYECTO DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO ] .

Ingeniería Conceptual Proyecto Transporte de Crudo Pesado Rev. 2

2

1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

1.1 Introducción

El Oleoducto Ramal Norte (ORN) y el Tramo II del Oleoducto Nor Peruano (ONP), fueron diseñados en la década de los años 70´s para el transporte de crudos medianos.

El ORN está formado por una tubería de 16” de diámetro entre la Estación Andoas y Estación 5, con una Estación de rebombeo en Morona. El ORN tiene una longitud de 252 km. La capacidad de diseño de este ramal fue de 105 MBPD de un crudo de 12.1 cSt @ 70°F y una gravedad específica de 26.6° API

El Tramo II o Tramo Principal del ONP tiene una longitud de 550 Km de una tubería de 36” de diámetro y está comprendido entre la Estación 5 y el Terminal Bayóvar, con cuatro estaciones de rebombeo intermedias (Est. 6, Est. 7, Est. 8 y Est. 9). La tubería de este tramo del Oleoducto fue diseñada para transportar 500 MBPD y se le instaló equipamiento para transportar 200 MBPD para un crudo de 38 cSt @ 70°F y una gravedad específica de 26.6° API.

Figura 1‐1 Trazo del Oleoducto Nor Peruano

Adicionalmente el ONP está conformado por el Tramo I de 24” de diámetro y 306 km de longitud que transporta hacia la Estación 5 el crudo procedente del Lote 8 operado por PLUSPETROL y el residual de primaria producido en la Refinería Iquitos.

Actualmente el ORN y ONP transportan la producción de los Lotes 8 y Lote 1 AB operados por la Cía. Pluspetrol. Estos lotes se encuentran aledaños a las Estaciones de inicio del Oleoducto Nor Peruano, el Lote 1AB cercano a la Estación Andoas y el Lote 8 cercano a la Estación 1. Cabe resaltar que la calidad de los crudos de estos lotes ha disminuido progresivamente desde los inicios de operación del ORN y ONP, siendo por ejemplo la calidad actual del crudo que se transporta desde el Lote 1AB un crudo de 17.9 a 18.0 grados API, con una viscosidad de 418.67 cSt @ 83°F.


3

Por otro lado la proyección de producción futura en la Selva Norte del Perú (Lotes 1‐AB de PLUSPETROL, 39 de REPSOL‐YPF y 67 de Perenco que están cerca de la Estación Andoas, inicio del ORN) es de Crudo Pesado, con calidades esperadas entre 10 y 14° API promedio y con viscosidades mayores a 100,000 cSt a temperatura ambiente.

La salida natural para el transporte de los Crudo Pesado de los Bloques 1‐AB, 67 y 39 hacia la costa es el Ramal Norte y el Tramo II o Principal del Oleoducto Nor Peruano. En este contexto se necesita adaptar la actual infraestructura de transporte del ORN y Tramo II del ONP, diseñada en los años 70’s para transportar crudos mediano, al transporte de Crudo Pesado, considerando que la proyección de producción futura en la Selva Norte del Perú es de Crudo Pesado.

Figura 1‐2 Lotes aledaños al ONP y ORN

1.2 Descripción General del Sistema Actual

El ORN se inicia en la Estación Andoas en la margen izquierda del río Pastaza, en la localidad de Nuevo Andoas. En su recorrido cruza la selva virgen y los ríos Pastaza, Huallaga, Huitoyacu, Morona y Marañón; además de otros menores como el Chapuli, Cangas y Menchari. Siguiendo el recorrido, en la progresiva km 167 se localiza la Estación de Rebombeo Morona, ubicada en la margen izquierda del río Morona. Este oleoducto finaliza en la Estación N° 5 del ONP.

El 88% del oleoducto está sobre el terreno y los espesores de tubería varían desde un mínimo de 0.25” hasta un máximo de 0.562” en la zona a la salida de la Estación Andoas. La capacidad de diseño de este oleoducto fue de 105 MBPD de petróleo crudo mediano de las siguientes características: Viscosidad 12.1 cSt @ 70°F y gravedad específica de 26.6° API.


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Figura 1‐3 Oleoducto Ramal Norte (ORN)

El ONP se inicia en la Estación N°1, en la orilla izquierda del río Marañón, junto al caserío de San José de Saramuro, 20 Km al sur este de Concordia. Luego se extiende hacia el oeste, paralelo a la ribera norte del río Marañón, continuando hacia el oeste para cruzar la primera cadena de montañas, los cerros Campanquiz, a 40 Km del río. El oleoducto continua al sur oeste hacia el río Nieva, para luego girar al oeste en un curso paralelo al río y finalmente cruzarlo a la altura del 371.1 km para luego continuar hasta la Estación 5. A este Tramo del ONP se le conoce como Tramo I, en donde el 92% de su longitud (306 Km) está sobre una zanja de flotación, el 8% está enterrado y cruza 7 ríos importantes. El diámetro nominal es de 24” y los espesores de tubería varía entre 0.25” y 0.50”. La capacidad máxima de diseño por tubería es de 250MBPD y la capacidad instalada de equipamiento es de 70MBPD para un crudo con las siguientes características: Viscosidad 52.0 cSt @ 70°F y gravedad específica de 24.8° API.

Figura 1‐4 Tramo I del ONP (Izaje del ducto para inspección)

El Tramo II del ONP comprende desde la Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar, parte de la mencionada Estación en dirección más o menos paralela a la carretera entre Mesones Muro y Bagua, hasta la zona donde el río Chinchipe desemboca en el Río Marañón. Luego continúa en dirección sur oeste hasta un segundo cruce del Río Marañón al oeste del aeropuerto El Valor, para continuar a través de una cadena baja de cerros e interceptar el valle del río Huancabamba en Chamaya. Desde aquí la ruta sigue el cañón del río Huancabamba, algunas veces por la carretera, hasta la quebrada Hualapampa, donde se desvía al oeste hacia el Paso de Porculla (672.3 KM) a una elevación de aproximadamente 2,390 m.s.n.m. A partir de este punto comienza a descender y gira en dirección oeste hasta cortar la carretera Panamericana en un punto aproximado a 2.5 Km del nor oeste de las Pampas. Desde el cruce de la carretera Panamericana en el Kilómetro 708.5 del oleoducto, la ruta va hacia el oeste en una dirección más o menos rectilínea hasta el Terminal Bayóvar.

El Tramo II del ONP es de 36” de diámetro, el 99% está enterrado y el 1% son cruces aéreos sobre estructuras, los espesores de la tubería varían entre 0.312” hasta un máximo de 0.875”. La capacidad de diseño por tubería es de 500 MBPD y la capacidad por equipamiento instalado es de 200 MBPD, para un crudo con las


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siguientes características: Viscosidad 38.0 cSt @ 70°F y gravedad específica de 26.6° API.

Figura 1‐5 Tramo II del ONP (Puente Colgante Km 400)

Los principales Equipos de de Bombeo y capacidad de Almacenamiento disponible por cada Estación de Bombeo, se resumen en los siguientes cuadros:

Tabla 1‐1 Principales Equipos de Bombeo

Item Estación Cantidad de Equipos

Descripción

1 Andoas 2 Turbobomba centrífuga marca Ruston‐Bingham de 4000 BHP por equipo.

2 Motobombas centrífugas marca Caterpillar‐Ingersoll Rand de 750 BHP por equipo.

2 Motobombas tipo tornillo marca Caterpillar‐IMO de 900 BHP por equipo.

2 Morona 2 Motobombas centrífugas marca Caterpillar‐Bingham de 825 BHP por equipo.

2 Motobombas tipo tornillo marca Caterpillar‐IMO de 475 BHP por equipo.

3 Estación 1 1 Turbobombas marca Ruston‐Bingham de 1500 BHP.

1 Motobombas centrífugas marca Caterpillar‐Bingham de 825 BHP por equipo.

4 Estación 5 2 Turbobombas marca Ruston‐Bingham de 4000 BHP(Un equipo en Stand‐by).




8 Estación 9 5 Turbobombas marca Ruston‐Bingham de 4000 BHP(Dos equipo en Stand‐by).


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Tabla 1‐2 Capacidad de almacenamiento de hidrocarburos en Estaciones y Terminal Bayóvar

Item Estación Cantidad de Equipos

Descripción

1 Andoas 3 01 Tanque de 125 MBls.

02 Tanques de 35 MBls.

2 Morona 1 01 Tanque de 5 MBls de alivio.

3 Estación 1 5 03 Tanques de 105 MBls.


4 Estación 5 7 06 Tanques de 120 MBls.


5 Estación 6 1 01 Tanque de 20 MBls de alivio.




9 Bayóvar 15 14 Tanques de 120 MBls.

01 Tanque de 20 MBls de alivio.

1.3 Descripción del modo actual de Operación

El transporte de la producción proveniente de la Cuenca de Marañón actualmente se realiza mediante la segregación por calidad de crudo.

En la Estación de inicio del Ramal Norte ORN (Estación Andoas), se recibe la producción del Lote 1AB, que actualmente se encuentra en 30,000 BPDO aproximadamente, con un grado API de 17.9 a 18.1 y una viscosidad de 425 cSt @ 87° F en promedio. Operativamente, su bombeo se realiza en forma continua y la calidad de crudo es única en ese Ramal.

En la Estación 1 (Inicio del Tramo 1), se recibe la producción del Lote 8 y el Residual de primaria de la Refinería Iquitos. El volumen promedio diario total de hidrocarburos que actualmente se envía de la Estación 1 hacia la Estación 5 es 13,000 BPDO.

Un primer batch de 60,000 Bls aproximadamente que forma parte de este volumen, es la mezcla de hidrocarburos de propiedad de PLUSPETROL, conformado por Residual Maquila, crudo Yanayacu y Mayna Pesado cuyas calidades antes de ser mezclados son: 19°API, 20°API y 24.8°API respectivamente. El producto final es un crudo de 21° a 22°API aproximadamente y una viscosidad de 286 cSt@87°F, conocido como Crudo Mayna. El segundo batch del volumen bombeado es el Residual de Primaria de propiedad de PETROPERU con un volumen promedio 60,000 Bls, gravedad de 20°API y una viscosidad de 446 cSt@87°F. Adicionalmente, en el Tramo I se tiene un tercer batch de un volumen promedio de 40,000 Bls de crudo de 24.8°API, 40 cSt@87°F, para alimentar Refinería El Milagro, que se encuentra en Estación 7 del ONP.

Por lo tanto, actualmente en el Tramo I, se manejan tres segregaciones, las cuales son bombeadas en baches separados por calidad a la Estación 5 (Inicio del Tramo II del ONP).

En la Estación 5 (Inicio del Tramo II), punto de convergencia del ORN y el Tramo I, recibe todos los crudos enviados desde la Estación 1 y de la Estación de Andoas. En esta Estación son almacenados en tanques separados para luego ser bombeados en


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baches separados hacia el Terminal Bayóvar con una frecuencia de diez días por mes y un caudal de 140 MBPD aproximadamente.

Luego en el Terminal Bayóvar se almacenan estos crudos de manera segregada hasta que completen los volúmenes adecuados de exportación; los cuales son definidos por nuestro cliente Pluspetrol. Estos volúmenes oscilan aproximadamente en 380 MB y son embarcados a los Buque Tanques en una frecuencia de dos a tres por mes.

Por último, cabe mencionar que en el Terminal Bayóvar también se cuenta con un sistema de desembarque de Buques Tanques, con la finalidad de almacenar Petróleo Crudo Importado para luego enviarlo a las Refinerías de Petroperú. Esto con el propósito de aprovechar la capacidad de almacenamiento del Terminal Bayóvar y las oportunidades de compra de crudo importado. La frecuencia de desembarques es de aproximadamente una vez al mes en volúmenes variables desde 160MB hasta 450 MB por embarque.

En el siguiente esquema se indica el sistema de segregación aplicado, en la cual se puede distinguir 4 tipos de Batches para el Tramo II y 3 tipos para el Tramo I.


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Figura 1‐6 Operación actual del Oleoducto Nor Peruano


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1.4 Tecnologías analizadas para el transporte de Crudo Pesado

Tal como se mencionó en el Apartado 1.1, la mayor parte del crudo que se transportará por el Oleoducto Nor Peruano (campos de Lote 67, 8 y 9, y 39; Perenco, Pluspetrol y Repsol respectivamente) está clasificado como Crudo Pesado (densidad por debajo de 20° API).

En realidad, no es la densidad lo que juega un papel determinante en las complicaciones del manipuleo y transporte del crudo pesado, sino la viscosidad; la cual depende directamente de la temperatura. Debido al gradiente térmico regional elevado, las viscosidades de todos los crudos en reservorio están por debajo de 500 cP. Sin embargo, a condiciones atmosféricas, los valores de viscosidad pueden superar los 100,000 cP, lo que hace prácticamente imposible el flujo de estos crudos sin algún tratamiento.

En los siguientes apartados se tratarán los principales métodos para transporte de Crudo Pesado analizados, entre los cuales tenemos:

Transporte por calentamiento

Transporte con inyección de diluyente.

Upgrading

Emulsión Crudo ‐ Agua

1.4.1 Calentamiento de Crudo pesado

El transporte de crudo pesado mediante su calentamiento es posible debido a que a que la propiedad clave del fluido, es decir la viscosidad depende significativamente de la temperatura; cuando se calientan, los petróleos pesados se vuelven menos viscosos. Para elevar la temperatura del crudo es necesario instalar hornos de calentamiento en las estaciones de bombeo y a lo largo del oleoducto, para permitir bombearlo sin complicaciones.

En la siguiente tabla se detallan las viscosidades de un crudo pesado de 9º API de la selva peruana obtenidas a distintas temperaturas.


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Tabla 1‐3 Variación de la viscosidad con la temperatura

Temperatura (ºC)

Viscosidad (cP) Gravedad específica Gravedad

API

32.30 65173.33 0.9953 10.67

43.24 37780.00 0.9877 11.76

67.35 2384.00 0.9702 14.35

Ventajas:

Reduce la viscosidad del crudo y aumenta su gravedad API

Desventajas

Alto costo de operación para hornos de calentamiento

Altos costos de instalación (aislamiento, hornos de proceso) debido a que se debe adecuar las actuales instalaciones diseñadas para bombeo isotérmico.

No se le da valor agregado al crudo extraído en la selva

Bajos precios de venta de crudo y pocos compradores

1.4.2 Inyección de Diluyente

Esta tecnología consiste en inyectar un diluyente de alta gravedad API (crudo liviano/mediano o hidrocarburos ligeros) para mezclarlo con el crudo de baja gravedad API. El objetivo principal de la inyección de diluyente es reducir la viscosidad del crudo e incrementar su gravedad API.

Ventajas:

Reduce la viscosidad del crudo y aumenta su gravedad API hasta el rango deseado (dependiendo de la tasa de inyección)

Bajos costos operativos

Bajos costos de instalación de facilidades

Desventajas:

Alto costo de diluyente para poder reponer el volumen mínimo en un ciclo cerrado de diluyente

Alto riesgo de robos en el oleoducto de diluyente (700 km de nafta liviana o nafta craqueada)

No se le da valor agregado al crudo extraído en la selva


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Bajos precios de venta de crudo y pocos compradores

1.4.3 Upgrading

Uno de los procesos de mejoramiento de Crudo Pesado se basa en la introducción de hidrógeno, como “hydrotreating”, las moléculas de los componentes más valiosos del crudo son reorganizadas, incorporando hidrógeno en su estructura química. En la mayoría de los casos, la fuente de este hidrógeno es mediante el reformateo de metano (gas natural).

Desafortunadamente, todos los campos de la Cuenca Marañón producen crudos subsaturados, es decir tienen un contenido bajo de gas. Con la imposibilidad de generar hidrógeno a costos factibles en la selva, por lo tanto quedan descartados los procesos que exigen su presencia como elemento fundamental.

Sólo los procesos que utilicen la reducción del carbón son aptos para mejorar los Crudo Pesado, de los cuales se pueden dividir en tres categorías

Procesos de separación física (extracción por diluyente).

Los procesos que utilizan catalizadores para aislar y atrapar el carbón.

Procesos termales que aplican calor para romper los lazos moleculares y liberar el carbono.

Extracción por diluyente

Mediante este proceso el crudo se mezcla con un diluyente antes de la separación física. La ventaja de este proceso simple es su bajo costo de capital para instalar y operar. Fue considerado como una opción de mejoramiento parcial, sólo para mejorar la viscosidad para el transporte ya que el producto requería una refinación antes de ser comercial. Es más aplicable para crudos parafínicos ya que no hay una conversión molecular.

Los Crudo Pesado de la zona de producción son asfalténicos y el principal problema de este proceso para estos crudos es que, sin conversión molecular, el rendimiento del volumen líquido es muy bajo. Un porcentaje no aceptable del crudo termina como residuo, concentrado en metales y azufre. Además, el problema de una cantidad de residuo no deseable no está limitado al proceso de separación por solvente.

Craqueo Catalítico

El proceso de craqueo catalítico (FCC) es usado con éxito en muchas refinerías para tratar la porción residual que queda después de procesos térmicos leves como “visbreaking”. Aunque no hay ejemplo en la actualidad, no hay razón de pensar que el proceso no sea aplicable al mejoramiento de Crudo Pesado, siempre que satisfagan los requisitos de las reacciones químicas. Las principales ventajas de este proceso para Crudo Pesado son dos:


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El producto de la conversión es tan liviano (> 30° API) que puede usarse como diluyente, evitando la necesidad de procesar todo el crudo.

La conversión es altamente eficaz, con un rendimiento de líquido por volumen alto (> 95%), que significa muy poco residuo para deshacerse.

El costo de capital de este proceso es mucho mayor al de los métodos de extracción por solvente o térmico moderado como visbreaking. Los costos operativos pueden ser considerablemente superiores también dependiendo de la cantidad requerida de catalizador, su costo y transporte. Pero las limitaciones principales del craqueo catalítico tienen que ver con el crudo por procesar “feed stock”. Por ser el único proceso que pretende una conversión total del crudo sin una elevación significativa de la temperatura, depende de una reacción eficiente.

El catalizador usado para la reacción es un mineral, como zeolita, que necesita mantener un área de superficie máxima en contacto con los hidrocarburos. La presencia de impurezas, especialmente metales, envenena el catalizador, reduciendo su habilidad de fomentar la reacción. El resultado no sólo es un rendimiento bajo del volumen líquido por una reacción incompleta, sino problemas de mantenimiento y el aumento en la cantidad de catalizador requerido. El proceso redistribuye azufre pero no lo elimina, por lo tanto, el producto final puede sufrir descuentos si los valores de azufre del crudo superan a 1%.

Desafortunadamente, los crudos de las zonas productoras tienen altos contenidos de azufre, por lo que se descarta también esta opción.

Procesos Térmicos

La aplicación de calor es el método de mayor eficacia para romper los lazos atómicos a fin de liberar el carbón. Los dos procesos térmicos comúnmente usados para el mejoramiento de los Crudo Pesado son el “Visbreaker” y el “Coker”.

Visbreaking

Visbreaking es un proceso convencional de temperatura moderada que ha sido utilizado en muchas refinerías para tratar el componente residual. Ha sido usado eficazmente para Crudo Pesado, pero generalmente como parte de un proceso de refinación en serie, es decir, en conjunto con una unidad de “Hydrotreating” o Craqueo Catalítico (FCC). El costo, tanto capital inicial y operativo, es relativamente bajo comparado con el proceso termal de mayor conversión, el “coking”. Sin embargo, su uso como proceso único estaría limitado por su bajo porcentaje de conversión, especialmente para crudos asfálticos.

Los crudos que han pasado por un proceso de visbreaking son inestables porque son propensos a precipitar asfaltenos. Por lo tanto, para petróleos que tengan un componente alto de asfaltenos, se recomienda no procesar más de 20 wt % del crudo. Esta limitación, en combinación con el bajo rendimiento del proceso, condiciona el visbreaking a un proceso intermedio de mejorar viscosidad y no de


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producir un producto final, listo para comercializar. El porcentaje de residuo que arroja el proceso en forma de alquitrán es alto, más difícil de manejar que el residuo sólido “coke” y más complicado de deshacerse, especialmente en la selva.

Coking

El proceso de Coking es un craqueo térmico que es el más eficaz de los procesos para liberar el carbón de Crudo Pesado. Por la alta temperatura de los reactores, la conversión química es la más completa, resultando en el rendimiento más alto del componente líquido (% wt) de todos los procesos. En los reactores de coking, las temperaturas llegan a más de 1,400°F. Las moléculas complejas de las asfaltinas se desintegran, liberando los radicales como nitrógeno, azufre, y oxígeno.

El proceso de coking no está limitado por el contenido de azufre en el crudo, tampoco por el contenido de metales, que terminan concentrados en el carbón residual no reactivo (coke). La única complicación del proceso desde el punto de vista química es la posible inestabilidad de los componentes napténicos. En la actualidad, todas las plantas de mejoramiento que usan crudo pesado como “feedstock” emplean un proceso de hidrotratamiento para la porción de napténicos. Si la decisión hubiera sido de colocar una planta de Coking donde no hay hidrógeno, sería necesario estudios adicionales para asegurar la estabilidad de este componente.

Debido a su diseño, complejidad y exigencias metalúrgicas, las refinerías de coking están entre las más costosas. Las plantas de coking requieren además una superficie amplia e infraestructura diversa, requisitos difíciles de compatibilizar con el compromiso de minimizar el impacto en la selva Amazónica.

El desafío del residuo es otra complicación. Una planta convencional de “Delayed Coking” que procesa 100,000 barriles por día de un crudo pesado, produce 2,000 Ton por día de residuo en forma de coke. En cualquier otra parte del mundo, este coke, en formas de partículas sólidas y manejables, se comercializa por los menos a un valor que cubre su transporte. Pero no es así necesariamente en la Selva Amazónica, donde la falta de infraestructura y mercados de compra dificultan su comercialización. Esta opción se descarta por temas de medio ambiente.

El método de “Flexicoking” patentado por ExxonMobil, es una alternativa del proceso de coking que no arroja residual. El coke producido del craqueo térmico se consume en una regeneradora que aprovecha del calor del reactor para generar un gas combustible de bajo BTU. Este gas sería quemado en una caldera de diseño especial para producir vapor que se utilizaría en turbinas convencionales para la generación de electricidad. En el caso de un crudo pesado, la cantidad de gas que resulte del proceso es significativo. Empleando el método “Flexicoking”, en vez de producir 2,000 t de residuo en forma de coke, se producirá suficiente gas para generar hasta 400 MW de electricidad.


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Coking es el único proceso de mejoramiento que satisface los requisitos de tratamiento de Crudo Pesado, debido a su alto rendimiento de líquidos y la falta de restricciones por impurezas como azufre y metal. Empleando el variante de “Flexicoking”, es posible hasta de reducir el residuo y convertirlo en electricidad, producto necesario para las operaciones del desarrollo.

1.4.4 Emulsión Crudo ‐ Agua

La emulsión es un sistema de dos fases que consta de dos líquidos parcialmente miscibles, uno de los cuales es dispersado en el otro en forma de glóbulos. La fase dispersa, discontinua o interna es el líquido desintegrado en glóbulos. El líquido circundante es la fase continua o externa.

La proporción Crudo / Agua es de 60 / 40, y la viscosidad aparente está entre 80 y 200 cP

Aguas abajo del proceso de transporte, la dispersión debe romperse mediante tratamiento de separación mecánico / electrostático con agregado de desemulsionante (de ser necesario)

Ventajas

Disminuye la viscosidad del crudo

Fácil acceso y bajo costo del agua para la emulsión

Desventajas

Posibles problemas hidráulicos en las zonas de caída libre del Tramo II del ONP.

Tratamiento del agua luego de ser separa de la emulsión. Este tratamiento es muy costoso y podría generar un alto impacto ambiental.

1.5 Selección de Alternativas

De acuerdo a la información existente y alcanzada por las diferentes compañías petroleras con las que se está coordinando el Análisis de la producción y transporte de Crudo Pesado de la Selva Norte del Perú, se han podido definir las siguientes alternativas, las cuales han sido elaboradas a partir de una combinación de las distintas tecnologías de transporte:

Alternativa 1: Construir un nuevo oleoducto para transporte de diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta la Estación Andoas, un nuevo oleoducto desde la Estación Andoas hasta la Estación 5 y convertir el ORN en un oleoducto para diluyente.

