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Evacuación de Aguas de Formación de Campos Costa Afuera en Areas de Reserva Ecológica

por Guillermo Barría Hernández y Mario Magri Olivares (*)

faro_estrecho_magallanesEsta presentación trata de la explotación del yacimiento de petróleo y gas denominado Area Magallanes, ubicado en las cercanías de la boca oriental del Estrecho de Magallanes, en aguas del Atlántico Sur argentino, en relación con los obstáculos que fueron necesario superar para no perturbar la seguridad y estabilidad de una extensa pingüinera residente en el último confín continental de América del Sur. El sector habitado por pingüinos constituye la Reserva Provincial de Cabo Vírgenes de Santa Cruz, República Argentina.

En primer término fue necesario acercarse a tierra, con las cañerías conductoras de petróleo y gas desde Costa Afuera, en un punto muy preciso, situado entre la pingüinera y el Gasoducto General San Martín, y tenderlas por una angosta faja de terreno sin intervenir en ningún momento a la pingüinera ni poner en peligro al Gasoducto.

Para desalojar al mar los efluentes hubo que construir una estación de bombeo, un acueducto de 3000 m, un sistema estructural que permitiera estabilizar un conductor al bajar por un acantilado, que fue el único lugar posible para acceder al mar, y por último un tendido de cañería de mar a tierra que sería el emisario del efluente.

El yacimiento petrolero-gasífero, denominado AREA MAGALLANES, ubicado en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, en la plataforma marítima de aguas territoriales de la República Argentina, es explotado en forma conjunta por Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF-Argentina) y Empresa Nacional del Petróleo (ENAP-Chile). La responsabilidad del desarrollo de la ingeniería recayó sobre ENAP-Magallanes, filial de ENAP-Chile.

La ingeniería que se desarrolló, para la explotación del yacimiento Area Magallanes, consideró todos los aspectos de seguridad tanto de personal y equipos, como frente al medio ambiente.

Es así como las plataformas de producción/perforación cuentan con equipos de detección de luz U.V, de temperatura y de productos de la combustión, que hacen actuar automáticamente alarmas en distintos niveles y finalmente hacen funcionar a dos bombas contra-incendios que bañan con agua de mar, mediante rociadores, el sector o sectores supuestamente afectados por un incendio. Por otra parte existen detectores de presencia de gas en 3 distintos niveles de concentración y también detectores de vibraciones anormales. Las detecciones que se considera representan un riesgo real están “autorizadas” para tomar acciones sobre el proceso. Algunas variables del proceso al salirse del rango especificado pueden actuar sobre el sistema, accionando alarmas y hasta el cierre de pozos y bloqueo de los flujos de entrada a la plataforma.

En la estación terrestre de tratamiento, almacenamiento y bombeo de petróleo se han hecho las consideraciones estipuladas en la ley argentina 13660, en cuanto a prevención y control de incendios, dimensionamientos de diques para la contención de derrames, distanciamiento entre tanques, entre áreas de fuego y otras instalaciones y equipamiento de tanques.

El tratamiento de las aguas de formación, previo a ser evacuadas al mar son debidamente tratadas en separador API y depurador mecánico, de manera de poder respetar las exigencias de la legislación Argentina.

El trazado de las líneas y el punto de desagüe de los efluentes en el mar fue motivo de especial preocupación de autoridades y comunidad, especialmente en Río Gallegos, debido a la existencia de la Reserva Provincial Cabo Vírgenes que cobija a una importante pingüinera que está ubicada en la Punta Dungeness. Lugar donde debían pasar, de acuerdo al único trazado económicamente razonable, las líneas que evacuarían la producción desde las instalaciones de Costa Afuera a las instalaciones de tierra. Por otra parte se debió determinar un punto de evacuación que asegurara la preservación y estabilidad de la pingüinera en caso de algún accidente que ocasionara la emisión de efluentes contaminados.

Este trabajo tiene por objeto hacer una reseña de como se fueron enfrentado cada una de las dificultades que se encontraron en el desarrollo del proyecto y que tienen relación con la preservación del medio ambiente. En particular a evacuar los efluentes a través de un acantilado de 64.7 m de altura y conducirlos por un emisario de manera de poder garantizar que los efluentes no bañarían las playas aledañas a la pingüinera.

Descripción general del proyecto Area Magallanes

Antecedentes del Yacimiento

El proyecto Area Magallanes se refiere a la petrolera-gasífera de un yacimiento descubierto por Shell en la década de los 80, en el bloque Magallanes “A”. Fue devuelto al estado argentino al ser considerado no comercial para los estándares de dicha