Esta alternativa consiste en lo siguiente:

En Estación Andoas se recibirá y almacenará el diluyente que llega desde Bayóvar por un oleoducto nuevo paralelo al Tramo II del ONP y por el ORN (bombeará diluyente en sentido inverso al actual), a partir de este punto se enviará diluyente a los lotes de


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producción en donde los productores deberán mezclar sus Crudo Pesado con diluyente para alcanzar la especificación exigida por PETROPERÚ (310 cSt @25ºC) y posteriormente enviar la mezcla de Crudo Diluido a la Estación Andoas.

En esta Estación se ampliará la capacidad de almacenamiento tanto para crudo como para el diluyente. Así también se instalará el sistema de fiscalización (Unidad LAC).

Desde la Estación Andoas se podrá bombear hasta 150 MBPD de crudo diluido a través de un nuevo ducto de 24” de diámetro hasta la Estación 5. Este caudal también incluye el transporte de la actual producción del Lote 1AB (30 MBPD de crudo con calidad promedio de 17.9API).

Figura 1‐7 Estación Andoas

En el Tramo Andoas – Estación 5 del nuevo ducto de 24” se tendrá una Estación de rebombeo en la actual Estación de Morona del ORN.

Desde Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar se bombeará con la infraestructura y equipos existentes, es decir, el Tramo II del ONP y las turbobombas Rouston‐Bingham.

(a) (b)

Figura 1‐8 (a) Estación 9 del ONP. (b) Tramo II del ONP

En el Terminal Bayóvar se ha considerado la instalación de una planta de recuperación de diluyente (PRD), la cual separará el diluyente del crudo diluido que llegue a Bayóvar para poder ser recuperado y rebombeado hacia Andoas por un nuevo oleoducto de 12” y 10” desde Bayóvar hasta la Estación 5, el nuevo oleoducto de diluyente usará el derecho de vía actual del Tramo II del ONP. Desde la Estación 5 hasta Estación Andoas


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el diluyente se transportará usando la tubería actual de 16” del ORN en sentido inverso. Con este sistema denominado Close Loop o Lazo cerrado, solo sería necesario un porcentaje reducido de reposición de diluyente en Estación Bayóvar (aproximadamente entre 5 a 10%).

Para bombear el diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta la Estación Andoas, se ha considerado colocar las siguientes Estaciones de Bombeo: Estación de inicio en el Terminal Bayóvar y Estación de rebombeo en Olmos para poder vencer el abra de Porculla, que se encuentra a 2,370 m.s.n.m.

Para bombear el Crudo Diluido desde la Estación Andoas al Terminal Bayóvar, se deberán instalar nuevos equipos de bombeo en la Estación Andoas, Morona y Estación 5.

Figura 1‐9 Alternativa 1: Calentamiento desde Est. Andoas hasta Est. 5, Crudo diluido desde Est. 5 a Terminal Bayóvar

Alternativa 2: Utilizar Calentamiento desde la Estación Andoas hasta la Estación 5, instalar Planta de Upgrading en dicha Estación de Bombeo y utilizar el Tramo II hasta el Terminal Bayóvar para el bombeo del crudo sintético.


En las Estación de Andoas y Morona se debe colocar sistemas de calentamiento a través de intercambiadores de calor con un aceite térmico calentado directamente por hornos de calentamiento en circuito cerrado. Esto permitirá bombear el crudo hasta la Estación 5.


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Figura 1‐10 Horno de Calentamiento de Fluido Térmico

Entre la Estación Andoas y la Estación 5 se construirá un oleoducto nuevo para poder bombear la producción total de los lotes de la zona. También se instalarán equipos de bombeo nuevos en la Estación Andoas y Morona.

En la Estación 5 se instalaría la Planta de Upgrading (Upgrader) para procesar el crudo pesado y obtener el crudo sintético de 20° API el cual se bombeará hasta el Terminal Bayóvar. La instalación de esta Planta en esta zona implicará mejorar la carretera de acceso entre la Estación 7 y la Estación 5, con el fin de tener un buen acceso para el transporte terrestre de los insumos que se requieran en el Upgrader y para la evacuación de los residuos generados.

A partir de la Estación 5 se utilizaría el Tramo II del ONP con la infraestructura y equipos existentes.

Figura 1‐11 Planta de Upgrading


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Figura 1‐12 Alternativa 2: Calentamiento hasta Est. 5 y planta de Upgrading

Alternativa 3: Utilizar Calentamiento desde la Estación Andoas hasta la Estación 5, construir un oleoducto de diluyente desde Estación 7 hasta Estación 5, instalar Planta de Upgrading en la Estación 7 y utilizar el Tramo II a partir de la Estación 7 para el bombeo del crudo sintético.


En las Estación de Andoas y Morona se debe colocar sistemas de calentamiento a través de intercambiadores de calor con un aceite térmico calentado directamente por hornos de calentamiento en circuito cerrado. Esto permitirá bombear el crudo hasta la Estación 5.

Figura 1‐13 Horno de Calentamiento de Fluido Térmico

Entre la Estación Andoas y la Estación 5 se construirá un nuevo oleoducto de 14” para bombear diluyente desde la Estación 7 y realizar la mezcla de crudo pesado y diluyente en Estación 5.


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Para bombear el diluyente desde la Estación 7 hasta la Estación 5, se ha considerado instalar equipos de bombeo en la Estación 7 y 6 para vencer la altura de los cerros de Montenegro y Pupuntas. El diluyente se traerá por camiones cisterna desde la costa; se podría analizar la posibilidad de obtener diluyente en la misma planta de proceso (upgranding) en Estación 7.

En la Estación 7 se instalaría la Planta de Upgrading para procesar el crudo pesado y obtener el crudo sintético de 20° API. Luego sea bombearía hasta el Terminal Bayóvar usando la infraestructura actual del oleoducto.

Figura 1‐14 Planta de Upgrading

Figura 1‐15 Alternativa 3: Calentamiento hasta Est. 5, transporte de diluyente Est. 7 a Est. 5 y planta de

Upgrading en Est. 7

Alternativa 4: Bombear desde Andoas hasta el Terminal Bayóvar una emulsión crudo–agua, instalar Planta de separación de la emulsión crudo–agua y planta de Upgrading en el Terminal Bayóvar.



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En la Estación de Andoas se instalaría los sistemas de mezcla del crudo con el agua dulce y el surfactante, pudiendo así bombear la emulsión crudo‐agua hasta el terminal Bayóvar.

Figura 1‐16 Proceso de Formación y Transporte Crudo – Agua

Entre la Estación Andoas y la Estación 5 se construirá un oleoducto para bombear la producción de los lotes de la zona. Se deberán instalar nuevos equipos de bombeo en cada una de las Estaciones del ORN y Tramo II del ONP para no romper la emulsión formada, como por ejemplo las bombas principales de bombeo serían de desplazamiento positivo debido a que tienen menor velocidad de giro que las turbobombas existentes.

En el Terminal Bayóvar se instalaría una Planta de desalado y de deshidratación para romper la emulsión. Así también una Planta de tratamiento de agua y por último una Planta de Upgrading para procesar el crudo pesado y obtener el crudo sintético de 20° API.

Figura 1‐17 Facilidades en Bayóvar para romper la emulsión


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1‐18 Alternativa 4 Emulsión Crudo ‐ Agua

1.5.1 Costos estimados

Para la determinación de los costos estimados, se ha considerado los costos alcanzados por la Cía. Perenco, costos de la construcción del ONP y costos de tuberías para el cambio de trazo del oleoducto por interferencia con el Proyecto Olmos.

Tabla 1‐4 Costos Alternativa 1

Item Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario MUS$

Costo Parcial MUS$

Total MMUS$

1 Facilidades en Estación Andoas (Tanques para capacidad máxima 500MB, Sistema de mezcla con el diluyente y unidad de fiscalización)

Glb 1 47,600.00 47,600.00

2 Nuevo Oleoducto Andoas‐Estación 5 de 24" para el transporte de crudo diluido (tubería, instalación, sistema de protección de tuberías epoxy, trabajos en cruces de río, protección catódica, señalización, tendido de fibra óptica y revegetación en derecho de vía)

Glb 1 341,100.00 341,100.00

3 Nuevo Oleoducto Bayóvar‐Estación 5 de 12" para el transporte de diluyente (Tubería, instalación, sistema de protección de tubería poliken, trabajos en cruces de río, proyección catódica, señalización, tendido de fibra óptica, revegetación en derecho de vía

Glb 1 401,300.00 401,300.00

4 Facilidades en Estaciones Morona, 5, 6, 7, 8, 9 y Terminal Bayóvar en cada Estación

Glb 1 94,2000.00 94,2000.00

5 Planta de separación de diluyente Glb 1 74,200.00 76,000.00

958.40



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Costo Parcial MUS$

Total MMUS$

1 Facilidades en Estación Andoas y Bayóvar (Tanques para capacidad máxima de 500MB y unidad de fiscalización)

Glb 1 17,000.00 17,000.00

2 Sistemas de Calentamiento en las Estaciones de Andoas y Morona

Glb 1 15,000.00 15,000.00

3 Nuevo Oleoducto Andoas‐Estación 5 de 16" o Loop para el transporte de crudo caliente (Tubería, instalación, sistema de protección de tubería epoxy, trabajos en cruces de río, protección catódica, señalización, tendido de fibra óptica y revegetación en derecho de vía)

Glb 1 209,342.40 209,342.40

4 Planta de Upgrading en Estación 5 (considera mejoramiento de carretera desde Est. 7 hacia Est. 5)

Glb 1 2,055,000.00 2,055,000.00

2,296.34



Costo Parcial MUS$

Total MMUS$


Glb 1 17,000.00 17,000.00

2 Sistemas de Calentamiento en las Estaciones de Andoas y Morona

Glb 1 15,000.00 15,000.00


Glb 1 209,342.00 209,342.00

4 Sistema de mezcla del diluyente con el crudo en Estación 5 e incremento de mayor capacidad de almacenamiento

Glb 1 15,000.00 15,000.00

5 Nuevo Oleoducto Estación 7 ‐ Estación 5 de 14" para el transporte de diluyente (Tubería, instalación, sistema de protección de tubería poliken, trabajos en cruces de río, protección catódica, señalización, tendido de fibra óptica y revegetación en derecho de vía)

Glb 1 129,260.03 129,260.03

6 Planta de Separación de diluyente en Bayóvar y sistema de desembarque de diluyente (Brazo de descarga, oleoducto y sistema de bombeo)

Glb 1 185,000.00 185,000.00

7 Planta de Upgrading en Estación 7 Glb 1 1,500,000.00 1,500,000.00

2,195.66



23


Costo Parcial MUS$

Total MMUS$


Glb 1 17,000.00 17,000.00

2 Sistemas de mezcla y de inyección de surfactante en Estación Andoas

Glb 1 35,000.00 35,000.00


Glb 1 209,342.00 209,342.00

4 Incremento de mayor capacidad de almacenamiento en Estación 5 y Terminal Bayóvar

Glb 1 28,000.00 28,000.00

5 Cambios en el ONP para no tener problemas en las zonas de caída libre (Pupuntas, Montenegro y Porculla) con la emulsión Crudo‐Agua

Glb 1 250,000.00 250,000.00

6 Planta de deshidratación y tratamiento del agua de la emulsión

Glb 1 300,000.00 300,000.00

7 Planta de Upgrading en Terminal Bayóvar Glb 1 1,300,000.00 1,300,000.00

2,264.40


24

1.5.2 Análisis comparativo de las alternativas

Para hacer el análisis de las alternativas se ha determinado las ventajas y desventajas de cada alternativa, las cuales se resumen en la siguiente tabla:

Tabla 1‐8 Análisis comparativo de las alternativas

Alt. Descripción Ventajas Desventajas

1 Instalar Oleoducto de diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta el la Estación 5, un oleoducto nuevo desde Estación Andoas hasta Estación 5 y convertir el ORN en oleoducto de diluyente (Alternativa planteada por la Cía. Perenco).

Menor inversión inicial al no incluir inversión de Planta de Upgrading en el Terminal Bayóvar.

Usa el mismo derecho de vía de los actuales oleoductos ORN y Tramo II del ONP.

En el Tramo II del ONP no se tiene que hacer muchos cambios para implementar esta alternativa.

Alto riesgo de robos en el oleoducto de diluyente (700 km de nafta liviana o nafta craqueada).

No se le da valor agregado al crudo extraído en la selva.

Bajos precios de venta de crudo y pocos compradores.

Alto costo de nafta liviana para poder reponer el volumen mínimo en un ciclo cerrado de diluyente.

2 Utilizar Calentamiento hasta la Estación 5, instalar Planta de Upgrading en dicha Estación de Bombeo y utilizar el Tramo II hasta el Terminal Bayóvar para el bombeo del crudo sintético. (Alternativa planteada por Petroperú).

Se mejora el crudo y se le da valor agregado en la cadena de producción.

Mejora de la carretera Est. 7 – Est. 5, para tener facilidades terrestres de transporte de insumos y de residuos generados en la Planta de Upgrading.

Se obtiene mejor precio en el mercado del crudo sintético y mayor mercado para su comercio.

En el Tramo II del ONP no se tiene que hacer muchos cambios para implementar esta alternativa.

Se cuenta con área en uso para poder mitigar el impacto al ambiente al instalar plantas nuevas.

Es la alternativa más costosa.

Tratamiento de los residuos de la Planta de Upgrading estaría en una zona de Selva (Estación 5).

Coordinar con el Ministerio de Transportes el mantenimiento de la carretera Est.7 – Est. 5 luego de construida la carretera. Así también el poder sacar residuos por carretera.

Si se convierte el Coke de la Planta de Upgrading en energía, la probabilidad de interconectar esta producción al Sistema Interconectado Nacional (SIN) es muy baja.

3 Utilizar Calentamiento hasta la Estación 5, construir un oleoducto de diluyente desde Estación 7 hasta Estación 5, instalar Planta de Upgrading en la Estación 7 y utilizar el Tramo II a partir de la Estación 7 para el bombeo del crudo sintético.



Actualmente se tiene accesibilidad a la Planta de Upgrading.


La conversión de Coke de la Planta de Upgrading en energía eléctrica tiene excelentes posibilidades para tener un proyecto eléctrico de interconexión al SIN.

Elevada inversión inicial.

Tratamiento de los residuos de la Planta de Upgrading en la Est. 7.

4 Utilizar Calentamiento desde la zona de producción hasta la Estación Andoas, bombear desde Andoas hasta el Terminal Bayóvar una emulsión crudo – agua, instalar Planta de separación del crudo – agua y planta de Upgrading en el Terminal Bayóvar.



Se tiene facilidad para manejo de los residuos de la Planta de upgrading por tener un muelle cerca.


La conversión de Coke de la Planta de Upgrading en energía eléctrica tiene

Elevada inversión inicial.

Tratamiento del agua luego de ser separa de la emulsión. No está definido por Pluspetrol.

Posibles problemas hidráulicos en las zonas de caída libre del Tramo II del ONP.


25

excelentes posibilidades para tener un proyecto eléctrico de interconexión al SIN.


26

1.6 Conclusiones

Existe una diferencia de más del 100% en la inversión inicial entre la Alternativa 1 con respecto a las otras alternativas. Lo que la convierte en la más atractiva desde el punto de vista económico.

Sin embargo, para el transporte de diluyente hasta la zona, implicará tener mayores costos de inversión y operativos por la implementación de sistemas de seguridad para prevenir posibles hurtos de la nafta liviana.

Las alternativas que contemplan la Planta de Upgrading permitirá mejorar la calidad del crudo, con lo que se podrá aumentar el número de posibles compradores en el mercado internacional y nacional, sin embargo, el costo de dicha planta es bastante elevado, más aún si se instalara en la selva.

Una de las alternativas sugiere la instalación de la Planta de Upgrading en la Estación 5. Esto permitirá ayudar a solucionar parte de los problemas actuales de esa zona relacionados al transporte, debido a que se mejoraría la carretera actual desde Estación 7 hasta la Estación 5 que actualmente es un requerimiento de los pobladores de esa zona. En esta posible alternativa deberá estar presente el Ministerio de Transportes para los mantenimientos futuros de la carretera.

Todas las alternativas usarían los actuales derechos de vía del ORN y del Tramo II del ORN; con lo cual se minimizaría el impacto al medio ambiente haciendo más viable el proyecto de transporte desde el punto de vista social.

La alternativa de transportar el crudo emulsionado con agua tiene desventajas considerables, puesto que se deberá instalar una planta de tratamiento de agua que en Bayóvar luego de separar el crudo del agua (romper la emulsión). Así mismo se tiene que analizar con detalle el comportamiento de la emulsión en las zonas de caída libre en el ONP, puesto que es factible que en estos tramos se rompa la emulsión por las velocidades del fluido.

La alternativa de transporte de crudo emulsionado implicaría el cambio de todos los equipos de bombeo principales en todas las estaciones del ORN y ONP porque las velocidades de giros de los actuales equipos romperían la emulsión Crudo – Agua. Estas razones y las del párrafo anterior hacen de la Alternativa 4, una alternativa menos atractiva desde el punto de vista técnico y económico.

Debido a que aún no se cuenta con mayor información oficial sobre el precio del barril de crudos sintéticos, como tampoco información sobre el mercado de los Crudo Pesado, no se ha considerado en este capítulo una evaluación comparando ahorro en la inversión inicial de la Alternativa 1 respecto a la ganancia originada en el mejoramiento de crudo de las alternativas que incluyen la instalación de una Planta de Upgrading; se tomará la Alternativa 1 como la más factible desde el punto de vista exclusivamente económico.


27

1.7 Recomendaciones

Se debe realizar un estudio de Factibilidad que determine en el mercado internacional el posible precio de venta del crudo sin mejorar (10 a 13° API) y compararlo con los precios que se pueden obtener por el crudo sintético (20° API). Así también los posibles compradores de los mencionados crudos. Esto ayudará a realizar una comparación económica para poder determinar la alternativa más rentable.

Evaluar la siguiente alternativa: “Petroperú compre el crudo o parte de la producción en Estación Andoas para asegurar así un diferencial de precio que permita evaluar la implementación de la Planta de Upgrading y haga rentable el Proyecto”.


28

2. CRITERIOS DE DISEÑO

2.1 Códigos, estándares, especificaciones y Prácticas Recomendadas para el

diseño de oleoductos

A continuación se listan las principales Normas y Estándares para el diseño del oleoducto y sus instalaciones.

ASME B31.3 Process Piping.

ASME B31.4 Code Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids.

API RP 1102 Recommended Practice for Liquid Petroleum Pipelines Crossing Railroads and Highways.

API STD 1104 Welding of Pipelines and Related Facilities ASME Section IX – Welding and Brazing Qualifications.

También se listan los códigos y especificaciones de los materiales para oleoductos:

API 5L – Specifications for Line Pipe.

API 6D—Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball, and Check Valves).

ASME B16.5—Pipe Flanges and Flanged Fittings.

ASME B16.34—Valves—flanged, Threaded, and Welding End.

2.2 Criterios de diseño hidráulicos

El diseño hidráulico evalúa las características físicas del crudo y productos a transportar, las cantidades a ser transportadas, la ruta y topografía de las tuberías y el rango de presiones temperaturas y condiciones ambientales a lo largo de la ruta. Como resultado del diseño hidráulico se identifica la Energía Total (pérdidas por fricción, alturas topográficas, presiones de succión, etc.) que requiere el sistema para cubrir todos los requerimientos de diseño.

Una vez que el diseño preliminar se ha finalizado, se ha seleccionado la ruta, el tamaño de la tubería ha sido determinado; los cálculos hidráulicos se refinan para determinar las condiciones de control de sobrepresiones durante paradas en el bombeo y sobrecargas durante la operación. Los cálculos hidráulicos también deben ser hechos para cambios en las variables de operación (temperatura, rangos de viscosidades para los productos en las tuberías, etcétera) y para una futura expansión en la capacidad del sistema.

2.2.1 Selección de la Ruta

Se utilizará como ruta del nuevo oleoducto para Crudo Pesado la ruta actual del Oleoducto Nor Peruano, cuyas características geográficas han sido descritas en el apartado 1.2.


29

2.2.2 Caudal de diseño

El criterio de diseño para obtener el caudal de diseño final del nuevo oleoducto desde Estación Andoas hasta Estación 5 será tomado en base al promedio de las producciones totales de las compañías PERENCO, PLUSPETROL, REPSOL en los años de producción más significativos. En la siguiente tabla se muestran las proyecciones para la mezcla de crudo de las tres compañías productoras desde el año 2007 hasta el 2030:

El Caudal Volumétrico promedio de los 7 años más significativos para la producción de petróleo (desde el año 2013 hasta el 2019) es de 125,000 BPDO aproximadamente. Con este criterio se ha elegido el caudal de diseño de la mezcla de crudo de los tres productores de la zona (PLUSPETROL, PERENCO y REPSOL).

Tal como se aprecia en la tabla 2.2 y en la figura 2.1, el grado API del crudo varía considerablemente desde el año 2007 hasta el año 2030, por lo que evidentemente el porcentaje de diluyente para la mezcla no será constante a lo largo de los años. En esta tabla también se muestra la cantidad de diluyente necesario para alcanzar el grado API en especificación para hacer factible el transporte de Crudo.


30

El criterio de diseño utilizado para determinar el Caudal de Diluyente se basa en el volumen necesario de diluyente para el año en que se da la máxima producción de Crudo (año 2015), aproximar al 25,000 BPDO. Resumiendo tenemos los siguientes valores:

125 MBPD de Crudo Pesado (Estación Andoas a Estación 5)

25 MBPD de Diluyente

Obteniendo un Caudal de Diseño total para el tramo ORN de 150 MBPD. En la figura 2.2 se muestra caudal real de producción con un diseño de 150 MBPD para el Tramo desde la Estación Andoas hasta la Estación 5, se puede apreciar que el nuevo oleoducto bombearía crudo al caudal de diseño por aproximadamente6 año.

El tramo II del Oleoducto Nor Peruano será utilizado para transportar los 150,000 Barriles del Crudo procedente de la Estación Andoas, sin embargo también se le adicionará, previa mezcla en Estación 5, el crudo proveniente de la Estación 1 (Lote 8), el cual actualmente tiene caudales de flujo muy bajos y cuyo pronóstico de producción termina en el año 2015, por lo que la tubería de 36” del Tramo II no necesitará mayores modificaciones por estar sobredimensionada. En la figura 2.3 apreciamos los pronósticos para el crudo transportado por el tramo II del ONP, con la producción del Lote 8, la máxima producción que transportará el Tramo II será de aproximadamente 153,000 BPDO en el año2013.

Con el caudal de diseño y las velocidades del fluido típicas para oleoductos (0.5 m/s a 3 m/s) se dimensionarán los diámetros del oleoducto en el Apartado 3.

2.2.3 Características de los fluidos a transportar

Un crudo pesado de 12ºAPI de la Cuenca del Marañón está compuesto por 84% de Carbono, 12% de Hidrógeno y 4% de restante. En el siguiente cuadro se muestra de manera resumida las características de los principales crudos, ya mencionadas en el apartado 1.4.

Tabla 2‐1 Características del crudo y diluyente

DensidadºAPI

Viscosidad

Pluspetrol (Loreto) 17.9 195 cSt @ 40ºC

Perenco (Piraña) 12 3,316 cSt @ 60.0ºC 20,440 cSt @ 37.8ºC

150,000 cSt @ 20.0ºC

Repsol 10.3 1505.5 cSt @ 180ºC 71,011 cSt @ 80ºC

Diluyente 64 0.83 cSt @ 20ºC

Mezcla Tramo ORN 19.5 310 cSt @ 25ºC

Mezcla Tramo II 19.72 394.39 cSt @ 25ºC

También se han realizados pruebas de laboratorio a muestras de crudos de distintas viscosidades y densidades obtenidos de los campos de producción del Lote 1AB de Pluspetrol y del Lote 16 del Ecuador (características similares a los


31

del lote 67). Con estas pruebas se han elaborado ensayos de viscosidad y grados API para varias mezclas, de las cuales se muestran en las Figuras 2.4 y 2.5 unas mezclas resultantes de 14ºAPI y 15ºAPI. Con estos ensayos se ha tomado como referencia para aproximar la tendencia de la variación de la viscosidad y el grado API según la proporción Crudo – Diluyente para Crudo Pesado de la cuenca con la que se realiza la mezcla.

2,387.23

892.18

186.87

66.10

14.0015.25

17.84

22.90

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

0200400600800

1,0001,2001,4001,6001,8002,0002,2002,4002,600

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

API°@ 60°F

Viscosidad (cSt)

Porcentaje Nafta Craqueada (%)

Mezcla de 14.00° API @ 60°F con Diluyente

Mezcla @ 30°C Mezcla @ 70° C Variación API

Figura 2‐1 Resultados obtenidos a partir de pruebas de laboratorio para una mezcla de 14 API

15.8017.10

20.10

24.70

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

0200400600800

1,0001,2001,4001,6001,8002,0002,2002,4002,6002,8003,0003,200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

API°@ 60°F

Viscosidad (cSt)

Porcentaje Nafta Craqueada (%)

Mezcla de 15.80° API @ 60°F con Diluyente

Mezcla @ 30°C Mezcla @ 70° C Variación API

Figura 2‐2 Resultados obtenidos a partir de pruebas de laboratorios para una mezcla de

15.80 API

2.2.4 Energía del Sistema y Pérdidas por Fricción

La caída de presión total en un oleoducto está compuesta por:

Caída de presión estática, debida a cambios en la elevación del terreno.

Caída de presión por aceleración, debida a cambios en la geometría de la tubería o fase del fluido transportado.


32

Caída de presión por fricción, debida a la velocidad del fluido, propiedades del fluido y características de la tubería.

De las anteriores, las pérdidas por fricción en la tubería son las predominantes en la mayoría de sistemas de tuberías y son calculadas mediante la siguiente fórmula de D’Arcy‐Weisbach:

En donde:

f : Factor de fricción de D’Arcy‐Weisbach

v : Velocidad del fluido (m/s)

L : Longitud de la tubería (m)

D : Diámetro externo de la tubería (m)

e: Espesor de la tubería (m)

También podemos expresar la fórmula en función del caudal volumétrico y el valor del diámetro y espesor de la tubería en pulgadas quedando de la siguiente manera:

En donde:

Q : Caudal Volumétrico (m3/s)

D: Diámetro de la tubería (pulg)

e : Espesor de la tubería (pulg)

f : Factor de fricción

El número de Reynolds está dado por la siguiente fórmula:

En donde:

Q : Caudal volumétrico (m3/s)

υ : Viscosidad cinemática (cSt)

D : Diámetro de tubería (pulg)

e : Espesor de tubería en (pulg)

El factor de fricción para flujos laminares (Re ≤ 2100) se encuentra mediante la siguiente fórmula:


33

Para flujos turbulentos (Re ≥ 4000) se encuentra en la tabla de Moody o mediante la correlación de Colebrook:

En donde:

ε : Rugosidad absoluta (m)

D: Diámetro de la tubería (m)

Re: Número de Reynolds

Debido a que solución de la correlación de Colebrook necesita de iteraciones existen también correlaciones simplificadas para hallar el coeficiente de fricción sin necesidad de iterar.

Debido a que el flujo en el ONP también se comporta en régimen en transición, el factor de fricción se ha determinado uniendo las líneas rectas desde el límite superior del régimen laminar con Reynolds 2000 y el inicio del régimen transitorio con Reynolds 4000, valor que dependerá de la rugosidad tal como se muestra en la figura. En la Figura 2‐6 se muestra el diagrama de Moody con una línea recta trazada en el régimen en transición.

Figura 2‐3 Diagrama de Moody


34

2.2.5 Gradiente Hidráulico

El gradiente hidráulico es el perfil que representa la altura o cabeza estática en cualquier punto de la tubería del oleoducto, relativo a una altura común, la cual normalmente es el nivel del mar. La Altura Topográfica representa la altura del terreno en cada punto del oleoducto, el perfil o altura topográfica del nuevo oleoducto será el mismo del Oleoducto Nor Peruano. La energía añadida al sistema mediante una estación de bombeo se traza sobre la altura topográfica.

Para un oleoducto con parámetros constantes a lo largo del sistema, tales como la viscosidad, densidad relativa y diámetro, el gradiente hidráulico será una línea recta con una pendiente igual a las pérdidas por fricción por unidad de longitud, hf, para un caudal de flujo específico. Por lo tanto, la presión real en la tubería, es la diferencia entre el gradiente hidráulico y la altura topográfica.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

167+000

169+100

171+200

173+300

175+400

177+500

179+600

181+700

183+800

185+900

188+000

190+100

192+200

194+300

196+400

198+500

200+600

202+700

204+800

206+900

209+000

211+100

213+200

215+300

217+400

219+500

221+600

223+700

225+800

227+900

230+000

232+100

234+200

236+300

238+400

240+500

242+600

244+700

246+800

248+900

251+000

Altura (m)

Progresiva (Km. + m.)

Tramo Morona ‐ Est Nº5

Altura Topográfica (m)

Altura de máx. resist. (m)

Altura de Presión en Bombeo (m)

Figura 2‐4 Ejemplo de Gradiente Hidráulico o Altura de Presión en Bombeo

La presión de descarga de las estaciones de bombeo se selecciona en base a la presión máxima permisible de las válvulas y accesorios de la estación, o de la tubería.

2.2.6 Presión Máxima Admisible de Operación (MAOP)

Según la sección 404.1.2 del código ASME 31.4, el espesor de la pared de tubo requerido para una tubería recta es:

En donde:

D : Diámetro externo de la tubería (m).

Sa :Esfuerzo admisible (Sa = 0.72 Sy, N/m2)

Gradiente Hidráulico

Perfil Topográfico

Presión en la Tubería


35

t : Espesor de la pared de la tubería (m).

Despajando de la ecuación anterior la presión para calcular la presión interna de diseño:

También podemos expresar la fórmula anterior de la presión admisible en unidades de longitud (m) o Cabeza Máxima Admisible de Operación (MAOH) teniendo:

En donde:

Pa : Presión admisible (m)

Ef : Esfuerzo de fluencia (N/m2)

D : Diámetro de tubería (pulg)

t : Espesor de tubería (mm)

g : gravedad (9.81 m/s2)

ρ : Densidad del fluido (Kg/m3)

Sy: Esfuerzo de fluencia (N/m2)

El espesor de la tubería, t, para el cálculo de la MAOP no incluye el espesor adicional por el margen de corrosión o por esfuerzos impuestos, tales como cargas concentradas en los soportes, expansiones y contracciones térmicas y por curvaturas en la tubería.

Además del factor de diseño (0.72), los presentes Términos de Referencia han considerado que la Máxima Altura Admisible de Operación deberá ser 5% mayor a la Máxima Altura de Operación (Perfil Hidráulico).

2.2.7 Estaciones de bombeo

Número de estaciones de bombeo

Se encuentra un número aproximado de estaciones de rebombeo dividiendo la presión o cabeza total del sistema para superar los cambios de elevación y pérdidas por fricción en la tubería, por la presión o cabeza máxima admisible de operación para un determinado diámetro, espesor de pared y material de la tubería.

En donde:


36

MAOH : Cabeza máxima admisible de operación

NPSH : Cabeza neta de succión positiva

Ubicación de las estaciones de bombeo

La primera estación de bombeo se ubica en el punto inicial del oleoducto. Las demás estaciones de rebombeo se ubican de tal manera que cada sección del oleoducto esté hidráulicamente balanceado, por ejemplo, tratando que cada estación tenga la misma presión diferencial. Este procedimiento haría que las estaciones estén ubicadas equidistantemente entre sí.

Sin embargo, en una ruta irregular tal como la ruta que sigue el Oleoducto Nor Peruano, la misma que seguirá el nuevo oleoducto, las estaciones se ubican mediante un método gráfico. Empezaremos ubicando la cabeza necesaria en el terminal del nuevo oleoducto y se traza hacia la izquierda o aguas arriba una línea recta con pendiente hf (pérdidas por fricción), hasta interceptar la línea de Cabeza Máxima Admisible de Operación (MAOH) de la tubería. En esta cota se ubicará la estación de bombeo correspondiente y establece la presión o cabeza de descarga en la estación de bombeo.

El gradiente hidráulico es un perfil que representa la cabeza estática en cualquier punto del oleoducto. La elevación del gradiente hidráulico en la estación se traza encima del perfil del terreno y deberá cubrir las pérdidas en las bombas y la NPSH. Es por esto que se recomienda tener un margen de presión o cabeza en la válvula de succión del sistema de bombeo entre 15 a 50m aproximadamente.

2.3 Criterios de diseño mecánicos

2.3.1 Especificaciones de las tuberías, accesorios y válvulas

Los principales estándares para la tubería, accesorios y válvulas utilizados el nuevo oleoducto son los siguientes:

ANSI/ASME B36.10M, Welded and Seamless Steel Pipe

ANSI/ASME B36.19M, Stainless Steel Pipe

API 5L, 5LU, Line Pipe

ANSI B16.5, B16.9, B16.10, B16.11, B16.25, B16.28, Flanges, Fittings, Valves

API 6D Pipeline Valves, Gate, Plug, Ball, and Check Valves

API 600, 602, 603, Valves

La especificación para las tuberías del oleoducto, API‐5L, está disponible en distintos grados, con distintos esfuerzos de tensión y ruptura, a continuación se detallan los principales:


37

Tabla 2‐2 Resistencia a la fluencia y ruptura para distintos grados de tubería API‐5L

Grado Esfuerzo de fluencia Sy, mínimo

Esfuerzo de Ruptura Su, mínimo

psi MPa psi MPa

X46 46,000 317 63,000 434

X52 52,000 359 66,000 455

X56 56,000 386 71,000 490

X60 60,000 414 75,000 517

X65 65,000 448 77,000 531

X70 70,000 483 82,000 565

Las válvulas, bridas y accesorios se clasifican según la clase.

Tabla 2‐3 Presiones de operación según Clase

Clase

150 300 400 600 900 1500 Temperatura (ºF)

Presión, psig

‐20 a 100 275 720 960 1440 2160 3600 150 270 705 940 1415 2120 3540 200 260 675 900 1350 2025 3375 250 255 665 885 1330 1995 3325

2.3.2 Esfuerzos Admisibles de la Tubería

El Párrafo 402.3.1 del Código ASME B31.4 establece el valor de esfuerzo admisible, Sa, en la tubería en psi para ser usados en un rango entre ‐30º y120ºC para cálculos de diseño:

En donde:

Sy : Esfuerzo de fluencia

El factor de diseño para tuberías nuevas de especificación desconocida es de 0.72. En el párrafo 402.3.1 (a) hasta 402.3.1 (d) se detalla con más detalle las restricciones de este factor.

En la tabla 402.3.1 (a) del Código se tabulan los esfuerzos admisibles para los distintos grados del la especificación del material.

Se incluye el factor de junta soldada cuando la tubería es electro‐soldada, en nuestro caso se asumirá un factor de la junta soldada igual a 1.

2.3.3 Espesor de la Tubería

Presión interna de diseño

Por definición, la sección 401.2.2 del Código prescribe lo siguiente:

La tubería debe ser diseñada para una presión interna de diseño que no sea menor a la presión nominal máxima de operación, o menor que la presión


38

estática con un punto con la línea en condiciones estáticas. La presión nominal máxima de operación debe ser la suma de la presión estática, la presión requerida para cubrir las pérdidas por fricción, y alguna presión requerida al final de la línea.

Cargas adicionales

Las cargas adicionales para determinar el espesor de la tubería incluyen las cargas aplicadas en el sistema de tuberías por el peso propio del material del tubo y del fluido, el viento, la hidrostática y otras fuerzas externas tales como cargas de impacto.

Cálculo del Espesor de la Tubería

Tal como lo expresa el Párrafo 404.1.2 del Código, el espesor mínimo de la pared del tubo, t, es:

El espesor nominal, tn, incluye un margen por tolerancias de manufactura

El espesor elegido para el sistema deberá ser igual o mayor al espesor nominal.

2.3.4 Selección del Sistema de Bombeo

La potencia de bombeo del sistema se puede determinar mediante las siguientes formulas:

En donde: HT : Cabeza total del sistema PT : Presión total del sistema sg : Gravedad específica rd : Densidad relativa η : Rendimiento El rendimiento típico para las bombas centrífugas está entre 70 y 80%, y 90% para las bombas reciprocantes.


39

3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DEFINITIVO

Tal como se indicó en el Apartado 1.8 se optará por desarrollar la Alternativa 1 para el

transporte de Crudo Pesado, Instalar Oleoducto para transporte de diluyente desde el

Terminal Bayóvar hasta la Estación Andoas, un oleoducto nuevo desde la Estación

Andoas hasta la Estación 5 y convertir el ORN en un oleoducto para diluyente. Por lo

tanto el Proyecto de adecuación del ONP para el Transporte de Crudo Pesado contempla la

utilización de la actual infraestructura (Oleoductos, Estaciones de bombeo, Terminal

Bayóvar, Tanques de almacenamiento y todos los sistemas y subsistemas que conforman

el ORN y ONP). Además se instalará nueva infraestructura complementaria para poder

diluir el Crudo Pesado en la zona del Lote 67 y poder hacerlo transportable desde esa zona

hasta la costa del Perú. Esta nueva infraestructura comprende:

Un ducto para transporte de diluyente de 12” y 10” desde el Terminal Bayóvar

hasta la Estación 5.

Dos (02) Estaciones de Bombeo de diluyente, un Oleoducto de crudo diluido de

24” desde Estación Andoas hasta la Estación 5.

Una (01) Planta de separación de diluyente en el Terminal Bayóvar.

Facilidades de desembarque de diluyente en el Terminal Bayóvar.

Tanques de Almacenamiento en Estación Andoas, Estación 5 y Terminal Bayóvar,

entre otros sistemas de protección, monitoreo y control operativo para la

correcta operación del sistema.

En la Estación Andoas (Estación de Inicio del ORN) se recibirá y almacenará el diluyente

para luego mezclarlo con el crudo pesado bombeado desde el Lote 67. En esta Estación se

ampliará la capacidad de almacenamiento tanto para crudo como para el diluyente y se

instalarán sistemas de mezcla para poder obtener el crudo con la especificación adecuada

para ser bombeado. Así también se instalará el sistema de fiscalización para el crudo

transportado (Unidad LAC).

A partir de la Estación Andoas se bombeará el crudo diluido a través de un ducto de 24” de

diámetro hasta la Estación 5. Este oleoducto seguirá el mismo trazo que el ORN. Así

también se podrá asegurar el transporte de la actual producción del Lote 1AB (30 MBPD de

crudo con calidad promedio de 17.9API).

En el Tramo Andoas – Estación 5 del ducto de 24” se utilizarán las actuales instalaciones de

Estación de Morona del ORN, con las modificaciones adecuadas para rebombear el crudo

hasta la Estación 5, tales como: Sistema de recepción y lanzamiento de raspatubos de 24”,

Sistema de alivio para 24”, Tanque de alivio para diluyente, incremento de la capacidad de

bombeo instalada, sistemas contraincendio, monitoreo, protección catódica, puesta a

tierra, entre otros.


40

En la Estación 5 se construirá mayor capacidad de almacenamiento para poder recibir los

distintos tipos de crudo provenientes del Tramo I y del nuevo oleoducto de 24”. Desde

esta Estación hasta el Terminal Bayóvar se bombeará con la infraestructura actual

existente en el Tramo II del ONP, es decir con las turbobombas centrífugas y por el Tramo

II de 36pulg de diámetro.

En el Terminal Bayóvar se recibirá el crudo diluido. El Proyecto contempla la instalación de

mayor capacidad de almacenamiento, Planta de separación de diluyente, sistemas de

calentamiento en tanques y tuberías para despacho. Así también se contempla la

instalación de una planta de separación del diluyente para poder ser recuperado y

bombeado por un oleoducto de diluyente nuevo de 12” y 10” desde Bayóvar hasta la

Estación 5. Este oleoducto usará el derecho de vía actual del Tramo II del ONP.

Para bombear el diluyente desde el Terminal Bayóvar hasta la Estación Andoas, se ha

considerado colocar las siguientes Estaciones de Bombeo: Estación de inicio en el Terminal

Bayóvar, Estación Intermedia de Rebombeo en la progresiva 752.50Km del ONP, cercano al

distrito de Olmos en la Región Lambayeque. Esta Estación es necesaria para poder vencer

el abra de Porculla, que se encuentra a 2,370 m.s.n.m, desde este punto el diluyente

discurre por gravedad hasta la Estación Andoas.

Para transportar el diluyente desde la Estación 5 a la Estación Andoas, se ha considerado

utilizar el actual ORN (oleoducto 16”); para lo cual se realizarán los cambios necesarios

para invertir el sentido de flujo normal de bombeo en este ramal. Ver Figura 3.1, la cual

resumen el trazo de los oleoductos para adecua el ONP al transporte de Crudo Pesado.

El presente capítulo presentará los resultados óptimos del dimensionamiento del nuevo

oleoducto de Crudo Pesado obtenidos a partir de una serie de simulaciones.

El nuevo Oleoducto estará compuesto de la siguiente manera:

Oleoducto de Crudo diluido

Oleoducto que partirá desde Andoas hasta Estación 5 (Oleoducto nuevo de 24”)

Oleoducto que partirá desde Estación 5 hasta Terminal Bayóvar (Oleoducto

existente de 36”)

Oleoducto de Diluyente

Oleoducto que partirá desde Bayóvar hasta una estación de rebombeo intermedia

(Oleoducto nuevo de 12”)

Oleoducto que partirá desde Estación Intermedia hasta Estación 5 (Oleoducto

nuevo de 10”)

Oleoducto que partirá desde Estación 5 hasta Estación Andoas (Oleoducto

existente de 16”)


41

Figura 3‐1 Oleoducto para Crudo Pesado

3.1 Tubería de Diluyente

3.1.1 Oleoducto desde Bayóvar hasta Estación 5.

Este oleoducto estará formado por dos tramos de tubería de distinto diámetro: el primer tramo, comprendido desde el terminal Bayóvar hasta una nueva Estación de Rebombeo Intermedia instalada en la progresiva 688.60 de ONP o en la progresiva 166.90 partiendo desde el Terminal Bayóvar, será de 12 pulgadas de diámetro y el segundo tramo desde la Estación de Rebombeo Intermedia hasta la Estación 5 de 10 pulgadas de diámetro.

Para este oleoducto se tendrán dos estaciones de bombeo. Como ya se mencionó en el párrafo anterior la primera estación estará ubicada en el Terminal Bayóvar y la segunda en la progresiva 166.9 tomando como inicio el Terminal Bayóvar del Oleoducto Nor Peruano.

Las características principales del nuevo ducto de diluyente se muestran a continuación:

Primer Tramo

Progresiva de Inicio : km 0 (tomando Terminal Bayóvar como km 0)

Progresiva de Término : km 172.5

Diámetro Exterior : 10.75 pulgadas

Longitud : 172.5 km

Espesor : 0.25 pulgadas 0.8758 pulgadas

Presión de Descarga : 99.84 kg/cm2 @ km 0

8 El espesor de 0.875 pulgadas no corresponde a los espesores calculados en el perfil hidráulico sino a espesores que se deberán utilizar en el tramo Olmos de no ser posible el cambio de trazo de la línea de diluyente.


42

Presión de Succión : 5.43 kg/cm2 @ km 0

Máxima Presión : 110 kg/cm2 @km 7.5

Segundo Tramo

Progresiva de Inicio : km 172.5 (tomando Terminal Bayóvar como km 0)

Progresiva de Término : km 549.5

Diámetro Exterior : 12.75 pulgadas

Longitud : 377 km

Espesor9 : 0.281 pulgadas 0.250 pulgadas

Presión de Descarga : 79 kg/cm2 @ km 172.5

Presión de Succión : 3.9 kg/cm2 @ km 172.5

Máxima Presión : 80 kg/cm2 @km 329.6

3.1.2 Oleoducto para Diluyente desde Estación 5 a Estación Andoas.

A partir de la Estación 5 el Oleoducto de Diluyente estará formado por el ORN, el cual transportará el diluyente en sentido inverso al actual, es decir, irá desde Estación 5 hasta Estación Andoas.

En el ORN no serán necesarias Estaciones de Rebombeo debido a que la altura de presión proporcionada por la Estación Intermedia en el km 172.5 es suficiente para entregar el diluyente en Andoas, solo se necesitará las facilidades en la Estación 5 para el cambio de diámetro de tubería (de 10” a 16”) y trampas Scrapers para los raspatubos.

En el Anexo 02 se detallan los espesores del ORN, en el Anexo 03 se ha elaborado una tabla con los datos del perfil hidráulico, topografía, MAOP del ducto de Diluyente, así mismo, el Gradiente Hidráulico del oleoducto de diluyente, desde Terminal Bayóvar hasta Estación Andoas se ha representado en la Figura 3‐2.

3.2 Tubería de Oleoducto de Crudo Diluido

3.2.1 Oleoducto desde Estación Andoas hasta Estación 5

Este primer tramo del Nuevo Oleoducto transportará una mezcla de Crudo Pesado con Diluyente.

El diámetro exterior para este tramo calculado en la presente Ingeniería Conceptual es de 24 pulgadas. El material de la tubería (acero) tendrá una resistencia a la fluencia de 52,000 psi (API 5LX – 52).

Las características principales del Nuevo Oleoducto de Crudo Pesado se muestran a continuación:

Progresiva de Inicio : km 0 (tomando E. Andoas como km 0)

9 Para este tramo también se deberán tomar un mayor espesor de tubería en los cruces de ríos y carreteras.


43

Progresiva de Término : km 252

Diámetro Exterior : 24 pulgadas

Longitud : 252 km

Espesor10 : 0.25 pulgadas

Presión de Descarga : 46.69 kg/cm2 @ km 0

Presión de Succión : 5.43 kg/cm2 @ km 0

Máxima Presión : 46.69 kg/cm2 @ km 0

3.2.2 Oleoducto desde Estación 5 hasta Terminal Bayóvar

Por el Tramo II del ONP se bombeará el crudo diluido desde la Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar. Para este tramo no es necesario la instalación de nuevas estaciones de bombeo, y bastará con las estaciones de bombeo existentes (Estación 5, 6, 7, 8 y 9).

En el Anexo 02 se detallan los espesores del ONP Tramo II y en el Anexo 03 se ha elaborado una tabla con los datos del perfil hidráulico, topografía, MAOP del mismo ducto para Crudo Diluido, así mismo, el Gradiente Hidráulico también está representado en la Figura 3‐2.

3.3 Descripción de Estaciones

3.3.1 Estación Andoas

Se encuentra ubicada en la localidad denominada Nueva Andoas de la Región Loreto, al nororiente del Perú y sobre la margen izquierda del Río Pastaza, comprendida dentro del área del Lote 1AB concesionado a la Cía. Pluspetrol.

Las instalaciones están divididas en 2 áreas: Zona industrial donde están los equipos de la Estación de bombeo con una superficie de 5.3 Hectáreas; y el campamento con servicios conexos con una superficie de 5 Hectáreas. Además se tiene 125.9 Hectáreas como área de reserva para la Estación Andoas.

Esta Estación recibirá el petróleo crudo proveniente del Lote 67, situado a 163Km aproximadamente, para mezclarlo con el diluyente bombeado desde el Terminal Bayóvar hasta que esté en especificación para el transporte.

De esta Estación se aprovecharán las siguientes facilidades existentes para el transporte del crudo: Tanques de almacenamiento de crudo, equipos de bombeo, sistemas control y medición, almacenamiento de combustible, almacenamiento y bombeo de agua de servicio y contra incendio, edificio para mantenimiento, taller y garaje, caseta y equipos para generación y control electrónico, oficinas y control de Estación, veredas, estacionamiento. Así mismo se ampliará la capacidad de almacenamiento (560 MB para crudo y 150 MB para diluyente), la capacidad de bombeo, las bombas de refuerzo, tuberías internas, se instalará un sistema de mezcla de crudo con diluyente, tanque de alivio para diluyente, trampa de scraper para ducto de 24pulg, entre otros sistemas. Cabe mencionar que estas instalaciones se ubicarán dentro del área

10 Para este tramo se deberá tomar mayores espesores para cruces de ríos


44

actualmente utilizada y parte de ellos dentro de los límites de la zona de reserva destinada para ampliaciones al ONP y sus estaciones de bombeo.

3.3.2 Estaciones de rebombeo

El sistema de bombeo del crudo diluido consistirá en siete (07) Estaciones Rebombeo: Estación Morona, Estación 5, 6, 7, 8 y 9. De estas siete estaciones de rebombeo sólo se realizarán adecuaciones a la Estación Morona y Estación 5, de acuerdo a:

En la Estación Morona se colocarán facilidades de recepción y lanzamiento de raspatubos para la tubería de 24”, se ampliará la capacidad de los equipos de bombeo, se ampliará la capacidad de generación eléctrica de acuerdo a la nueva demanda de energía eléctrica, se cambiará el actual sistema de alivio y se mejorarán los sistemas de control, seguridad y monitoreo de la Estación.

En la Estación 5 se ampliará la capacidad de almacenamiento para crudo mezcla en 560 Mbls, se instalarán facilidades de recepción de raspatubos para el nuevo ducto de 24pulg que viene de Estación Andoas, se ampliarán los sistemas de tuberías internas, válvulas, control, seguridad y generación de acuerdo a la nueva demanda.

Cada Estación de Rebombeo estará compuesta de dos o más equipos unidades de bombeo de la línea principal. La unidad básica de bombeo estará formada por bombas centrífugas accionadas por motores, para el caso de Estación Morona, o turbinas a gas para el caso de las otras Estaciones. Las Estaciones Andoas y 5 tendrán el control de caudal, dentro de los límites para las presiones de succión y descarga. Las Estaciones restantes estarán controladas por la presión de succión con un valor límite para la presión de descarga.

Todas las Estaciones tienen sus propios sistemas de generación, provisión de combustible (tanques de almacenamiento de combustible, bombas de transferencia), sistemas de agua potable para consumo del personal en la Estación y en la vivienda, sistemas sanitarios, sistemas de alivio, Protección contra incendios, caminos, playas de estacionamiento, cercos, entre otros.

3.3.3 Terminal Bayóvar

Este proyecto contempla una ampliación de la actual playa de tanques de 560 Mbls para crudo y 200 Mbls para diluyente; instalación de facilidades de lanzamiento de raspatubos de 12 pulg para el diluyente, ampliación de los sistemas contra incendio para los nuevos tanques (tuberías, sistemas de bombeo, hidrantes, etc.); ampliación del sistema de generación, válvulas de derivación, facilidades para desembarque de diluyente de Buques Tanque (brazo de descarga, tuberías, sistema de bombeo desde el muelle hacia la playa de tanques), sistemas de calentamiento en tanques y líneas de despacho para el crudo pesado, planta de recuperación de diluyent, equipos para el bombeo del diluyente, sistemas de medición, ampliación de la sala de control, drenajes, entre otros.

Así mismo utilizará las actuales instalaciones del Terminal Bayóvar tales como: los 14 tanques de almacenamiento con capacidad total de 1,970 Mbls, bombas


45

de transferencia, sistemas de medición, servicios: generación eléctrica, suministro de combustible, protección contra incendio, agua potable, caminos, playas de estacionamiento, cercos, alumbrado, Plataforma de carga, muelle, muelle para embarcaciones menores, sistemas de comunicación, sistemas de control y monitoreo, viviendas y oficinas.

3.3.4 Estación de Rebombeo de diluyente (Estación Olmos)

Se instalará una Estación de rebombeo de diluyente en la progresiva 172.5 Km del ONP, con la finalidad de vencer el abra de Porculla que está a 2370 m.s.n.m. Esta Estación contará con las siguientes facilidades: Sistema de bombeo, sistema de alivio (tanque de alivio de 2MB, válvulas de alivio, Skid del sistema de alivio), facilidades de recepción y lanzamiento de raspatubos, equipo de generación, sistemas de control y operación, servicios de suministro de combustible, protección contra incendio, cercos alumbrado, oficinas, vivienda, sistemas de drenaje, sistemas de comunicación y servicio de agua.

3.4 Potencia en Estaciones de bombeo

En la Tabla 3.3 se muestran las características actuales de las Turbobombas de las estaciones de bombeo del ONP.

Tabla 3‐1 Características principales de las turbobombas actuales

Estación Capacidad Potencia Total por Turbina

Etapas Número de bombas

Velocidad de giro

m3/h hp RPM

Estación Andoas

498 3250 8 2 3600

170 750 6 2 3275

126 900 ‐ 2 1500

Estación Morona

11

170 825 7 2 3500

126 900 ‐ 2 1500

Estación 5 1162.75 2045.24 2 2 3600

Estación 6 1396.63 1313.61 2 2 3550

Estación 7 1396.63 1249.30 2 2 3550

Estación 8 1396.63 1481.69 2 2 3550

Estación 9 498.03 4042.61 8 5 3490

Para determinar la potencia hidráulica requerida en cada estación de bombeo (Terminal Bayóvar y Estación Intermedia para el diluyente y Estación Andoas, Morona, Estación 5, Estación 6, Estación 7, Estación 8 y Estación 9 para el crudo diluido) se ha tomado las presiones diferenciales necesarias en cada estación de bombeo según el perfil hidráulico de las Figuras 3.4, 3.5 y 3.6 y los resultados de la Hidráulica adjunta en el Anexo 03, y un caudal de 150,000 BPD o 993.67 m3/h.

El cálculo de la potencia mecánica de los accionamientos (turbinas o motores según sea el caso) se ha realizado con la eficiencia de los equipos en las curvas

11 En Estación Morona, la bomba de crudo es accionada por un motor de combustión interna y no por una turbobomba


46

características de cada bomba, estas a su vez han sido modificadas para la viscosidad del fluido que bombearán. En el Anexo 3 se adjuntan las curvas modificadas.

En los siguientes cuadros se indican las potencias requeridas en cada una de las estaciones nueva y existente.

Tabla 3‐2 Tabla de potencias requeridas en Oleoducto de Terminal Bayóvar a Estación Andoas (Diluyente)

Estación Progresiva12

Presión de Descarga

Presión de Succión

Potencia Hidráulica

Eficiencia Potencia de bombeo

km kg/cm^2 kg/cm^2 hp hp

Bayóvar 0 99.84 5.53 571.88 0.75 762.5

Estación de Rebombeo Intermedia 172.5 78.97 3.85 455.01 0.75 606.7

Nota: la energía proporcionada al fluido en la Estación Intermedia, progresiva 166.90, permitirá transportar el diluyente hasta Estación Andoas.

Tabla 3‐3 Requerimientos Técnicos en las Estaciones de Bombeo para el transporte de Crudo Diluido

Estación Progresiva13

Presión de Descarga

Presión de Succión

Potencia Hidráulica

Eficiencia Número de

bombas

Velocidad de giro

Potencia de bombeo total

Km kg/cm2 kg/cm

2hp RPM hp

Estación Andoas

0 46.69 7 1073.29 0.75 1431.05

Estación Morona

167 37.79 5 887.74 0.75 1183.65

Estación 5 306.1 60.69 8.8 1885.54 0.581 2 4030.1

Estación 6 417.9 55.10 21.9 1205.73 0.623 1 2753.11

Estación 7 518.7 53.1 21.9 1132.81 0.618 1 3191 2022.83

Estación 8 593.5 46.55 12.6 1232.88 0.613 1 3415 2417.9

Estación 9 647.2 116.46 10.6 3848.30 0.548 3 3265 7381.07

De la Tabla 3.4 y 3.5 se puede determinar los siguiente: para el oleoducto de diluyente se necesitarán dos sistemas nuevos de bombeo de 762.5 y 606.7 hp para cada estación (Andoas y Morona respectivamente), y para el oleoducto de crudo diluido, en Estación Andoas, Morona se debe analizar el incremento de equipos de bombeo con una mayor capacidad de transporte a los existentes.

Para garantizar el caudal de bombeo, es posible que la Estación 5 opere con las dos turbobombas en paralelo, lo que dejará a dicha estación sin un equipo Stand By, es por esto que se debe analizar la necesidad de adquirir un nuevo equipo de bombeo.

3.5 Perfiles Hidráulicos

Las siguientes figuras muestran los “Perfiles y Pendientes hidráulicas” del oleoducto de diluyente, oleoducto desde la Estación Andoas hasta Estación 5 y el tramo de la Estación 5 hasta el Terminal Bayóvar para los flujos y fluidos descritos anteriormente.

12 Para el oleoducto de diluyente se ha tomado en cuenta al Terminal Bayóvar en la Progresiva 0 13 Las progresivas de las estaciones Andoas y Moronas se han seleccionado tomando como progresiva inicial (0 km) la Estación Andoas. Las progresivas de las Estaciones 5, 6, 7, 8 y 9 han sido seleccionadas tomando como progresiva inicial (0 km) la estación 1


47

En el Anexo 02 y 03 se encuentran las tablas con los datos que han sido utilizados para graficar los perfiles topográficos.


48

‐500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0.0

7.5

15.0

22.5

30.0

37.5

45.0

52.5

60.0

67.5

75.0

82.5

90.0

97.5

105.0

112.5

120.0

127.5

135.0

142.5

150.0

157.5

165.0

172.5

180.0

187.5

195.0

202.5

210.0

217.5

225.0

232.5

240.0

247.5

255.0

262.5

270.0

277.5

285.0

292.5

300.0

307.5

315.0

322.5

330.0

337.5

345.0

352.5

360.0

367.5

375.0

382.5

390.0

397.5

405.0

412.5

420.0

427.5

435.0

442.5

450.0

457.5

465.0

472.5

480.0

487.5

495.0

502.5

510.0

517.5

525.0

532.5

540.0

547.5

555.0

562.5

570.0

577.5

585.0

592.5

600.0

607.5

615.0

622.5

630.0

637.5

645.0

652.5

660.0

667.5

675.0

682.5

690.0

697.5

705.0

712.5

720.0

727.5

735.0

742.5

750.0

757.5

765.0

772.5

780.0

787.5

795.0

Altura (m

)

Progresiva (m)

Oleoducto DiluyenteTramo Terminal Bayóvar ‐ Estación Andoas

Altura Topográfica Altura Máx. Resistencia Altura de Presión de Bombeo

Figura 3‐2 Perfil y pendiente hidráulica de oleoducto de diluyente


49

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

000+000

004+600

009+200

013+800

018+400

023+000

027+600

032+200

036+800

041+400

046+000

050+600

055+200

059+800

064+400

069+000

073+600

078+200

082+800

087+400

092+000

096+600

101+200

105+800

110+400

115+000

119+600

124+200

128+800

133+400

138+000

142+600

147+200

151+800

156+400

161+000

165+600

170+200

174+800

179+400

184+000

188+600

193+200

197+800

202+400

207+000

211+600

216+200

220+800

225+400

230+000

234+600

239+200

243+800

248+400

Altura (m

)

Oleoducto de Crudo DiluidoEstación Andoas ‐ Estación 5

Altura Topográfica (m) Altura de máx. resist (m) Perfil Hidráulico

Figura 3‐3 Perfil y pendiente hidráulica de oleoducto de Crudo Diluido


50

‐500.00

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

3000.00

3500.00

4000.00

306+100

312+900

319+700

326+500

333+300

340+100

346+900

353+700

360+500

367+300

374+100

380+900

387+700

394+500

401+300

408+100

414+900

421+700

428+500

435+300

442+100

448+900

455+700

462+500

469+300

476+100

482+900

489+700

496+500

503+300

510+100

516+900

523+700

530+500

537+300

544+100

550+900

557+700

564+500

571+300

578+100

584+900

591+700

598+500

605+300

612+100

618+900

625+700

632+500

639+300

646+100

652+900

659+700

666+500

673+300

680+100

686+900

693+700

700+500

707+300

714+100

720+900

727+700

734+500

741+300

748+100

754+900

761+700

768+500

775+300

782+100

788+900

795+700

802+500

809+300

816+100

822+900

829+700

836+500

843+300

850+100

Altura (m

)

Oleoducto de Crudo DiluidoEstación 5 ‐ Terminal Bayóvar

Altura topográfica (m) Altura de máx. resist. Perfil Hidráulico

Figura 3‐4 Perfil y pendiente hidráulica de oleoducto de Estación 5 ‐ Terminal Bayóvar


51

4. DISEÑO DE LOOPS EN EL ORN

De acuerdo a las reuniones con las compañías productoras se estima que para el año 2011 se

incorpore al sistema de transporte del ORN una producción inicial del Lote 67, el cual se

mantendrá hasta que la compañía productora realice estudios más detallados con los campos en

producción y pueda definir con mayor detalle las reservas del mencionado Lote. En este sentido se

debe preparar al ORN para transportar esta producción inicial incremental debido a que con la

calidad actual del crudo transportado está copando su capacidad máxima.

Para tener un punto de referencia, se podría asumir que para el año 2011 se requerirá transportar

una producción de 60MBPD de crudo pesado, con un calidad de 16.5ºAPI en promedio, esta

cantidad deberá ser mezclada con diluyente para cubrir las especificaciones de bombeo, por lo

que el caudal final de diseño será de 85MBPD. Como es evidente, la infraestructura existente

(ORN) no es capaz de bombear volúmenes de tal magnitud, por lo tanto se deben realizar los

cambios necesarios para adecuar el ORN. En el presente numeral se presentan los resultados de

las simulaciones hidráulicas del ORN con dos Loops a la llegada de la Estación Morona y 5. Se

realizarán los cálculos hidráulicos para determinar los cambios en las tuberías del ORN

construyendo dos tramos de tuberías antes de llegar a Estación Morona y Estación 5. En la Figura

4‐1 se muestra un esquema de la instalación de un loop al ORN, como se puede apreciar el caudal

se reparte entre las dos tuberías de acuerdo a las pérdidas hidráulicas que esas generan, es decir

una parte del caudal total fluye por la nueva tubería y la otra parte por la actual tubería de 16pulg

cumpliéndose la siguiente expresión 21 QQQt .

Figura 4‐1 Sistema Loop

El diseño técnico se desarrollará bajo las siguientes consideraciones:

El volumen a transportar será de 85 MBPD de crudo diluido con una calidad de 310cSt@25ºC y 19.5º API.

Los productores mezclarán sus respectivas producciones de su Crudo Pesado con un diluyente para obtener la calidad especificada en Estación Andoas. Para esta etapa, Petroperú no suministrará el diluyente por el nuevo oleoducto debido a que este aún no estará implementado.

Los cálculos se realizarán para atender un caudal de 85MBPD de crudo diluido a ser transportado desde Estación Andoas.

La ubicación de los Loops será al final de cada tramo con el fin de que los espesores de las nuevas tuberías sean menores que si se ubicaran al inicio de cada tramo.

Los cálculos para los LOOP´s serán de 24” de diámetro nominal, debido a que este es el diámetro de la tubería seleccionada para el Oleoducto Andoas – Estación 5 en el apartado 3.2.1. Asimismo, el material de la tubería asumido es API 5L grado X52, igual que lo asumido para el nuevo oleoducto.


52

En la Figura 4‐2 se muestra el Perfil Hidráulico del ORN con dos Loops con las siguientes

características:

El resumen de los resultados de las simulaciones hidráulicas realizadas se muestra en el siguiente cuadro: Tabla 4‐1 Características técnicas de Loops

Sistema Telescopio con tubería de 24 Pulg 80MBPD, 310cSt @ 25ºC, 19.5º API

Alterantivas Al Inicio de Estaciones

A la Llegada de Estaciones

Longitud de tubería en Tramo Andoas – Morona (Km)

20.00 20.00

Long. en Tramo Morona – Est. 5 (Km) 10.00 10.00

Peso Total de Acero por nueva Tubería en los Respectivos Loop´s (MMKg)

6.06 2.84

Así mismo se realizó un análisis de sensibilidad para diferentes viscosidades y longitudes de Loops,

obteniendo el siguiente cuadro:

Tabla 4‐2 Sensibilidad de Loops a la viscosidad del crudo y longitud de Loops

VISCOSIDAD (cSt @ 25°C)

CAUDAL (MBPD)

LOOP20 KM +10 KM

LOOP16 KM +8 KM

LOOP12 KM +6 KM

Sin LOOP

310 85 81 78 67

350 76 72 68 59

400 66 63 60 51

450 59 56 53 46

500 53 51 47 41

550 48 46 44 37

600 44 42 40 34

650 40 38 36 31

700 38 36 34 30

750 35 33 31 27

800 33 31 29 25

850 31 29 27 24

900 29 27 26 23

950 28 26 25 22

1000 26 24 23 20


53

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

000+000

003+800

007+600

011+400

015+200

019+000

022+800

026+600

030+400

034+200

038+000

041+800

045+600

049+400

053+200

057+000

060+800

064+600

068+400

072+200

076+000

079+800

083+600

087+400

091+200

095+000

098+800

102+600

106+400

110+200

114+000

117+800

121+600

125+400

129+200

133+000

136+800

140+600

144+400

148+200

152+000

155+800

159+600

163+400

167+200

171+000

174+800

178+600

182+400

186+200

190+000

193+800

197+600

201+400

205+200

209+000

212+800

216+600

220+400

224+200

228+000

231+800

235+600

239+400

243+200

247+000

250+800

Altura (m

)Oleoducto Ramal Norte Modificado con Loops

Capacidad de 85 MBPD

Altura Topográfica Altura de Max. Resist. Perfil Hidráulico

Figura 4‐2 Perfil hidráulico de Loops en el ORN


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5. INVERSIONES ESTIMADAS

En el presente capítulo se presentan los montos referenciales estimados de la Alternativa 1

seleccionada en la presente Ingeniería Conceptual. En la siguiente tabla se muestra un

resumen de la inversión que se realizará tanto en ductos como en las estaciones.

Tabla 5‐1 Costo estimado del proyecto: “Sistema de Transporte con la incorporación de Crudo Pesado en la Cuenca del Marañón"

ITEM Descripción Monto (MMUS$)

I Oleoductos

1.1 Ducto combinado de 12 y 10 para el transporte de diluyente (Bayóvar ‐ Est. 5) 399.5

1.2 Ducto 24" para el transporte de Crudo diluido (Andoas ‐ Est. 5) 341.1

Total Oleoductos 757.6

II Facilidades en Estaciones

2.1 Andoas 47.6

2.2 Morona 14.9

2.3 Estación 5 27.6

2.4 Estación 7 0.8

2.5 Estación Intermedia 10.8

2.6 Terminal Bayóvar 40.1

2.7 Planta de separación de Diluyente 74.2

2.8 Equipamiento y rehabilitaciones 11.2

Total Estaciones 227.2

Total de Inversión (MMUS$) 967.8



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ANEXO 02. INFORME TÉCNICO ZONAS CRÍTICAS DE RUTA ONP

RIESGOS GEOLÓGICOS, HIDRODINÁMICOS Y ANTRÓPICOS – ESTUDIOS Y ACCIONES EJECUTADAS Y REQUERIDAS

Generalidades El trazo del ONP, se inicia en la Estación Andoas que se ubica en la ribera izquierda del río Pastaza en la selva nororiental del Perú, departamento de Loreto recorriendo los 252 kilómetros del Oleoducto Ramal Norte (ORN) en selva amazónica caracterizada por un relieve plano y de pequeñas lomadas, vegetación tupida, precipitaciones intensas y altas temperaturas durante la mayor parte del año, este ramal de tubería de 16” de diámetro emplazada sobre la superficie del terreno culmina en la Estación Nº 5, ubicada aproximadamente a 20 kilómetros del puerto fluvial de Saramiriza en el río Marañón, desde esta estación continúan en dirección oeste los 550 kilómetros del tramo II constituido por tubería de 36” de diámetro enterrada a profundidad variable que llega hasta el Terminal Bayóvar en el litoral pacífico. Este tramo cruza los departamentos de Amazonas, Cajamarca, Lambayeque y Piura en una topografía irregular constituida por montañas o cerros de cientos de metros de altitud en alternancia con tramos de topografía llana, el máximo nivel del ONP es la cota de 2400 m.s.n.m. en el abra de Porculla. (Km. 671) en los Andes Occidentales, la vegetación en este tramo es de tipo tupida arbustiva en la zona de la selva alta y sierra, hasta rala o inexistente en su recorrido final de la vertiente occidental de los Andes y las pampas de Olmos y el desierto de Bayóvar, con respecto a las características de la precipitación pluvial esta es de tipo estacional intenso (noviembre – mayo), en el sector de la sierra y selva alta y esporádicas en zona de las pampas costeras. Al respecto se resalta la ocurrencia cíclica del Fenómeno del Niño de lluvias e inundaciones extraordinarias que normalmente afecta la región norte de la costa peruana. En el periodo de construcción del ONP la normatividad peruana no contemplaba la ejecución de estudios geotécnicos, hidráulicos y ambientales detallados para la selección del corredor o derecho de vía del ducto, rigiéndose el diseño, parámetros y las características del sistema, así como los aspectos constructivos, supervisión, inspección y aprobación de lo construido por lo establecido en las versiones vigentes ANSI/ASME B 31.4, normas NACE, API, etc., aplicables para ductos de hidrocarburos líquidos y las especificaciones técnicas del contrato de construcción que en determinados aspectos superaron los requerimientos establecidos por estas normas. Acciones Relacionadas con la Estabilización del Derecho de Vía y la Integridad de la Tubería. Poco tiempo después de la puesta en operación del sistema del ONP ocurrido en mayo de 1977, la empresa PETROPERU S.A. conformó áreas técnicas especializadas en estudios geológicos, geotécnicos, hidrodinámicos y en tareas de mantenimiento (Unidad Mantenimiento de Línea y Unidad de Estudios Geotécnicos), relacionadas con la estabilidad del DV y la tubería implementándolas con el correspondiente personal técnico especializado, equipos y la instrumentación requerida para la estructuración, desarrollo y ejecución de estas actividades. La actividad inicial programada consistió en la implementación de un programa periódico de patrullaje terrestre – aéreo (helicópteros), del derecho de vía con el objetivo de identificar, evaluar e implementar acciones de mantenimiento oportunas y/o inmediatas en los sectores del derecho de vía y su entorno que presentaban problemas de inestabilidad de taludes, procesos erosivos, socavación en cruces de ríos y/o erosión ribereña originados por las modificaciones (cortes, perfilajes, desbroce de la vegetación natural, dragado de ríos, etc.) ejecutadas en la construcción para acondicionar la geometría requerida de esta franja para los trabajos y maniobras de instalación de la tubería. Adicionalmente a finales de la década del ochenta mediante un convenio financiero de PETROPERU S.A con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se realizaron los siguientes proyectos de nivel integral relacionados con esta problemática:

“Levantamiento Aerofotográfico y Catastro Geotécnico del subtramo Km. 306 hasta el Km. 724 ONP” en escala 1:10,000 que determinó las características geológicas y topográficas, identificó problemas geotécnicos potenciales o activos y planteó las acciones preventivas/correctivas correspondientes.



56

Este proyecto no incluyó el ORN considerando las características topográficas de este subtramo y la no ocurrencia (confirmada hasta la fecha) de procesos geológicos – geodinámicos significativos de medio o alto riesgo para la seguridad física de la tubería

“Estudio de Hidráulica Fluvial y Drenaje del Sistema del Oleoducto Nor. Peruano” que permitió definir las características hidráulicas de los ríos que lo cruzan, estimar la magnitud de socavación (degradación de fondo de cauce), y/o erosión ribereña en los sectores de cruce o donde el oleoducto se ubica colindante al curso de un río, establecer acciones de protección a nivel de ingeniería básica y/o monitoreo en los sitios que mostraban cambios significativos que pudieran afectar la integridad del ONP:

Con base a la recopilación e integración de la información de campo recopilada progresivamente y los estudios integrales y locales realizados se procedió a la estructuración y programación de las siguientes acciones preventivas o correctivas con el objetivo de implementar un sistema de seguridad e integridad física del derecho de vía y la tubería del ONP:

Construcción de las obras de protección y/o mitigación recomendadas por estos estudios y en sectores afectados por amenazas naturales de menor magnitud; erosiones, cárcavas, degradación de cobertura de la tubería etc.

Inspecciones ILI mediante raspatubos instrumentados calibradores geométricos que identifican, registran y posicionan en coordenadas UTM – Datum WGS 84 restricciones geométricas como abolladuras, deformaciones, arrugas y tramos de la tubería sujetos a sobreesfuerzos por procesos de dinámica de suelos (asentamientos, desplazamientos laterales del suelo).

Monitoreos topográficos y/o batimétricos para determinar las tendencias de los procesos geodinámicos e hidrodinámicos potenciales identificados.

Inspecciones Técnicas terrestres periódicas para identificar y delimitar este tipo de problemas y la implementación de las acciones preventivas ‐ correctivas correspondientes, así como el comportamiento de las obras de protección y mitigación existentes.

Identificación e inventario de invasiones (casas habitación, habilitación de terrenos de cultivos, cercos agrícolas, etc.) en la franja del DV, estado de los postes indicadores, de toma de potencial y válvulas de línea.

Todas estas actividades realizadas desde la entrada de operación del sistema del ONP (1977) a la fecha, nos ha permitido establecer, identificar y delimitar los “sectores críticos ”del ONP afectados por amenazas naturales relacionadas con procesos geodinámicos, hidrográficos – hidráulicos y antrópicos, sus características, evaluaciones, investigaciones y obras de protección o mitigación ejecutadas, o acciones complementarias los cuales se referencian en el Cuadro 1 y los sectores del DV en donde las condiciones existentes en el tiempo de la construcción del ONP han sufrido cambios significativos que implican la probable reubicación del trazo del nuevo ducto de Crudo Pesado o la implementación de obras especiales, y/o actualización de los estudios o investigaciones realizadas de estabilidad geotécnica estos sectores se referencian en el Cuadro N° 1.

Comentarios y Actualizaciones El ONP en forma progresiva y sistemática ha logrado establecer un conocimiento y manejo del

territorio donde se ubica, determinando sus características topográficas, geológicas, hidrográficas, tipos de suelos y caracterizando y delimitando zonas de riesgo relacionadas con la estabilidad y seguridad física del DV y la tubería.

Procesos de reptación de suelos (Creep) procesos geodinámicos que se caracterizan por el

desplazamiento imperceptible o muy lento del terreno, específicamente cuando el suelo es del tipo residual o coluvial y engloba bloques rocosos es muy difícil determinar su probabilidad de ocurrencia, convencionalmente su tratamiento se centra en labores preventivas de liberar



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(descubrir) el sector de tubería afectado, descarga y perfilaje del área (masa) afectada, drenaje de la escorrentía superficial, inspección y monitoreo periódico y adecuación progresiva de estas acciones de acuerdo al avance y comportamiento que se registren.

Con relación a otros tipos de procesos geodinámicos e hidrodinámicos en el ONP, estos se

circunscriben a la ocurrencia de asentamientos, derrumbes rocosos, erosión eólica, erosiones por escorrentía pluvial, formación de cárcavas, socavación y/o erosiones ribereñas, su incidencia y cantidad no es relevante y sus efectos se centran mayormente sobre el DV y eventualmente en la denudación de la cobertura de la tubería. Su extensión e influencia es a nivel local, manejándose con obras y procedimientos rutinarios y de bajo costo como restitución y reforzamiento del área afectada u obras de estabilización convencionales (muros de gaviones, reforestación, contracorrientes, drenaje superficial, enrocados ribereños, deflectores de corriente, etc.)

La alternativa de la instalación del nuevo ducto en el DV del ONP presenta ventajas y facilidades

significativas como: reduce al mínimo los trabajos de movimiento de tierras y consecuentemente la alteración y modificación del paisaje y el incremento de la inestabilidad en laderas por trabajos de corte, manejo y control de la interferencia con propiedades privadas e infraestructura de servicio público (carreteras, canales agrícolas, líneas eléctricas, etc.), y accesibilidad adecuada para la logística y transporte de los equipos y materiales requeridos, disponibilidad de instalaciones para campamentos, talleres etc., con la consecuente reducción del monto de inversión, tiempo de ejecución y la inherente facilidad constructiva.

En los sectores donde el actual DV se ubica colindante o dentro del área de ampliación urbana de

poblados principales considerar la ejecución de estudios especiales y coordinaciones que permitan definir la alternativa más adecuada para el trazo del corredor donde emplazar este nuevo ducto (Cuadro 1), adicionalmente incluir todos los poblados menores colindantes con el ONP y la carretera El Reposo – Durán – Saramiriza, asumiendo el asentamiento de nuevos pobladores y el crecimiento de estas poblaciones derivadas de las mejoras relacionadas con la rehabilitación y mejoramiento de esta carretera.

Los diversos tipos de fenómenos de movimientos de masas (deslizamientos, reptación de suelos,

etc.) y flujos canalizados de detritos son los riesgos dominantes en terrenos de topografía accidentada y montañosa representando los mayores peligros en la ruta de un ducto, la estadística histórica ha demostrado que fallas relacionadas con este tipo de eventos ocurren más frecuentemente en los primeros años de la operación declinando la frecuencia de roturas en el tiempo, sin embargo es necesario tener en cuenta y resaltar que identificadas estas áreas, la activación o reactivación de estos procesos, su magnitud y cargas externas que puedan generar sobre el ducto y los consecuentes efectos (deformación o rotura), esta interrelacionada a la ocurrencia de otros procesos naturales muy difíciles o imposibles de predecir, como precipitaciones pluviales anómalas en duración o intensidad, y/o sismos o el grado de modificación del paisaje natural por actividades antrópicas en el entorno.

Considerando el tipo y características del producto que se transportará por este ducto, el objetivo de este requerimiento es identificar señales e indicadores “sutiles”, que permitan con un grado de precisión confiable delimitar la geometría y categorizar áreas puntuales de riesgo geológico y/o hidrodinámico potencial o activo y precisar y determinar en el diseño e ingeniería a nivel de detalle las especificaciones adecuadas de los materiales (espesor de tubería, tipo de electrodos para las pegas, pruebas especiales de tenacidad, sistemas de monitoreo, instalación de indicadores de deformaciones en el ducto, obras de protección o reforzamiento del área etc.), capaces de resistir y/o mitigar estas cargas externas ante la probabilidad de ocurrencia de este tipo de eventos.

F. Hurtado. 25.10.2008 (rev, 3)

Proceso por Competencia Internacional N° PCI‐0001 ‐2008‐OLE/PETROPERU Página 58 de 152 “Elaboración de Ingeniería Básica de la Primera Etapa del Proyecto Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del


ANEXO 03. METODOLOGIA DE EVALUACION DE LAS PROPUESTAS

La Evaluación de las propuestas se realizará en dos etapas: La Primera Etapa es la Evaluación Técnica, cuya finalidad es calificar la calidad de la propuesta conforme a los factores, criterios y puntajes establecidos en este Anexo; y la Segunda Etapa es la Evaluación Económica, cuyo objeto es calificar el monto de la propuesta.

1. EVALUACIÓN DE LA PROPUESTA TÉCNICA (PTi): La Evaluación Técnica se realizará a su vez en dos partes: La Primera parte se evaluará el cumplimiento de los Requerimientos Técnicos Mínimos del Servicio según lo indicado al numeral 8 de las bases tecnicas. La Segunda parte calificará las propuestas de acuerdo a los Factores de Evaluación establecidos en este Anexo, con asignación de puntajes.

1.1. REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA SER ADMITIDA LA PROPUESTA: Se evaluará el cumplimiento total de los Requerimientos Técnicos Mínimos del Servicio de Consultoría de acuerdo con los documentos solicitados en el Numeral 8 de las Bases Técnicas para ser ADMITIDA a la Etapa de Calificación de la Propuesta Técnica.

Las propuestas que no cumplan con estos Requerimientos Técnicos Mínimos establecidos en los Términos de Referencia o lo hagan parcialmente serán NO ADMITIDAS, según se indica:

REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÍNIMOS DE LA PROPUESTA OBSERVACIÓN

Propuesta CUMPLE los Requerimientos Técnicos Mínimos ADMITIDA

Propuesta NO CUMPLE con todos los Requerimientos Técnicos Mínimos NO ADMITIDA

1.2. CALIFICACIÓN DE LA PROPUESTA TÉCNICA: La Propuesta Técnica se calificará sobre un máximo de cien (100.000) puntos y el puntaje mínimo para acceder a la Evaluación Económica es de ochenta (80.000) puntos en la Evaluación Técnica. Las propuestas técnicas que no alcancen el puntaje mínimo serán DESCALIFICADAS, quedando así fuera del Proceso de Selección.

Se calificará de acuerdo a los siguientes factores:

1.2.1. EXPERIENCIA DEL POSTOR (PEPi) (Puntaje máximo 50.000 puntos)

El puntaje se asignará de acuerdo a la longitud equivalente: LEq = Longitud (Kilómetros) x Diámetro de tubería (pulgadas), de los trabajos realizados en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos con diámetro igual o mayor a 16” y longitud igual o mayor a 50 km; trabajos varios, presentados en el Formato Nº 4‐B. Dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo de quince (15) años a la fecha de presentación de la Propuesta, el número de trabajos considerados para la asignación de puntajes en la Experiencia del Postor será la suma de los indicados en los FORMATO Nº 04‐A y 4‐B si cumplen con los requisitos.

El Postor podrá presentar hasta un máximo de 15 trabajos sustentatorios en total de ambos formatos. En caso de presentar un



59

mayor número de trabajos se tomará como válidos sólo los 15 primeros presentados en ambos formatos.

En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y sustentados por cada integrante que ejecutará el servicio, cumpliéndose el párrafo anterior para el Consorcio. Se asignará el puntaje como sigue:

SSe asignará un puntaje máximo de 50.000 puntos a la Propuesta con el Mayor Relación de Longitud/Diámetro. Al resto de propuestas se asignará el puntaje de acuerdo a la siguiente fórmula:

600,21

000,60020)(

iLEqPEPi

1.2.2. EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO DE TRABAJO (PELETi) (Puntaje máximo 20.000 puntos)

El puntaje se asignará de acuerdo al número de trabajos realizados como líder del equipo de trabajo en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle en ductos para transporte de hidrocarburos de más de 16” de diámetro y más de 50 Km de longitud ejecutados por el profesional propuesto, dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo máximo de diez (10) años a la fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme con el FORMATO Nº 05.

La Propuesta deberá ser sustentada con Currículum Vitae resumido acompañado de Certificados de trabajos, Constancias u otros documentos que acrediten que el profesional propuesta tiene la experiencia indicada.

Se asignará el puntaje como sigue:

EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO NUMERO DE TRABAJOS PUNTAJE

Postor que ACREDITE un número de trabajos MAYOR A TRES, se le asignará:

20.000

Postor que ACREDITE un número de trabajos MENOR A TRES se le asignará:

0.000

1.2.3. PLAZO DE ENTREGA (PPEi) (30.000 puntos) El puntaje se asignará en función al plazo de entrega propuesto expresado en meses, según el FORMATO Nº 06. Se asignará un puntaje máximo de 30.000 puntos a la Propuesta con el menor plazo de entrega propuesto y requerido.

PLAZO DE ENTREGA PUNTAJE

Postor que PROPONGA un plazo MENOR O IGUAL A 6 MESES DE ENTREGA, se le asignará:

30.000

Postor que PROPONGA un plazo MAYOR A 6 MESES Y MENOR O IGUAL A 8 MESES DE ENTREGA, se le asignará:

Se aplicará fórmula

EXPERIENCIA DEL POSTOR NUMERO DE TRABAJOS REALIZADOS PUNTAJE

Postor que ACREDITE una LEq mayor a 24,000 se le asignará 50.000

Postor que ACREDITE una LEq entre 24,000 y mayor a 2,400 se le asignará

Se aplicará fórmula

Postor que ACREDITE una LEq menor o igual a 2,400 se le asignará 0.000



60

Postor que PROPONGA un plazo MAYOR A 8 MESES, se le asignará: 0.000

Se asignará un puntaje máximo de 30.000 puntos a la Propuesta con un plazo menor a 6 meses. Al resto de propuestas se asignará el puntaje de acuerdo a la siguiente fórmula:

5*)(60 iMesesPPEi

Complementando al FORMATO Nº 06 el postor debe presentar un Cronograma Propuesto para el desarrollo del servicio, presentado en MS Project o equivalente (diagrama tipo PERT‐GANTT) el cual debe indicar necesariamente ruta crítica e hitos, con el detalle de las principales actividades del alcance de la consultoría.

1.2.4. RESUMEN PUNTAJE TÉCNICO TOTAL

CRITERIOS DE EVALUACION TÉCNICA PUNTAJES MAXIMOS

1.2.1. PUNTAJE EXPERIENCIA DEL POSTOR (PEPi) 50.000

1.2.2. EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO DE TRABAJO (PELETi) 20.000

1.2.3. PLAZO DE ENTREGA (PPEi) 30.000

TOTAL PUNTAJE TÉCNICO MÁXIMO 100.000

2. EVALUACIÓN ECONÓMICA (PEi) La Evaluación de la Propuesta Económica se calificará sobre un máximo de cien (100) puntos. Sólo se realizará la Evaluación Económica de las propuestas calificadas en la Evaluación Técnica. La Evaluación Económica se efectuará teniendo en cuenta lo siguiente: Se asignará un puntaje máximo de 100.000 puntos a la Propuesta con el Menor monto. Al resto de propuestas se asignará el puntaje de acuerdo a la siguiente fórmula:

(i) postor del Económica Propuesta

100Monto) Menor de Económica (Propuesta PEi

3. EVALUACIÓN TOTAL TECNICO – ECONOMICA DE LAS PROPUESTAS (PTEi): La Evaluación Total Técnica ‐ Económica se obtendrá de acuerdo a la ponderación indicada en la siguiente expresión:

PTEi = 0.70 x PTi + 0.30 x PEi

Donde:

PTEi: Puntaje Total Técnico‐Económico del postor i

PTi Puntaje Evaluación Técnica del postor i

PEi Puntaje Evaluación Económica del postor i

i: Postor

El valor PTEi final de cada oferta válida y los valores intermedios serán calculados hasta el tercer decimal.



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ANEXO 04. CONTENIDO DE LAS PROPUESTAS

I. CONTENIDO DEL SOBRE Nº 1: PROPUESTA TÉCNICA

El POSTOR, presentará el Sobre N° 1 conteniendo los siguientes documentos:

1. Documentos obligatorios

1.1. Declaración Jurada firmada, según FORMATO Nº 01 con firma(s) en original.

1.2. Formato RNP vigente para su participación.

1.3. En caso de Consorcios, adjuntar Promesa formal de Consorcio según FORMATO Nº 02 firmado en original por los representantes de las empresas que se comprometen a formar el Consorcio.

2. Documentos para Requerimientos Técnicos mínimos:

2.1. Enfoque y concepción del proyecto.

2.2. Listado con las características completas del (los) software(s) que se utilizará.

2.3. Cronograma detallado de los trabajos de acuerdo al avance.

2.4. Organigrama óptimo para el proyecto.

2.5. Lista detallada del personal que formará parte del proyecto especificando el puesto que desempeñará en el proyecto.

2.6. Lista de entregables detallados en el FORMATO Nº 03.

2.7. FORMATO Nº 04‐A, listado de trabajos realizados de acuerdo a:

Un (01) Estudio de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de 12” de diámetro o más y de 5 kilómetros de longitud o más, y que se hayan instalado en selva tropical con cruces de ríos y quebradas.

Tres (03) Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de 16” de diámetro o más y de 50 Kilómetros de longitud o más

2.8. FORMATO Nº 05 para experiencia del Líder del Proyecto y su sustento respectivo.

2.9. FORMATO Nº 06 plazo de entrega.

3. Información requerida para evaluar los factores considerados en el Anexo 1 de los Términos de Referencia. En el caso de Consorcios se tomará en cuenta para la evaluación, de acuerdo a la “Promesa Formal de Consorcio”, la experiencia especializada de las empresas integrantes del Consorcio que se propongan para ejecutar las obligaciones establecidas en el objeto de la convocatoria.

3.1. Respecto a la Experiencia del Postor:

a) Acreditar la experiencia del Postor debe presentar el Formato 4‐B para trabajos varios. El número de trabajos considerados para la asignación de puntajes en la Experiencia del Postor será la suma de los indicados en los FORMATO Nº 04‐A y 4‐B.



62

3.2. Respecto a la Experiencia del Líder del Equipo, según FORMATO Nº 05:

a) Acreditar la experiencia del Líder del Equipo del Servicio de Consultoría, propuesto por el postor, adjuntar Currículum Vitae resumido y los respectivos certificados de Trabajo, Constancias de trabajo o documentos que sustenten la experiencia del Profesional Propuesto.

3.3. Respecto al Plazo de entrega:

a) Acreditar la Carta compromiso de Plazo de Entrega, según FORMATO Nº 06. b) Cronograma propuestos para el desarrollo del servicio, presentado en MS Project

o equivalente (diagrama tipo PERT‐GANTT) el cual debe indicar necesariamente ruta crítica e hitos, con el detalle de las principales actividades del alcance de la consultoría.

II. CONTENIDO DEL SOBRE Nº 2: PROPUESTA ECONÓMICA

El POSTOR, presentará el Sobre N° 2 conteniendo los siguientes documentos:

1. Carta Propuesta Económica, según FORMATO Nº 07, debidamente sellado y firmado por el representante legal de la empresa.

2. Estructura de Costo de Entregables, según FORMATO Nº 08, considerando la lista de entregables solicitados en el FORMATO Nº 03.

3. Cronograma de pagos según entregables propuesto en el cronograma de actividades.



63

ANEXO 05. DISPOSICIONES GENERALES

1. Recepción de las Propuestas

Opción Nº 1: Lugar : Oficina de Trámite Documentario de PETROPERÚ S.A. Dirección : Calle Huánuco 218‐228 Piura. Fecha y hora : Según Cronograma, en el horario: de 7:30 horas a 15:30 horas. Referencia : Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐ ‐2010‐OLE/PETROPERÚ Atención : Órgano Ad‐Hoc Opción Nº 2: Acto Público Lugar : Centro de Capacitación ‐ CENCA de PETROPERÚ S.A. Dirección : Calle Huánuco 218‐228 Piura. Fecha y hora : Según Cronograma (página 02 de las presentes bases). Referencia : Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐ ‐2010‐OLE/PETROPERÚ Atención : Órgano Ad‐Hoc El personero de la empresa deberá presentar la Carta de Presentación del Personero del Postor, durante la presentación de los sobres al Órgano Ad‐Hoc, según FORMATO Nº 09. En caso de postergarse la recepción de propuestas y/o apertura de las mismas, el Órgano Ad – Hoc comunicará a los postores con la debida anticipación, la nueva fecha, hora y lugar por los mismos medios que se efectuó la convocatoria.

2. Detalle de las Propuestas Forma de presentación: En dos (2) sobres cerrados, de los cuales el primero contendrá la Propuesta Técnica (Sobre N°1) y el Segundo la Propuesta Económica (Sobre N°2), presentadas en el acto de recepción o recibidas en la Oficina de Trámite Documentario de Operaciones Oleoducto ‐ Petroperú S.A., hasta el día y hora fijada en la convocatoria, en el calendario del proceso o el calendario actualizado publicado en la página web de Petroperú S.A. Las propuestas serán presentadas, con la siguiente rotulación:

SOBRE N° 01


ÓRGANO AD-HOC

PROCESO DE SELECCIÓN POR COMPETENCIA MAYOR Nº CMA-0002-2010‐-OLE/PETROPERÚ

PRIMERA CONVOCATORIA

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL

MARAÑÓN POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” PROPUESTA

TÉCNICA <Nombre del Postor>



64

SOBRE N° 02


ÓRGANO AD-HOC

PROCESO DE SELECCIÓN POR COMPETENCIA MAYOR Nº CMA-0002-2010‐-OLE/PETROPERÚ

PRIMERA CONVOCATORIA

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL

MARAÑÓN POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” PROPUESTA ECONÓMICA

<Nombre del Postor>

3. Consulta a las Bases

Por correo electrónico, fax o carta dirigido a: Petróleos del Perú – PETROPERÚ S.A. Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐‐ ‐2010‐OLE/PETROPERÚ Atención: Órgano Ad‐Hoc Correo electrónico: [email protected] Fax: (51‐73) 284100 Anexo 40422 Dirección Postal: Calle Huánuco 218 – 228 Piura – Perú Fecha límite: Según Calendario del Proceso, página 02.

4. Respuestas a las Consultas

Las respuestas a las consultas serán notificadas a los postores que se hayan registrado como participantes mediante un pliego absolutorio a través de sus correos electrónicos, dentro del plazo indicado en el Calendario del Proceso. Asimismo, el postor podrá recabar la absolución de consultas a través de la página web del SEACE o de PETROPERÚ S.A. Las consultas a las Bases y sus respuestas, se considerarán como parte integrante de las presentes Bases y del Contrato. Una vez notificado el postor, queda desde entonces obligado a aceptar como válidas las aclaraciones o precisiones que se den en el pliego absolutorio.

5. Garantías y Documentos para la Firma del Contrato Postor domiciliado en el Perú: El postor, a quien se le otorgue la Buena‐Pro, deberá entregar dentro del plazo que se le indique, para la suscripción del Contrato, los siguientes documentos: 5.1. Carta Fianza de Fiel Cumplimiento de Contrato, según modelo señalado en el

FORMATO Nº 10, del presente documento, la que deberá ser emitida por una suma equivalente al 10% del monto total del Contrato.

5.2. Copia del DNI del Representante Legal. 5.3. Copia del RUC de la empresa. 5.4. Copia simple del Testimonio de la Constitución de la Empresa. 5.5. Las garantías indicadas en el numeral 12 de las Bases Administrativas. 5.6. El Certificado emitido por el OSCE (Organismo Supervisor de las Contrataciones

del Estado), que acredite que no se encuentra inhabilitado para contratar con el Estado. En caso de consorcios, cada uno de los integrantes del Consorcio debe presentar este certificado.



65

Postor no domiciliado en el Perú: 5.1. Poder en Vigencia; expedido por el Registro de Mandatos y Poderes de los

Registros Públicos en el país de origen del postor o registro equivalente correspondiente a la(s) persona(s) que van a suscribir el Contrato, debiendo indicar su facultad para suscribir contratos. Este poder deberá estar legalizado por las autoridades competentes. El postor ganador se compromete a inscribir su poder en los Registros Públicos de Lima en un plazo no mayor de noventa (90) días, con posterioridad a la firma del Contrato.

5.2. Documento Nacional de Identidad Vigente; del país de origen o registro equivalente correspondiente, del Representante Legal.

5.3. El Certificado emitido por el OSCE (Organismo Supervisor de las Contrataciones del Estado), que acredite que no se encuentra inhabilitado para contratar con el Estado. En caso de consorcios, cada uno de los integrantes del Consorcio debe presentar este certificado.

5.4. La garantía indicada en el numeral 12 de las Bases Administrativas. En caso la(s) persona(s) que va(n) a suscribir el Contrato sean extranjeras este poder deberá estar legalizado o fedateado por el Consulado Peruano en el país de origen y legalizado o refrendado por el Ministerio de Relaciones Exteriores del Perú con sede en Lima. El Postor ganador se compromete a inscribir su poder en los Registros Públicos de Lima en un plazo no mayor a 90 días calendario, con posterioridad a la firma del contrato. En el caso que la Buena Pro fuese otorgada a empresas que han participado en Consorcio, éstas deben ceñirse a todo lo dispuesto en el numeral 6 de la Directiva Nº 003‐2003‐CONSUCODE, aprobada mediante Resolución Nº 063‐2003‐CONSUCODE/PRE, publicado el 13‐mar‐2003 y deben presentar los siguientes documentos:

a) Los postores que han decidido participar conjuntamente en consorcio en el presente proceso, deberán celebrar un contrato privado de consorcio con firmas legalizadas.

b) El representante de cada una de las empresas del Consorcio deberá presentar un poder que cumpla con los requisitos señalados en el literal a) anterior

c) Documento notarial por el cual se designe un representante o apoderado común con poder suficiente para cumplir las obligaciones que se deriven del Contrato. En el caso que la Buena Pro fuese otorgada a un Consorcio, éste deberá presentar adicionalmente, antes de la suscripción del Contrato, el documento en el que conste la Constitución del Consorcio, Según FORMATO Nº 02, la responsabilidad solidaria y el grado o porcentaje de participación que las empresas integrantes asumen ante PETROPERÚ S.A. En caso de empresas extranjeras no domiciliadas en el Perú, este documento deberá estar legalizado notarialmente o fedateado por el Consulado Peruano en el país de origen y legalizado o refrendado por el Ministerio de Relaciones Exteriores del Perú con sede en Lima. Designando en dicho documento al representante o apoderado común que los represente, con poderes suficientes para cumplir las obligaciones que se deriven del Contrato.

2. Forma de Pago

PETROPERÚ S.A. efectuará el pago en US$ Dólares Americanos, según cronograma de pagos propuesto por el postor ganador de la Buena Pro, cada valorización indicada en el cronograma deberá estar respaldada por el reporte de avance semanal aprobado por PETROPERÚ S.A. que deberá presentar el consultor. El pago no



66

excederá los quince (15) días naturales después haber presentado correctamente la factura, la que deberá ser presentada de preferencia dentro de los dos (02) días hábiles de haberse obtenido la conformidad del avance del servicio.

Para empresas no domiciliadas en el Perú:


El monto contractual ofertado deberá ser establecido en la Propuesta Económica por cada Postor considerando y analizando cuidadosamente lo siguiente:

De acuerdo a la Legislación Peruana vigente del Impuesto a la Renta (D.S. N° 179‐2004‐EF y Ley N° 28442), la asistencia técnica utilizada económicamente en el país está gravada con un 15 % si se entrega al usuario (PETROPERÚ S.A.) una declaración jurada donde se declare que el servicio de consultoría corresponden a servicios de asistencia técnica (según FORMATO Nº 12) y un informe de auditores de Prestigio Internacional, o del 30% si el Contratista decide no presentar dichos documentos. Los montos facturados por Asistencia Técnica están afectos, por tanto, a una retención de impuesto del 15 % o 30 % del monto contractual que se facture según el cronograma de pagos contractuales, y decisión de adjuntar las declaraciones e Informe de Auditores referida.


Se tendrá en cuenta que el monto así ofertado, figurará tal cual como monto contractual por el Diseño Básico, y sus cobros deberán facturarse, sin variaciones ni notas de ninguna especie, y sobre dichas cantidades se aplicará definitivamente la retención de ley, pagándose en efectivo al CONTRATISTA únicamente el 85% de la cantidad contractual facturada. Si no presentara declaración jurada ni informe de auditores, se le pagará únicamente el 70% de la cantidad contractual facturada.

Emitir factura a nombre de: PETRÓLEOS DEL PERÚ ‐ PETROPERÚ S.A. RUC : 20100128218 DIRECCIÓN : Calle Huánuco N° 218 – Piura.

Hacer llegar a la Oficina Trámite Documentario – Operaciones Oleoducto – PETROPERÚ, ubicada en Calle Huánuco N° 218 – Piura, los siguientes documentos:

La factura correctamente emitida.

Valorización aprobada por PETROPERÚ.

Copia del Contrato.

De ser el caso; Declaración Jurada refrendada por el Consulado Peruano en el país de origen y un Informe de Auditores de Prestigio Internacional (Se debe presentar con cada factura).

Los pagos se efectuarán dentro de los quince días (15) calendario previa verificación y aprobación de PETROPERÚ S.A. de acuerdo al cronograma de pagos.



67

FORMATO Nº 01 MODELO DE DECLARACIÓN JURADA DEL POSTOR

, .. de .............. de 2010 Señores Órgano Ad‐Hoc Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. Presente.‐ Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐ 0002‐2010‐OLE/PETROPERÚ Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE

TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”

..….(Nombre y Apellidos del Representante Legal)…... identificado con DNI N°……………….…… domiciliado en ……….……………, en calidad de …...(Gerente / apoderado común / Accionista)..…. de la empresa ..…....(Razón social)…......, cuyo domicilio legal es ………………………….., inscrita en el Registro Público de .…....(indicar ciudad, asiento, fojas, tomo, fecha)….…..; que se presenta como Postor al Proceso de la referencia, DECLARO BAJO JURAMENTO que mi representada:

a) No tiene impedimento para participar en el Proceso ni para contratar con el Estado, de acuerdo al numeral 8 del Reglamento de Gestión de la Base de Datos de Proveedores Calificados de PETROPERÚ.

b) No ha participado en la elaboración de los estudios o información técnica previa que da origen al Proceso y sirve de base para el objeto del contrato.

c) Conoce, acepta y se somete a las Bases, condiciones y procedimientos del Proceso.

d) Es responsable de la veracidad de los documentos e información que presenta para efecto del Proceso.

e) Se compromete a mantener su oferta durante el plazo de vigencia propuesto.

f) Conoce las sanciones que estipula el Reglamento de Gestión de Base de Datos de Proveedores de PETROPERÚ, la normativa en materia de Contrataciones y Adquisiciones del Estado y la Ley Nº 27444.

g) Cuenta con inscripción electrónica vigente en el Registro Nacional de Proveedores del OSCE identificada con el Código N° ___________.

h) Que la empresa que represento es Micro o Pequeña Empresa, de conformidad con la Ley N° 28015. SI ( ) NO ( ).

Sin otro particular, quedamos de ustedes. Atentamente, Nombre y firma del Representante Legal del Postor Firma: ………………………………………. Nombre (sello opcional): …………………………………….. Fecha: ................. de ........... de 2010.

NOTA.‐ En caso de consorcios la Declaración Jurada podrá ser presentada en forma individual o conjunta. En este último caso podrá ser firmada por los integrantes del Consorcio en un solo formato o por el representante común. Los datos se llenarán para cada integrante del consorcio.



68

FORMATO Nº 02 FORMATO DE PROMESA FORMAL DE CONSORCIO

(Sólo para el caso que un Consorcio se presente como Postor)

, .. de .............. de 2010 Señores Órgano Ad‐Hoc Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. Presente.‐ Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐0002 ‐2010‐OLE/PETROPERÚ Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE

CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” (Nombres y Apellidos del Representante legal de la empresa), identificado con Documento de Identidad Nº..................... domiciliado en.........................., Representante Legal de………………....................................................(nombre de la primera de las empresas consorciadas), (Nombres y Apellidos del Representante Legal de la Empresa), identificado con Documento de Identidad Nº ..................... domiciliado en ................................., Representante Legal de………………..............................(nombre de la segunda de las empresas consorciadas) y (Nombres y Apellidos del Representante Legal de la Empresa), identificado con Documento de Identidad Nº ..................... domiciliado en ................................., Representante Legal de………………..............................(nombre de la empresa N consorciada), declaran que para el Proceso por Competencia Mayor arriba indicado, las empresas que representamos participarán en Consorcio, comprometiéndose a su formalización en caso dicho Consorcio resulte ganador de la Buena Pro. En consecuencia designamos como representante común al Sr. ……….....................…………, identificado con Documento de Identidad Nº ………….., para la suscripción de nuestra Oferta Técnico Económica y de la documentación que emitamos en nuestra calidad de Postor. Las partes declaramos que cada una de las empresas consorciadas participará en el Consorcio con las siguientes actividades y porcentajes: Nombre Empresa 1 : (indicar porcentaje de participación y principal responsabilidad) Nombre Empresa 2 : (indicar porcentaje de participación y principal responsabilidad) Nombre Empresa N : (indicar porcentaje de participación y principal responsabilidad) Las partes acuerdan señalar que para efectos del Contrato, el domicilio legal del Consorcio es.....................................

Nombre, firma, y Documento del Representante Legal Empresa 1

Sello opcional

Nombre, firma, y Documento del Representante Legal Empresa 2

Sello opcional

Nombre, firma, y Documento delRepresentante Legal Empresa N

Sello opcional

Notas: Documento de identidad del país de origen o Número de Pasaporte para el caso de no domiciliados. Firmarán cada uno de los consorciados.



69

FORMATO Nº 03 LISTA DE ENTREGABLES

, .. de .............. de 2010 Señores

Órgano Ad‐Hoc Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. Presente.‐ Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERÚ Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE CRUDO

PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”

(Indicar denominación o Razón Social),……………., con domicilio legal en ………….. con Registro/incorporación Nº ______ en la Ciudad/Estado de________, debidamente representada por el Sr. ______________________________, identificado con ___________(documento de identidad, carné de extranjería, pasaporte) Nº____________, declaramos bajo juramento que se compromete a entregar a conformidad de PETROPERÚ, la lista de entregables solicitadas a continuación:

ENTREGABLES PRIMERA FASE:













ENTREGABLES SEGUNDA FASE:














1 Archivo ArcGis








70










2 Plano Autocad

















2.35 5.4 Diseño de Instalaciones para la Recepción y Mezcla de Crudo


2.36 5.4 Plano de Diseño de Instalaciones para la Recepción y Mezcla de Crudo

2 Plano Autocad












Nombre y firma del Representante Legal del Postor Firma: ………………………………………. Nombre (sello opcional): …………………………………….. Fecha: ................. de ........... de 2010.



71

FORMATO Nº 04 A EXPERIENCIA DEL POSTOR PARA TRABAJOS REALIZADOS EN SELVA TROPICAL CON DISEÑO DE CRUCES

DE RÍOS Y QUEBRADAS , .. de .............. de 2010 Señores Órgano Ad‐Hoc Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. Presente.‐ Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERÚ Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE

CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”

N° DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO

EMPRESA PERSONA DE

CONTACTO

TELEFONO Y CORREO

(CONTACTO)

LONGITUD DEL

DUCTO (Km)

DIAMETRO DEL DUCTO

(Pulg.)

UBICACIÓN DEL DUCTO

FECHA DEL SERVICIO

INICIO TÉRMINO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

NOTAS: a) La experiencia indicada en el presente formato se suma en el puntaje que se asignará de acuerdo

a la longitud equivalente: LEq = Longitud (Kilómetros) x Diámetro de tubería (pulgadas), de los trabajos realizados en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos con diámetro igual o mayor a 16” de diámetro y longitud igual o mayor a 50 Km, dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo de quince (15) años a la fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme el presente formato.

b) En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y sustentados por cada integrante que ejecutará el servicio.

Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado Sello de la empresa



72

FORMATO N° 4‐B EXPERIENCIA DEL POSTOR PARA TRABAJOS VARIOS

, .. de .............. de 2010 Señores Órgano Ad‐Hoc Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. Presente.‐ Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERÚ Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE


N° DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO

EMPRESA PERSONA DE

CONTACTO

TELEFONO Y CORREO

(CONTACTO)

LONGITUD DEL

DUCTO (Km)

DIAMETRO DEL DUCTO

(Pulg.)


FECHA DEL SERVICIO

INICIO TÉRMINO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10


NOTAS:

a) El puntaje se asignará de acuerdo a la longitud equivalente: LEq = Longitud (Kilómetros) x Diámetro de tubería (pulgadas), de los trabajos realizados en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos con diámetro igual o mayor a 16” y longitud igual o mayor a 50 km; trabajos varios, dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo de quince (15) años a la fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme el presente formato.

b) En caso de consorcio se sumarán el número de trabajos ejecutados y sustentados por cada integrante que ejecutará el servicio.



73

FORMATO Nº 05 EXPERIENCIA DEL LÍDER DEL EQUIPO DE TRABAJO


CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” NOMBRES Y APELLIDOS: ______________________________________________________ PUESTO: ____________________________________

N° DESCRIPCIÓN DEL

TRABAJO EMPRESA

PUESTO QUE DESEMPEÑO EN EL

PROYECTO

PERSONA DE CONTACTO, TELEFONO Y CORREO

LONGITUD DEL DUCTO

(Km)

DIAMETRO DEL DUCTO (Pulg.)


FECHA

INICIO TÉRMINO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

NOTAS: Experiencia del Líder del Equipo (ELEi) El puntaje se asignará de acuerdo al número de trabajos realizados en la elaboración de Estudios de Ingeniería Básica o de Detalle de ductos para transporte de hidrocarburos de más de 16” de diámetro y más de 50 Km de longitud ejecutados por el profesional propuesto, dichos trabajos deben haber sido realizados en un periodo máximo de diez (10) años a la fecha de presentación de la Propuesta, se presentará conforme con el presente formato, debidamente sustentado con Currículum Vitae resumido, certificados de trabajo, constancias de trabajo y demás documentos que sustente la experiencia del profesional propuesto.




74

FORMATO Nº 06 CARTA COMPROMISO PLAZO DE ENTREGA


CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” El plazo de ejecución del Servicio de Consultoría es el siguiente:

DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO MESES

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO

DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL

OLEODUCTO NOR PERUANO”


Nota: Complementando este formato el postor debe presentar un Cronograma Propuesto para el desarrollo del servicio, presentado en MS Project o equivalente (diagrama tipo PERT‐GANTT) el cual debe indicar necesariamente ruta crítica e hitos, con el detalle de las principales actividades del alcance de la consultoría.



75

FORMATO Nº 07 CARTA PROPUESTA ECONÓMICA


CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” Nuestra Propuesta Económica asciende a la cantidad de US$. ( expresar el monto en números y letras ).

Este monto incluye todos los tributos, seguros, transportes, inspecciones, pruebas y de ser el caso, los costos

laborales respectivos conforme a la legislación vigente, así como cualquier otro concepto que le sea aplicable y

que pueda incidir sobre el valor del Servicio; bajo el Sistema de Suma Alzada.

La validez de nuestra oferta económica tiene una duración de …….. días calendario.

Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizadoSello de la empresa



76

FORMATO Nº 08

ESTRUCTURA DE COSTO SEGÚN ENTREGABLES

, .. de .............. de 2010

Señores Órgano Ad‐Hoc Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. Presente.‐ Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐0002 ‐2010‐OLE/PETROPERÚ Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE

CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” ENTREGABLES PRIMERA FASE:


Título Entregables Formato COSTO UNITARIO











ENTREGABLES SEGUNDA FASE:














1 Archivo ArcGis











77







2 Plano Autocad

















2.35 5.4 Diseño de Instalaciones para la Recepción y Mezcla de Crudo


2.36 5.4 Plano de Diseño de Instalaciones para la Recepción y Mezcla de Crudo

2 Plano Autocad













Nota:


El monto contractual ofertado deberá ser establecido en la Propuesta Económica por cada Postor considerando y analizando cuidadosamente lo siguiente:

De acuerdo a la Legislación Peruana vigente del Impuesto a la Renta (D.S. N° 179‐2004‐EF y Ley N° 28442), la asistencia técnica utilizada económicamente en el país está gravada con un 15 % si se entrega al usuario (PETROPERÚ S.A.) una declaración jurada donde se declare que el servicio de consultoría corresponden a servicios de asistencia técnica (según Formato 12) y un informe de auditores de Prestigio Internacional, o



78

del 30% si el Contratista decide no presentar dichos documentos. Los montos facturados por Asistencia Técnica están afectos, por tanto, a una retención de impuesto del 15 % o 30 % del monto contractual que se facture según el cronograma de pagos contractuales, y decisión de adjuntar las declaraciones e Informe de Auditores referida.


Se tendrá en cuenta que el monto así ofertado, figurará tal cual como monto contractual por el Diseño Básico, y sus cobros deberán facturarse, sin variaciones ni notas de ninguna especie, y sobre dichas cantidades se aplicará definitivamente la retención de ley, pagándose en efectivo al CONTRATISTA únicamente el 85% de la cantidad contractual facturada. Si no presentara declaración jurada ni informe de auditores, se le pagará únicamente el 70% de la cantidad contractual facturada.



79

FORMATO Nº 09 MODELO DE CARTA DE PRESENTACIÓN DEL PERSONERO DEL POSTOR

, .. de .............. de 2010

Señores Órgano Ad‐Hoc Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. Presente.‐ Referencia: Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERÚ Objeto: “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE

CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” Estimados señores: Por el presente nos es grato presentarles al Sr. …..................................................., en calidad de personero de

nuestra Empresa, identificado con Documento Nacional de Identidad (DNI) Nº ...................., con la facultad

para actuar en nuestra representación en todo lo relativo al Acto de Recepción.

Asimismo, hacemos entrega de los sobres Nº 1 y 2 en el día, hora y local indicado por ustedes.

Atentamente,

Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizadoSello de la empresa



80

FORMATO Nº 10 MODELO DE CARTA FIANZA POR FIEL CUMPLIMIENTO DE CONTRATO

, .. de .............. de 2010



De nuestra consideración:

Por el presente documento, otorgamos fianza solidaria, irrevocable, incondicional, de realización automática y con renuncia expresa al beneficio de excusión, a favor de ustedes garantizando a ………(Nombre de Contratista)…….., hasta por la suma de US$………00 (indicar monto y 00/100 Dólares Americanos), correspondiente al 10% del monto contractual (Licencia más Diseño Básico), a fin de garantizar EL FIEL CUMPLIMIENTO DEL CONTRATO DERIVADO DEL PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONAL Nº PCI‐0001 ‐2008‐OFP/PETROPERÚ para la Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano.

Esta fianza garantiza, ante Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. el cumplimiento por (nombre del CONTRATISTA) de todas y cada una de las obligaciones que le corresponden según el Contrato mencionado en el párrafo anterior.

Por efecto de este compromiso el fiador asume con su fiado las responsabilidades en que éste llegara a incurrir.

Queda entendido, que esta fianza no podrá exceder en ningún caso y por ningún concepto la suma de US$ ………………………. (Indicar monto y 00/100 Dólares Americanos), siendo su plazo de vigencia hasta el …………………….. (Fecha de entrega del último entregable, a satisfacción de PETROPERÚ S.A.)

Esta fianza puede ser renovada, a solicitud de la parte interesada y previa confirmación por escrito.

Es expresamente entendido por nosotros, que esta fianza será ejecutada por ustedes, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1898° del Código Civil vigente, indicándonos posteriormente el monto que debemos pagarles.

Toda demora de nuestra parte de honrar la presente fianza a favor de Uds., devengará la Tasa Máxima de Interés Compensatorio y la Tasa Máxima de Interés Moratorio permitidos por dispositivos legales para personas ajenas al sistema financiero. Los intereses y gastos serán calculados a partir de la fecha de la notificación del requerimiento del pago a que se refiere el párrafo anterior.

Nombre y firma (s) autorizada (s) de la Entidad Bancaria o Financiera



81

FORMATO Nº 11 MODELO DE CARTA FIANZA DE PRESENTACIÓN DE RECURSO DE APELACIÓN

, .. de .............. de 2010



De nuestra consideración:

Por la presente, prestamos fianza irrevocable, solidaria, incondicional, de realización automática y con renuncia expresa al beneficio de excusión, a favor de ustedes garantizando a ……… (Nombre de Contratista)…….., por la suma de US$……… (Indicar monto en Dólares Americanos), a fin de garantizar la presentación de RECURSO DE APELACIÓN, equivalente al tres por ciento (3%) del Monto Estimado Referencial informado en el acto de Otorgamiento de la Buena Pro por el ítem…… del PROCESO POR COMPETENCIA INTERNACIONAL Nº PCI‐ ‐2008‐OFP/PETROPERÚ para la Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano.

Por efecto de este compromiso el Fiador asume con su fiado las responsabilidades en que éste llegara a incurrir en caso que la impugnación presentada fuera declarada infundada o nuestro fiado desistiera luego de admitido el recurso.

Queda entendido, que esta fianza no podrá exceder en ningún caso y por ningún concepto la suma de US$ ………………………. (Indicar monto en Dólares Americanos), siendo su plazo de vigencia hasta el ……………………..

Esta fianza puede ser renovada, a solicitud de la parte interesada y previa confirmación por escrito.

Es expresamente entendido por nosotros, que esta fianza será ejecutada por ustedes, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1898° del Código Civil vigente, indicándonos posteriormente el monto que debemos pagarles.

Toda demora de nuestra parte de honrar la presente Fianza a favor de Uds., devengará la Tasa Máxima de Interés Compensatorio y la Tasa Máxima de Interés Moratorio permitidos por dispositivos legales para personas ajenas al sistema financiero. Los intereses y gastos serán calculados a partir de la fecha de la notificación del requerimiento del pago a que se refiere el párrafo anterior.

Nombre y firma (s) autorizada (s) de la Entidad Financiera o Bancaria



82

FORMATO Nº 12 MODELO DE DE DECLARACIÓN JURADA DE SERVICIOS DE ASISTENCIA TÉCNICA

(D.S. N° 179‐2004‐EF y Ley N° 28442)

, .. de .............. de 2010



Ante mi, el suscrito Notario Público en y por el ……………, compareció personalmente el Sr. ……………… en su calidad de …………………… de la Compañía………………, portador del pasaporte Nº ………., de nacionalidad …………….., de estado civil ……………., mayor de edad, domiciliado en la ciudad de ……………, país ………………, quien conocido por mí y habiendo jurado debidamente como lo exige la ley, atestigo y dijo: “Por medio del presente instrumento, el compareciente en la calidad que ostenta, declara bajo juramento que (i) el objeto del Contrato Nº ……………… suscrito entre ………………………y Petróleos del Perú –Petroperú S.A., corresponden a Servicios de Asistencia Técnica prestados a partir del …………………… que comprende de Asistencia Técnica de la “Elaboración de Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de Crudo Pesado de la Cuenca del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano” y (ii) registrará las ganancias generadas producto de la prestación de dichos servicios y que para el ……………… (…… %) de dichos servicios prestados se han emitido las siguientes facturas por dicha porción:

FACTURA MONTO

TOTAL US$.

La presente declaración es emitida con arreglo al literal f) del artículo 56º de Texto Único Ordenado de la Ley Peruana del impuesto a la Renta, aprobado por Decreto Supremo Nº 54‐99‐EF, de acuerdo a la modificación introducida a la mencionada ley mediante el artículo 1º de la Ley Nº 28442”.

Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado

Sello de la empresa



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FORMATO Nº 13 FORMALIZACIÓN DEL REGISTRO DE PARTICIPANTE


CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO” Mediante la presente comunico los datos requeridos en la Convocatoria, a fin de formalizar mi participación en el Proceso de la referencia. Nombre o Razón Social:

RUC de la empresa:

Dirección:

Teléfono:

Fax:

Representante Legal:

DNI del Representante Legal:

Autorizo se me notifique por cualquiera de estos medios:

Correo Electrónico Indicar correo electrónico:

Fax

Copias de las Bases Entregar al Courrier (Collet Nacional):

Nombre, firma y sello del Gerente o Funcionario autorizado‐Sello de la empresa



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FORMATO Nº 14A PROCESO DE SELECCIÓN POR COMPETENCIA MAYOR

Nº CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERU ‐ PRIMERA CONVOCATORIA

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”

Conste por el presente documento, el Contrato que celebran de una parte, Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A., con Registro Único de Contribuyente Nº 20100128218, con domicilio en Calle Huánuco Nº 218‐228 – Ciudad de Piura ‐ Perú, debidamente representada por el Sr. ___________ _____________________________________, en su condición de _______________, identificado con D.N.I Nº _______________, con poder inscrito en la Partida Electrónica Nº __________, asiento _______________ del Registro de Personas Jurídicas de _______________ a quien en adelante se denominará PETROPERÚ y de la otra parte, la empresa _______________________ ________________________________________ con RUC Nº _________________ con domicilio legal en _______ _____________________________________, debidamente representada por el Sr. ____________________________________________ con D.N.I Nº _____________________ en su condición de __________________________, según Poder inscrito en la Partida Electrónica Nº ________________, asiento __________________ del Registro de Personas Jurídicas de _____________________, a quien en adelante se denominará EL CONTRATISTA. Contrato que se celebra en los términos y condiciones siguientes: CLÁUSULA PRIMERA ‐ ANTECEDENTES

PETROPERÚ convocó el Proceso de Selección por Competencia Mayor Nº CMA‐0002‐2010‐

OLE/PETROPERU – Primera Convocatoria, para contratar el servicio de consultoría para la

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE

CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”, materia de

este Contrato.

Efectuada la Evaluación Técnico – Económica por el Órgano Ad Hoc, resultó ganador de la Buena Pro

el postor ______________________________________, según consta en el Informe de Evaluación

Económica de fecha _________. Asimismo el resultado se publicó en el Sistema Electrónico de

Adquisiciones y Contrataciones del Estado ‐ SEACE, en la misma fecha. CLÁUSULA SEGUNDA ‐ GENERALIDADES.

El presente Contrato se rige por el Reglamento de Contrataciones de PETROPERÚ S.A. y

documentos complementarios, aprobados mediante Resolución Nº 523‐2009/OSCE‐PRE, en

adelante EL REGLAMENTO; sus modificaciones y los documentos citados a continuación que forman

parte integrante de este Contrato: a) Las Bases del Proceso de Selección por Competencia Mayor Nº CMA‐ ‐2010‐OLE/PETROPERU –

Primera Convocatoria, en adelante LAS BASES. b) La Propuesta Técnica y Económica presentada por EL CONTRATISTA.

En la eventualidad que pudiera originarse contradicción entre el presente Contrato y LAS BASES, o en

caso de diferencia por omisión en el Contrato de determinadas condiciones contempladas en LAS

BASES, será de aplicación lo establecido en LAS BASES. CLÁUSULA TERCERA ‐ OBJETO Por el presente Contrato, EL CONTRATISTA se obliga a efectuar para PETROPERÚ el servicio de consultoría para la “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”, al que en adelante se denominará EL SERVICIO, de conformidad con lo establecido en LAS BASES. CLÁUSULA CUARTA – LUGAR DE EJECUCIÓN DE EL SERVICIO Sede Principal del CONTRATISTA, y aplicable a las Estaciones del Oleoducto Nor Peruano.



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El CONTRATISTA declara que ha examinado cuidadosamente las Bases Integradas y las condiciones inherentes a EL SERVICIO, que conoce el lugar donde se ejecutará EL SERVICIO y tiene conocimiento de los obstáculos y problemas de todo orden y demás condiciones inherentes a su ejecución en el lugar señalado, particularmente, aquellas relacionadas con el transporte o cualquier otra que pueda afectar su ejecución o costo del mismo; circunstancias que, El CONTRATISTA declara que no constituyen impedimento alguno para la ejecución de EL SERVICIO en las condiciones establecidas en el presente Contrato y a satisfacción de PETROPERÚ. CLÁUSULA QUINTA ‐ ALCANCES DE EL SERVICIO PETROPERÚ S.A. – Operaciones Oleoducto, requiere contratar el de consultoría para la “ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”, cuyos trabajos deben ejecutarse según las especificaciones técnicas indicadas en los presentes Términos de Referencia. CLÁUSULA SEXTA ‐ OBLIGACIONES DE EL CONTRATISTA Ejecutar EL SERVICIO conforme lo establecido en LAS BASES y cumplir con las obligaciones establecidas en LAS BASES y con cualquier otra condición que le corresponda. EL CONTRATISTA es responsable de gestionar y contar con todas las licencias, autorizaciones, permisos, seguros, pólizas y cualquier otro documento necesario para ejecutar el Servicio, antes del inicio del mismo y mantenerlos vigentes durante el Plazo de Ejecución de EL SERVICIO. EL CONTRATISTA debe cumplir con todas las disposiciones que establezca la normatividad vigente que regula EL SERVICIO. EL CONTRATISTA es responsable de cualquier daño que pueda sufrir el personal que brinde EL SERVICIO, liberando en este sentido a PETROPERÚ de cualquier responsabilidad. EL CONTRATISTA asumirá la responsabilidad económica, administrativa, civil y penal de las multas, sanciones e infracciones u otros que se generen por no cumplir la normatividad vigente aplicable a EL SERVICIO; así como, de cualquier otra de naturaleza similar y que tenga directa vinculación con EL SERVICIO, siendo también de su cargo la atención, gestión y asistencia que originen u ocasionen sus trabajos. EL CONTRATISTA está obligado a cumplir y hacer cumplir a su personal las Normas Básicas de Seguridad para Contratistas, contenidas en el Manual M‐040 y Normas Básicas de Protección Ambiental para Contratistas. Sin embargo, esto no libera a EL CONTRATISTA de la obligación de adoptar las medidas de seguridad que requiera EL SERVICIO. Queda impedido de asumir obligaciones pecuniarias o adquirir créditos o efectuar adquisiciones, a nombre de PETROPERÚ. CLÁUSULA SÉTIMA – PLAZO DE VIGENCIA CONTRACTUAL Y DE EJECUCIÓN DE EL SERVICIO El Plazo de Vigencia del Contrato se inicia al día siguiente de la “entrega del servicio” por parte de PETROPERU o se computa desde el día siguiente de la suscripción del Contrato la que se define de común acuerdo entre el Administrador del Servicio y el Contratista hasta la aprobación del Acta de Liquidación del Contrato. El plazo propuesto no considera el tiempo (horas o días) que por razones operativas imputables a PETROPERÚ pudiera retrasar la ejecución del servicio, ni el tiempo (horas o días) que por factores climatológicos (lluvias, vientos fuertes, etc.) pudiera retrasar los trabajos. De suspenderse los trabajos por cualquiera de esas razones afectando la ruta crítica, el tiempo de paralización se descontará del cronograma propuesto; se descontará solo el porcentaje del tiempo correspondiente a las actividades no ejecutadas. Paralización que el Contratista deberá considerar en su presupuesto y no generará adicionales de gastos directos, generales, utilidades, ni moras a favor del CONTRATISTA. Los días de Ampliación de Plazo, serán reconocidos de acuerdo a lo anotado en el Cuaderno de Servicio debidamente aceptados por el Supervisor de PETROPERÚ. Para los plazos referidos a la ejecución del Contrato se computan en días calendario. Son de aplicación supletoria los Artículos 183º y 184º del Código Civil. CLÁUSULA OCTAVA ‐ PRECIO, VALORIZACIÓN Y FORMA DE PAGO PETROPERU S.A. cancelará EL SERVICIO mediante valorizaciones ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ sustentadas con entregables, en calidad de pagos parciales por trabajo realmente ejecutado a satisfacción de PETROPERU S.A.



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Las valorizaciones ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐, una vez aprobadas por PETROPERU S.A., se cancelará a los ‐‐‐‐‐ (‐‐‐) días de presentada correctamente la factura correspondiente (original y copia SUNAT). La factura presentada incorrectamente será devuelta para su corrección, rigiendo el plazo a partir de la fecha de su correcta presentación. El Costo Total del Servicio propuesto asciende a ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ (‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐), incluido IGV. No se abonarán los trabajos NO ejecutados, ni los NO indicados en el presente contrato, que NO hayan sido autorizados por el Supervisor de PETROPERÚ mediante cuaderno de servicio o carta expresa y en cuyo caso formarán parte de los Adicionales.

CLÁUSULA NOVENA ‐ GARANTÍAS EL CONTRATISTA otorgará a favor de PETROPERÚ, una Garantía de Fiel Cumplimiento de Contrato mediante una Carta Fianza por un importe equivalente al diez por ciento (10%) del Monto Total del Contrato y una vigencia hasta la aprobación de la Liquidación del Contrato. CLÁUSULA DÉCIMA – PERSONAL Y RESPONSABILIDADES EL CONTRATISTA debe seleccionar y presentar personal calificado y no calificado, idóneo y en cantidad suficiente para ejecutar el Servicio de acuerdo a las Bases y en el plazo propuesto. Se deja expresa constancia que EL SERVICIO se efectúa mediante un Contrato de Locación de Servicios regidos por lo dispuesto en los Artículos 1764º y siguientes del Código Civil, en razón de ser un servicio de naturaleza civil y no tener ningún vínculo laboral con EL CONTRATISTA ni con las personas que este designe. CLÁUSULA DÉCIMO PRIMERA ‐ ATENCIÓN MÉDICA Es de exclusiva responsabilidad de EL CONTRATISTA cuidar que el personal a su cargo cuente con la atención médica necesaria, en función del área geográfica en que se desenvuelven los trabajos, de la actividad desarrollada y del número de trabajadores. PETROPERÚ se reserva el derecho de verificar mediante los medios que estime conveniente que EL CONTRATISTA cumpla con las estipulaciones de la presente Cláusula y con las recomendaciones que formule Servicios Médicos de PETROPERÚ. CLÁUSULA DÉCIMA SEGUNDA ‐ CONFIDENCIALIDAD DE DOCUMENTOS Por razones de seguridad, queda establecido que toda información entregada a EL CONTRATISTA para la ejecución de EL SERVICIO, debe ser devuelta, inclusive las que estén deterioradas. EL CONTRATISTA está obligado a cumplir y hacer cumplir la prohibición de copiar y/o reproducir, por cualquier medio, procedimiento o sistema, la información entregada, así como mantener en estricta confidencialidad la información que obtenga como resultado del Servicio contratado, bajo pena de acción legal correspondiente por parte de PETROPERÚ S.A. CLÁUSULA DÉCIMA TERCERA ‐ RESPONSABILIDADES POR TRIBUTOS Y OTRAS OBLIGACIONES DE EL CONTRATISTA Todos los tributos conforme los define el Código Tributario y cualquier otro que pudiera no comprender el cuerpo legal citado, creado o por crearse, que graven este Contrato o los trabajos de EL CONTRATISTA, o de su personal, serán de exclusiva cuenta y riesgo de EL CONTRATISTA. PETROPERÚ S.A. en ningún caso y por ninguna razón asumirá tributos ni otras obligaciones tributarias de EL CONTRATISTA y/o su personal, obligándose EL CONTRATISTA a asumirlos, sea cual fuere el momento, acción u omisión en que se originen o cobren. CLÁUSULA DÉCIMA CUARTA – RECEPCIÓN Y CONFORMIDAD DEL SERVICIO La recepción y conformidad se efectuará luego de verificar la calidad y cumplimiento de las condiciones contractuales. En el caso que existan observaciones, se consignarán en Acta indicándose claramente el sentido de éstas, dando a EL CONTRATISTA un plazo prudencial para su subsanación, en función de EL SERVICIO. Si pese al plazo de subsanación otorgado, EL CONTRATISTA no cumpliese a cabalidad con la subsanación, PETROPERÚ S.A. podrá resolver el Contrato. La Liquidación Final no enerva el derecho a reclamo posterior por defectos o vicios ocultos. En el Acta de Liquidación Final se debe consignar las referencias necesarias, incluyendo el número de contrato de EL SERVICIO, fecha y comprobante de pago válido. CLÁUSULA DÉCIMA QUINTA ‐ EFECTOS DE LA LIQUIDACIÓN FINAL DE EL SERVICIO



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Luego de haberse dado la conformidad a la prestación mediante el Acta de Liquidación Final de EL SERVICIO, culmina definitivamente el Contrato y se cierra el expediente respectivo. Toda reclamación o controversia derivada del Contrato inclusive por defectos o vicios ocultos se resolverá según lo señalado en la Cláusula Vigésima del presente Contrato. CLÁUSULA DÉCIMO SEXTA ‐ PENALIDAD POR MORA EN LA EJECUCIÓN DE EL SERVICIO En caso de retraso injustificado en la ejecución de las prestaciones objeto del Contrato, PETROPERÚ aplicará a EL CONTRATISTA una penalidad por cada día de atraso, hasta un máximo del diez por ciento (10%) del Monto Contractual, esta penalidad será deducida de los pagos a cuenta, del pago final o en la Liquidación del Contrato; en concordancia con el numeral 10.10 de EL REGLAMENTO. CLÁUSULA DÉCIMO SÉTIMA ‐ CONTRATISTA INDEPENDIENTE Se deja expresa constancia que EL SERVICIO se efectúa mediante un Contrato Civil regido por lo dispuesto en el Código Civil, en razón de ser un servicio de naturaleza civil y que no existe ninguna relación laboral entre PETROPERÚ y el personal de EL CONTRATISTA y/o cualquier otra persona que haya sido contratada por EL CONTRATISTA para ejecutar el Servicio. El personal encargado de ejecutar el Servicio se encuentra bajo la exclusiva subordinación de EL CONTRATISTA y que conservan plena autonomía respecto de PETROPERÚ. Por lo tanto, EL CONTRATISTA está obligado a cumplir con las remuneraciones y beneficios que por Ley le corresponde a su personal que ejecutará el Servicio. Asimismo, en caso que algún trabajador o persona contratada por EL CONTRATISTA para la prestación del Servicio, inicie un procedimiento administrativo, reclamo o demanda de cualquier naturaleza en contra de PETROPERÚ, EL CONTRATISTA se compromete a tomar las medidas correspondientes con la finalidad de liberar a PETROPERÚ de los efectos de dichas acciones y es responsable por cualquier situación adversa a PETROPERÚ, incluyendo los gastos y costos en que incurra por este motivo, comprometiéndose EL CONTRATISTA en todo caso a resarcir el perjuicio, a satisfacción de PETROPERÚ, y a restituirle cualquier suma que hayan tenido que abonar como consecuencia de tales procesos o reclamos. CLÁUSULA DÉCIMO OCTAVA ‐ INSPECCIONES PETROPERÚ S.A. tiene el derecho, de inspeccionar permanentemente la correcta ejecución de EL SERVICIO y el cumplimiento de todos los aspectos materia del Contrato. Las recomendaciones dadas por PETROPERÚ S.A. serán materia de ejecución inmediata por parte de EL CONTRATISTA CLÁUSULA DÉCIMO NOVENA ‐ SUBCONTRATOS EL CONTRATISTA no subcontratará parte alguna de EL SERVICIO a que se refiere el presente Contrato, sin la previa autorización por escrito de PETROPERÚ S.A. CLÁUSULA VIGESIMA ‐ SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS Las controversias que surjan entre las partes, desde la suscripción del Contrato, sobre su ejecución, Interpretación, resolución, inexistencia, ineficacia o invalidez, se resolverán mediante conciliación y/o arbitraje, según el acuerdo de las partes, debiendo solicitarse el inicio de estos procedimientos en cualquier momento anterior a la culminación del contrato, este plazo es de caducidad, en concordancia con el numeral 11, de EL REGLAMENTO. CLÁUSULA VIGESIMA PRIMERA – CAUSALES DE RESOLUCIÓN DE CONTRATO Son causales de Resolución, de manera enunciativa, cuando EL CONTRATISTA; a) Incumpla injustificadamente obligaciones contractuales, legales o reglamentarias a su cargo, pese a haber sido requerido para corregir tal situación; b) Haya acumulado el monto máximo de la penalidad; y, c) Paralice o reduzca injustificadamente la ejecución de la prestación, pese a haber sido requerido para corregir tal situación. CLÁUSULA VIGÉSIMA SEGUNDA‐ CASO FORTUITO O DE FUERZA MAYOR Se entenderá como caso fortuito o fuerza mayor aquellos hechos no imputables a las partes, consistentes en un evento extraordinario, imprevisible e irresistible que impide la ejecución de la obligación, conforme lo señalan las normas pertinentes del Código Civil del Perú. CLÁUSULA VIGÉSIMA TERCERA ‐ CAMBIO DOMICILIO LEGAL Cualquiera de las partes tiene derecho a cambiar de domicilio. Para que el cambio tenga validez debe consignarse en forma expresa y notificarse por Carta Notarial a la otra parte contratante, con cinco (5) días calendario de anticipación a la fecha en que se efectúe el cambio, salvo causas de fuerza



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mayor, para las que se notificará el cambio dentro de los cinco (5) días calendario posteriores a la fecha de producido el evento. Las partes convienen en que las notificaciones a cursarse, serán consideradas como válidas, sólo si se entregan con cargo ó notarialmente. Cualquiera de las partes contratantes podrá elevar este contrato a escritura pública, corriendo los gastos que esto origine, a cargo del que lo solicite. Las partes suscriben dos (2) ejemplares del presente contrato, correspondiendo, el primero, a PETROPERÚ y el segundo a EL CONTRATISTA. Se suscribe el presente Contrato en la ciudad de Piura, a los _______ días del mes de __________ del año dos mil Diez.

Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ S.A. CONTRATISTA



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FORMATO N° 14‐B PROFORMA CONTRATO

“ELABORACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA DE LA PRIMERA ETAPA DEL PROYECTO DE TRANSPORTE DE CRUDO PESADO DE LA CUENCA DEL MARAÑON POR EL OLEODUCTO NOR PERUANO”

Conste por el presente documento, el Contrato para la Elaboración de la Ingeniería Básica de la Primer Etapa del Proyecto de Transporte de Crudos Pesado de la Cuenca del Marañon del Oleoducto Nor Peruano, que celebran de una parte, Petróleos del Perú – PETROPERÚ S.A., con Registro Único de Contribuyente Nº 20100128218, con domicilio legal en ………………………….., debidamente representada por el Sr. ………….…. , con poder inscrito en el Asiento N° ………………..…de la Partida Nº 11014754 del Registro de Personas Jurídicas de la Oficina Registral de Lima, a quien en adelante se denominará EL EMPLEADOR; y de la otra parte, la empresa ……… …….…, con domicilio legal en ……………., debidamente representada por el Sr. ………………, identificado con [DNI N°] ……………, según poder inscrito en el Asiento … de la Partida N° …………… del Registro de ….…, a quien en adelante se denominará el CONTRATISTA, en los términos y condiciones establecidas en las cláusulas siguientes:

CLÁUSULA PRELIMINAR: ANTECEDENTES

Con fecha ……………, EL EMPLEADOR convocó el Proceso por Competencia Mayor N° CMA‐0002‐2010‐OLE/PETROPERU, para la Elaboración de la Ingeniería Básica del Sistema de Transporte definitivo con la incorporación de crudo pesado de la cuenca del Marañon.

Mediante Carta Nº ……‐2010, del … de … del 2010, se le comunicó al CONTRATISTA, el otorgamiento de la Buena Pro, conforme al Acta de fecha … suscrita por los integrantes del Comité Ad Hoc.

CLÁUSULA PRIMERA: GENERALIDADES

1.1 El presente Contrato se rige por el Reglamento de Contrataciones de Petróleos del Perú ‐ PETROPERÚ, por el Estatuto Social de EMPLEADOR y supletoriamente, por la Ley General de Sociedades, el Código Civil y las disposiciones legales vigentes que resulten de aplicación.

1.2 Forman parte del presente Contrato, las Bases del Proceso por Competencia Mayor Nº CMA‐ ‐2010‐OLE/PETROPERU, sus Anexos, los Términos de Referencia y la Propuesta Técnica y Económica del CONTRATISTA, siendo éste el orden en que primarán en caso exista alguna contradicción u omisión entre dichos documentos.

CLÁUSULA SEGUNDA: ALCANCES DEL CONTRATO

2.1. Por el presente documento, el EMPLEADOR designa al CONTRATISTA, como el ejecutor del proyecto para la elaboración de la Ingeniería Básica del Sistema de Transporte de crudo pesado de la cuenca del Marañon y el CONTRATISTA,

2.1.1. y acepta realizar y completar los servicios y sus obligaciones estipuladas en este Contrato en su Totalidad y de buena fe, en el mejor interés del EMPLEADOR y de acuerdo a los términos de este Contrato.

2.2. El CONTRATISTA, garantiza y se compromete con EL EMPLEADOR a;

2.2.1. Usar todas las habilidades, conocimiento y diligencia en la prestación de servicios, que se esperan de un CONTRATISTA, internacional de primera clase experimentado en servicios similares a los servicios relaciones con Proyectos de esta naturaleza, alcances y complejidad del Proyecto.

2.2.2. Ejecutar los Servicios y sus otras Obligaciones según este Contrato de conformidad con las;

a) Las Leyes aplicables y;

b) Las instrucciones del EMPLEADOR.

2.2.3. Ejecutar los servicios y sus demás obligaciones según este Contrato, de modo tal y en el momento tal que ninguna medida, omisión o incumplimiento del CONTRATISTA,



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contribuya a que el EMPLEADOR incumpla con los documentos del Proyecto o cualquier Ley.

2.2.4. Luego de suscrito el Contrato, revisar inmediatamente y familiarizarse en todos los documentos del Proyecto o instrucciones relacionadas con el Proyecto puestos a disposición del EMPLEADOR.

2.2.5. El CONTRATISTA, solicitará al EMPLEADOR cualquier dirección, instrucción, consentimiento o aprobación requerida por el CONTRATISTA, en relación a la ejecución de los servicios, con una anticipación razonable al momento en que dicha dirección, instrucción, consentimiento o aprobación sea requerida.

2.3. Todos los softwares de computadora utilizados por el CONTRATISTA en la ejecución de los servicios y las demás obligaciones del CONTRATISTA según este Contrato, será necesariamente compatible con el software del EMPLEADOR.

2.4. En la Ejecución de los Servicios, el CONTRATISTA tendrá autoridad para llevar a cabo, representación del EMPLEADOR, cualquier función;

2.4.1. que sea necesariamente requerido para que el CONTRATISTA ejecute los servicios de acuerdo a los términos expresados de este Contrato; o,

2.4.2. de trabajos y servicios que no estén expresamente referidas en los Términos de Referencia del CONTRATISTA pero que sean necesarios en la ejecución de dicho trabajo o servicio.

CLÁUSULA TERCERA: PLAZO E INICIO DEL SERVICIO

La duración del presente Contrato será de……….. días calendario, contados desde el …………. , hasta el ………..

3.1. El CONTRATISTA iniciará los servicios al día siguiente de haber recibido del EMPLEADOR la notificación para proceder. Entre el periodo comprendido entre la suscripción del Contrato y el inicio de los servicios, el EMPLEADOR no asumirá ningún costo o gasto alguno efectuado por elCONTRATISTA, o ningún otro tipo de obligación o responsabilidad.

3.2. El CONTRATISTA al ejecutar los Servicios, aplicará los estándares de cuidado y diligencia referidos en la clausula segunda con el fin de facilitar la culminación oportuna del servicio y asi evitar todo retraso. El CONTRATISTA no será responsable de ningún retraso en la medida que fuera causado por lo siguiente;

3.2.1. Incumplimiento de este Contrato por parte del EMPLEADOR.

3.2.2. Un evento de Fuerza Mayor.

ElCONTRATISTA notificará al EMPLEADOR de manera inmediata y por escrito sobre la ocurrencia de dicho retraso de los servicios, y realizará todas las acciones necesarias para evitar o mitigar dicho retraso.

El plazo de entrega garantizado será el que se haya establecido de acuerdo a la propuesta Técnica del CONTRATISTA.

CLÁUSULA CUARTA: FORMA DE PAGO

PETROPERÚ S.A. pagará al CONTRATISTA por concepto de retribución del servicio la suma de US$. ………………………….(…………….. Dólares Americanos) de acuerdo a la Propuesta Económica, de fecha… de ……… de 2010 y de conformidad con el cronograma detallado presentado en su propuesta. Este monto corresponde a un proceso de Competencia Internacional a suma alzada. 4.1. Justificación de las Facturas

Las facturas del servicio serán presentadas en tal forma, con tal detalle y acompañada por la evidencia del sustento;



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Como ha sido establecido en el cronograma de pagos propuesto por el Ganador de la Buena Pro.

Como pueda ser requerida periódicamente por EL EMPLEADOR. El Postor se asegurará que cada factura este acompañada con el reporte de estado en el que se describa los servicios realizados durante el respectivo mes según cronograma de pagos propuesto y cualquier otro asunto que valga la atención de EL EMPLEADOR. 4.2. Pago

EL EMPLEADOR deberá en un plazo no menor de veinte (20) días calendarios, contados a partir de la recepción de la factura válidamente presentada de conformidad con lo establecido en la clausula 4.1. y numeral 14 de las bases administrativas el monto adeudado al CONTRATISTA menos cualquier cantidad debida o pagadera por el CONTRATISTA al EMPLEADOR.

EL EMPLADOR podrá retener de cualquier monto debido o pagadero al CONTRATISTA cualquier impuesto, imposición, carga u otro monto que LA LEY requiere que sea retenido.

EL CONTRATISTA declarara que ha contratado los servicios de una compañía, según lo indicado en el Adjunto N° 2, como compañía local sub contratada, de ser el caso, para lo cual requiere autorización de EL EMPLEADOR, señalándose que no podrá realizar labores principales a ejecutar por ELCONTRATISTA. EL CONTRATISTA indicara al EMPLEADOR que los servicios prestados por esta compañía serán pagados directamente a la compañía local, contra la correcta presentación de la factura correspondiente. En consecuencia el procedimiento señalado en la clausula 4.1. también es aplicable para la compañía local. Cabe precisar que el procedimiento de pago antes referido, se establece únicamente para facilitar el pago de el contratista local, dejando establecido que con ello no se absuelve ni libera al CONTRATISTA de su responsabilidad de pago frente al contratista local o de las obligaciones asumidas por aquella frente al EMPLEADOR en virtud del presente contrato.

4.3. Facturas Observadas

EL EMPLEADOR solicitara al CONTRATISTA que reenvié cualquier factura que no cumpla con la clausula 4.1.

Si EL EMPLEADOR cuestiona la cantidad exigida en factura debidamente devuelta, informará al CONTRATISTA el motivo de la discrepancia tan pronto como le sea razonablemente posible, aunque en cualquier caso antes de la fecha de vencimiento.las partes realizarán los esfuerzos razonables para resolver el cuestionamiento mediante una negociación amistosa.

4.4. Moneda Las facturas presentadas por el CONTRATISTA de conformidad con las bases deberán ser expresadas y pagadas en DOLARES AMERICANOS; en caso que se incurriera en Gastos Reembolsables en otra moneda diferente a Dólares Americanos, el CONTRATISTA facturara utilizando el tipo de cambio vigente aplicable a dicha moneda en la fecha en que se incurrieron dichos Gastos.

4.5. Impuestos EL CONTRATISTA será responsable, a su cuenta y riesgo, de todas las obligaciones tributarias que sean de su cargo en el Perú, comprendiendo, sin que sea limitativo, las siguientes; Impuesto a la Renta, aranceles, derechos aduaneros, arbitrios, gravámenes y cualquier otro tributo que se encuentren vigentes durante la ejecución del servicio. Si los servicios prestados por EL CONTRATISTA, fueran prestados íntegramente o parcialmente en el Perú, estarán sujetos a la retención de Impuesto a la Renta y conforme al procedimiento que corresponda, de acuerdo a la Legislación Peruana. Si por cualquier motivo, los tributos que le corresponda pagar al CONTRATISTA bajo el Contrato, son cargados al EMPLEADOR, el CONTRATISTA deberá reembolsar al EMPLEADOR por los pagos efectuados en razón de dichos tributos. El Reembolso se efectuara en un plazo no mayor de quince (15) días luego que EL CONTRATISTA ha sido notificado por EL EMPLEADOR. Durante la Vigencia de este Contrato, el CONTRATISTA podrá establecer una sucursal o cualquier establecimiento permanente en el Perú para propósitos fiscales. En este caso, el Impuesto a la Renta, el IGV, asi como cualquier otro tributo que grave sus operaciones en el país, serán de cuenta y cargo directamente del CONTRATISTA.



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En virtud a lo dispuesto en el Decreto Supremo Nº 179‐2004‐EF y Ley Nº 28442, el EMPLEADOR retendrá el 15% de la factura presentada siempre y cuando el CONTRATISTA presente adjunto a la factura por sus servicios prestados o antes, una Declaración Jurada y un Informe de una empresa auditora de prestigio internacional que certifique que el servicio califica como asistencia técnica, caso contrario, se procederá al pago de la factura con la retención del 30%. El CONTRATISTA con cada factura precisará el avance real del servicio prestado de acuerdo a los términos y condiciones establecidos en el presente contrato. El área del EMPLEADOR encargada de la administración del contrato, aprobará los Informes correspondientes dentro de los cinco (05) días hábiles de haber sido recepcionados, exceptuando los Borradores Finales, que serán aprobados en un plazo no mayor a diez (10) días hábiles desde su recepción. En caso de no existir pronunciamiento respecto a la aprobación de los Informes por parte del EMPLEADOR dentro de los plazos indicados, se entenderán por aprobados.

CLÁUSULA QUINTA: DERECHOS Y OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA

5.1 Designar un representante o Coordinador General del Servicio, con poder de decisión ante el EMPLEADOR para cualquier coordinación o asunto contractual que sea necesario efectuar durante la ejecución del servicio.

5.2 Proporcionar el conjunto de servicios conforme lo establecido en la Bases y en los Términos de Referencia.

5.3 Contar en forma permanente con sus propias facilidades, a su criterio y costo, para lograr un eficiente servicio según su propuesta.

5.4 Efectuar sin costo adicional todas las correcciones o modificaciones requeridas para la presentación del Reporte Final del Estudio.

5.5 Mantener en absoluta confidencialidad los informes, documentación y otros que provea al EMPLEADOR asimismo los informes de avance que genere el CONTRATISTA durante la ejecución del servicio; caso contrario, de incumplir con este acuerdo de confidencialidad, el EMPLEADOR podrá iniciar las acciones legales correspondientes para el establecimiento de la responsabilidad civil o penal por las infracciones cometidas y los daños causados por el CONTRATISTA.

5.6 El CONTRATISTA está impedido de asumir obligaciones pecuniarias, adquirir créditos o efectuar adquisiciones a nombre del EMPLEADOR, excepto los que pudieran estar estipuladas en las Bases.

5.7 Ejecutar prestaciones adicionales o la reducción de los servicios a solicitud del EMPLEADOR de acuerdo a la Cláusula Décimo Cuarta, siempre que sean indispensables para alcanzar la finalidad del Contrato.

5.8 Asumir la responsabilidad total de la ejecución del presente Contrato eximiendo a el EMPLEADORde toda responsabilidad que se le pueda atribuir por alguna autoridad administrativa.

CLÁUSULA SEXTA: DERECHOS Y OBLIGACIONES DE PETROPERÚ

6.1. A la fecha de este Contrato el EMPLEADOR designara un representante o Coordinador del Proyecto a quien debe reportarse el personal participante en los servicios del CONTRATISTA, incluyendo el Representante del CONTRATISTA; y el EMPLEADOR notificará al CONTRATISTA acerca de dicha designación y los detalles para comunicarse con el Representante del EMPLEADOR.

6.2. El Representante del EMPLEADOR llevará a cabo las actividades que le asigne el EMPLEADOR y ejercerá la autoridad que este le delegue, notificando periódicamente al CONTRATISTA. Todos los avisos, notificaciones, instrucciones y todas las demás comunicaciones enviadas al Representante del EMPLEADOR (por escrito) se considerarán enviadas al EMPLEADOR.

6.3. EL EMPLEADOR podrá remplazar de manera periódica al titular del cargo de Representante del EMPLEADOR y notificará al CONTRATISTA acerca de la identidad y demás detalles para comunicarse.

6.4. Dar acceso a las instalaciones previo cumplimiento de la normatividad interna, brindar las facilidades que sean necesarias a cargo del EMPLEADOR, así como la información disponible



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relacionada con la materia del Contrato, cuando lo requiera el CONTRATISTA y esté precisando en las Bases.

6.5. Cumplir con el pago al CONTRATISTA de acuerdo a lo establecido en la Cláusula Cuarta del presente Contrato.

6.6. Autorizar extensiones de plazo contractual, y/o multas por retrasos en la entrega de los servicios, bajo causales previstas en las Bases.

CLÁUSULA SÉTIMA: PENALIDAD

El EMPLEADOR aplicará la penalidad por atrasos según lo indicado en el numeral 16 de las Bases Administrativas, hasta un máximo del 10% del monto contractual del Servicio a Suma Alzada, deduciéndolo de las facturas pendientes por pagar, y en última instancia se aplicará la ejecución de las garantías otorgadas por el CONTRATISTA, sin perjuicio de la indemnización por daños y perjuicios que pueda exigirse. Demoras mayores que superen el monto máximo de la penalidad a aplicarse faculta a el EMPLEADOR a resolver el contrato y a iniciar las acciones por los daños causados, quedando establecido que no existe límite de responsabilidad pactado.

CLÁUSULA OCTAVA: RESOLUCIÓN DE CONTRATO

El EMPLEADOR podrá resolver el presente Contrato cuando el CONTRATISTA: a) Incumpla injustificadamente obligaciones contractuales, legales o reglamentarias a su cargo, pese

a haber sido requerido para corregir tal situación; b) Haya acumulado el monto máximo de la penalidad; y, c) Paralice o reduzca injustificadamente la ejecución de la prestación, pese a haber sido requerido

para corregir tal situación. En caso que alguna de las partes incumpla sus obligaciones, la parte perjudicada deberá requerir a la otra, mediante Carta Notarial, el cumplimiento de su obligación en un plazo de quince (15) días calendario. En caso persista el incumplimiento pasado dicho término, la parte perjudicada con el incumplimiento podrá remitir otra Carta Notarial resolviendo el Contrato. Si la parte perjudicada es el EMPLEADOR ésta ejecutará la garantía que el CONTRATISTA hubiera otorgado, sin perjuicio de la indemnización por los daños y perjuicios que pueda exigir posteriormente..

CLÁUSULA NOVENA: GARANTÍA

Previo a la suscripción del Contrato, el CONTRATISTA entrega a PETROPERÚ S.A. en Garantía de Fiel Cumplimiento de Contrato, la Carta Fianza N° ………….., de fecha … de … de 2008, emitida por … por US$ … (…… y ../100 Dólares Americanos), por el 10% del monto total del Contrato, la cual tendrá vigencia hasta la conformidad de la recepción de la prestación del servicio a cargo del CONTRATISTA. La garantía será de carácter incondicional, solidaria, irrevocable, de realización automática y sin beneficio de excusión, al solo requerimiento del EMPLEADOR, y será emitida por Entidades Bancarias o Entidades Financieras, autorizadas y acreditadas en el Perú por la Superintendencia de Banca y Seguros. De extenderse el Contrato, la garantía será renovada en los mismos términos y condiciones.

CLÁUSULA DÉCIMA: SEGUROS

10.1. A partir de la fecha de este Contrato y durante su vigencia, El CONTRATISTA mantendrá los siguientes seguros por su propia cuenta y riesgo, según los términos que resulten razonablemente satisfactorios al EMPLEADOR; a) Seguro que cubra daño, muerte o enfermedad del Personal del CONTRATISTA mientras

desempeñan sus labores en la ejecución de los Servicios hasta un estándar no menor de lo requerido conforme a las leyes aplicables (y el EMPLEADOR negará la entrada de cualquier personal al Lugar hasta que no se pruebe que tal seguro ha sido contratado).

b) Seguro de Responsabilidad Civil en las dos fases que cubra daños a personas o propiedad del EMPLEADOR y de terceros, que resulten como consecuencia de que ocurran en relación con la ejecución de los servicios por el CONTRATISTA y su personal y subcontratistas.



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c) Seguro de Responsabilidad Civil por servicios Profesionales, con respecto a la ejecución de los Servicios por parte del CONTRATISTA y de su personal y de los subcontratistas.

d) El CONTRATISTA, bajo su responsabilidad tomará y mantendrá o hará que sus subcontratistas tomen y mantengan las pólizas de Seguro Complementario de Trabajo de Riesgo en caso de ingresar a las instalaciones del Oleoducto Nor Peruano, de conformidad a las normas aplicables.

CLÁUSULA DÉCIMO PRIMERA: TRIBUTACIÓN

El CONTRATISTA asumirá, el pago de todos los tributos creados o por crearse, que de acuerdo a Ley le corresponda pagar y que graven la prestación del servicio contratado (tal como el Impuesto a la Renta por servicios de Consultoría e ingeniería de personas no domiciliadas, y otros que resulten aplicables). Todos los tributos a pagarse en el exterior que graven de algún modo o que se deriven de la ejecución del servicio serán de cuenta del CONTRATISTA. Los tributos que pudieran gravar los ingresos o rentas del personal del CONTRATISTA o subcontratistas originados por su trabajo en el Perú, serán de cargo de dicho personal o subcontratista. Las contribuciones por aportaciones sociales o seguros del personal del CONTRATISTA o subcontratistas de cualquier tipo serán de cuenta del CONTRATISTA o subcontratistas.

CLÁUSULA DÉCIMO SEGUNDA: INSPECCIONES

El EMPLEADOR tiene derecho a inspeccionar permanentemente la correcta ejecución del servicio y el cumplimiento de todos los aspectos materia del contrato. Las observaciones y recomendaciones efectuadas por el EMPLEADOR, serán materia de consideración y ejecución inmediata por parte del CONTRATISTA.

CLÁUSULA DÉCIMO TERCERA: CASO FORTUITO O FUERZA MAYOR

EL EMPLEADOR y el CONTRATISTA definen como caso fortuito o fuerza mayor, los actos y hechos que afectando la normal ejecución del servicio, estén fuera del control racional de las partes y que no pueden ser previstos o que si están previstos no pueden ser evitados, siempre que tales hechos no acontezcan por negligencia de la parte que la invoca o de sus dependientes, tal como lo define el artículo 1315° del Código Civil.

De perdurar la situación de caso fortuito o fuerza mayor, por un período mayor a diez (10) días continuos o veinte (20) días acumulados, que hiciese aconsejable la resolución del Contrato, será de aplicación lo dispuesto en el artículo 1371° del Código Civil. La resolución operará de manera automática, para lo cual la parte perjudicada comunicará tal decisión a la otra, mediante Carta Notarial.

CLÁUSULA DÉCIMO CUARTA: SUBCONTRATOS

El CONTRATISTA no esta autorizado a subcontratar la realización de ninguno de los servicios o de cualquiera de sus obligaciones de conformidad con este Contrato sin que el CONTRATISTA haya obtenido previamente el consentimiento por escrito del EMPLEADOR.

Ningún subcontrato podrá obligar o pretender obligar al EMPLEADOR o liberar al CONTRATISTA de cualquiera de sus obligaciones o responsabilidades establecidas en este Contrato.

Ningún subcontrato creara alguna relación contractual o laboral entre el subcontratista y el EMPLEADOR.

El CONTRATISTA asumirá total responsabilidad por las obligaciones laborales y calidad del trabajo efectuado por el subcontratista.

CLÁUSULA DÉCIMO QUINTA: CONTRATISTA INDEPENDIENTE



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15.1 Las partes, dejan expresa constancia que no existe relación laboral alguna entre PETROPERÚ y el CONTRATISTA, ni entre el EMPLEADOR y el personal del CONTRATISTA y/o subcontratista, si lo hubiera.

15.2 El CONTRATISTA cumplirá fielmente con todas las Leyes, Reglamentos y demás disposiciones vigentes; y, proporcionará los respectivos certificados de cumplimiento que dispongan las normas legales.

15.3 El CONTRATISTA libera y exime al EMPLEADOR de toda responsabilidad por el incumplimiento de las normas legales vigentes.

CLÁUSULA DÉCIMO SEXTA: NORMAS BÁSICAS DE SEGURIDAD

El CONTRATISTA está obligado a cumplir y hacer cumplir a su personal las “Normas Básicas de Seguridad y Protección Ambiental para Contratistas del EMPLEADOR”, contenidas en el Manual M‐040. Sin embargo, esto no libera al CONTRATISTA de la obligación de adoptar las medidas de seguridad que requiera el servicio.

CLÁUSULA DÉCIMO SÉTIMA: LEY APLICABLE Y SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS

Las partes acuerdan que la legislación que regirá el presente contrato es la legislación de la República del Perú.

Las partes acuerdan que cualquier controversia que surja desde la suscripción del Contrato, y en general todos los conflictos que deriven de su ejecución e interpretación, incluidos los que se refieran a su nulidad e invalidez, serán resueltos mediante trato directo entre las partes. De persistir la controversia, las partes someterán ésta a arbitraje de derecho, bajo la organización y administración del Centro de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Lima (en adelante, el Centro) y de acuerdo con su Reglamento Procesal.

La sede del arbitraje será la ciudad de Lima y el idioma será el castellano. El arbitraje será resuelto por un tribunal arbitral conformado por tres árbitros. Cada parte deberá designar a un árbitro y éstos dos nombrarán al tercero, quien presidirá el tribunal. En caso las partes no designen árbitro o los designados por las partes no se pongan de acuerdo para designar al tercero, aquellos serán nombrados por el Centro.

El laudo arbitral emitido es vinculante para las partes y pondrá fin al procedimiento de manera definitiva, siendo el laudo inapelable ante el Poder Judicial o ante cualquier instancia administrativa, dejando a salvo el derecho de las partes en lo referente al recurso de anulación, según corresponda. CLÁUSULA DÉCIMO OCTAVA: CAMBIO DE DOMICILIO LEGAL Cualquiera de la partes, tiene derecho a cambiar de domicilio. Para que el cambio tenga validez, la nueva dirección debe notificarse por Carta Notarial a la otra parte contratante, con cinco (5) días naturales de anticipación a la fecha en que se efectúe el cambio, salvo causas de fuerza mayor, en la cual, se notificará el cambio de domicilio dentro de los cinco (5) días naturales posteriores a la fecha de producido el evento.

Las partes convienen en que las notificaciones a cursarse, serán consideradas como válidas, sólo si se entregan con cargo a través de la Oficina de Trámite Documentario o la que haga sus veces, y/o notarialmente.

Cualquiera de las partes contratantes podrá elevar este Contrato a escritura pública, corriendo los gastos que esto origine, a cargo del que lo solicite.

Las partes suscriben dos (2) ejemplares del presente Contrato, en la ciudad de Lima, a los…días del mes de … del año dos mil diez.

PETROPERÚ S.A. CONTRATISTA



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ADJUNTO 01 DIRECTIVA Nº 005‐2007/CONSUCODE/PRE

PROCEDIMIENTO ESPECIAL DE INSCRIPCIÓN DE PROVEEDORES EXTRANJEROS DE BIENES Y/O DE SERVICIOS NO

DOMICILIADOS, QUE NO CUENTAN CON REPRESENTANTE LEGAL O APODERADO EN EL PERÚ, EN EL REGISTRO NACIONAL DE PROVEEDORES (RNP)

I. FINALIDAD.

Establecer los lineamientos respecto del procedimiento para la inscripción de los proveedores extranjeros de bienes y/o de servicios no domiciliados, que no cuentan con representante legal o apoderado en el Perú, en el Registro Nacional de Proveedores, en adelante RNP.

II. OBJETIVO Normar lo dispuesto en el artículo 7.9 del Reglamento de la Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado, aprobado por el Decreto Supremo Nº 084‐2004‐PCM, en relación con el procedimiento para la inscripción de proveedores extranjeros de bienes y/o servicios no domiciliados, que no cuentan con representante legal o apoderado en el Perú.

III. ALCANCE La presente directiva es de aplicación para las Entidades señaladas en el artículo 2º del Texto Único Ordenado de la Ley N º 26850 – Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado, aprobado por el Decreto Supremo Nº 083‐2004‐PCM, que requieran contratar con proveedores extranjeros no domiciliados, que no cuentan con representante legal o apoderado en el Perú, la adquisición de bienes sofisticados o la contratación de servicios especializados, en función a las características particulares que los distinguen que conlleve a la omisión del proceso de selección y la realización del procedimiento de exoneración correspondiente.

IV. BASE LEGAL ‐ Ley N° 28267 que modifica la Ley N° 26850, Ley de Contrataciones y Adquisiciones del

Estado. ‐ Texto Único Ordenado de la Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado, aprobado

por Decreto Supremo N° 083‐2004‐PCM. ‐ Reglamento de la Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado, aprobado por Decreto

Supremo N° 084‐2004‐PCM. ‐ Texto Único de Procedimientos Administrativos, aprobado por Decreto Supremo Nº 043‐

2006‐EF, en adelante el TUPA de CONSUCODE. ‐ Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

V. PROCEDIMIENTO DE INSCRIPCIÓN

‐ EL EMPLEADOR deberá cursar una solicitud dirigida al Presidente de CONSUCODE, suscrita por el titular del pliego o la máxima autoridad administrativa, con la petición concreta para que se inscriba en el RNP al proveedor extranjero no domiciliado, que no cuenta con representante legal o apoderado en el Perú, con el que requiere contratar, indicando obligatoriamente los datos siguientes:

Datos relativos al Proveedor: a) Apellidos y nombres completos, si es persona natural; razón o denominación social,

si es persona jurídica; b) Nombre y cargo del representante de la empresa en su país de origen, si se trata de

una persona jurídica; c) Domicilio en el país de origen; d) Capítulo(s) en el(los) que solicita la inscripción; e) Descripción del bien o servicio a proveer;



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f) En caso de tratarse de una persona jurídica, declarar que EL CONTRATISTA cuenta en su país de origen con organización suficiente para proveer el bien o servicio.

g) La fecha y el número de la constancia de pago de la tasa correspondiente (efectuada en el área de caja de la sede central de CONSUCODE), la que estará en función al volumen de ventas y/o ingresos del proveedor correspondientes al ejercicio anterior al de la inscripción, conforme a las escalas establecidas en el TUPA del CONSUCODE.

Datos relativos a la Entidad solicitante: a) Razón o denominación social de la Entidad solicitante. b) RUC de la Entidad solicitante. c) Identificación y datos de contacto del funcionario o servidor de la entidad,

autorizado para coordinar la Inscripción. d) Nombre, firma y sello del titular del pliego o la máxima autoridad administrativa de

la Entidad solicitante.

‐ La información solicitada deberá ser presentada a través del Formulario GRE‐SOL‐F‐018 “Solicitud de Inscripción en el RNP para Proveedor de Bienes y/o Servicios Extranjero No Domiciliado, que no cuenta con Representante Legal o Apoderado en el Perú”, el cual se puede descargar desde el sitio Web del RNP.

‐ Recibida la solicitud de la Entidad , la Presidencia de CONSUCODE la remitirá al RNP para su tramitación.

‐ La Gerencia del Registro Nacional de Proveedores, dentro del plazo máximo de dos (2) días hábiles de recibida la solicitud, previa constatación de que todos los datos se encuentren consignados correctamente en el Formulario GRE‐SOL‐F‐018 “Solicitud de Inscripción en el RNP para Proveedor de Bienes y/o Servicios Extranjero No Domiciliado, que no cuenta con Representante Legal o Apoderado en el Perú”, y que el proveedor no se encuentra inscrito en el capítulo solicitado, impedido ni inhabilitado para contratar con el Estado, de acuerdo a la normativa vigente, procederá a inscribirlo en el o los capítulos en que se solicita inscripción, y hará entrega, bajo cargo, de la Constancia de Inscripción al funcionario o servidor autorizado por la Entidad.

‐ De detectarse que el proveedor ya se encuentra inscrito en el capítulo solicitado, impedido o inhabilitado para contratar con el Estado, la Gerencia del Registro Nacional de Proveedores denegará la solicitud e informará a la entidad solicitante el resultado del trámite. En este caso, la entidad podrá solicitar la devolución de la tasa de inscripción correspondiente.

VI. FISCALIZACIÓN POSTERIOR

La solicitud presentada por la Entidad , para efectos de la inscripción del proveedor de bienes y/o de servicios extranjero no domiciliado, que no cuenta con representante legal o apoderado en el Perú, tendrá carácter de declaración jurada y será pasible del procedimiento de fiscalización posterior establecido en el artículo 32° de la Ley N ° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

De detectarse que la información proporcionada por el titular del pliego o la máxima autoridad administrativa es falsa o inexacta, se declarará la nulidad del trámite y la cancelación de la inscripción, según lo previsto en la Ley N ° 27444, sin perjuicio de poner este hecho en conocimiento del Órgano de Control Interno de la Entidad para el deslinde de responsabilidad que corresponda.

VII. DISPOSICIONES FINALES

Esta Directiva no se aplica para los procedimientos de inscripción de proveedores extranjeros no domiciliados con representante legal o apoderado en el Perú, quienes deberán inscribirse de manera presencial en la sede central de CONSUCODE, conforme lo establece la Directiva N



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º 012‐2006‐CONSUCODE/PRE, aprobada por Resolución Nº 592‐2006‐CONSUCODE/PRE, modificada con Resolución Nº 114‐2007‐CONSUCODE/PRE.

La presente Directiva rige a partir del día siguiente de su publicación en el diario oficial “El Peruano”.

Jesús María, marzo de 2007.



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ADJUNTO 02

SERVICIOS DE LA COMPAÑÍA LOCAL SUBCONTRATADA

Este Adjunto describe las actividades secundarias de los servicios a quienes el CONTRATISTA espera subcontratar con una compañía local (peruana).

Nombre del Subcontratista

Nombre del Representante del Subcontratista

Descripción de Actividades

NOTAS

(1) El CONTRATISTA puede volver a tipear esta pagina, si es necesario, pero el contenido y formato general de la pagina debe seguirse.

(2) El subcontratista debera ceñirse a lo establecido en las bases y al modelo de Contrato.

(3) Este formato será presentado antes de la Suscripción del Contrato, si en el caso el CONTRATISTA cambiara de compañía local subcontratada notificara por escrito al EMPLEADOR.

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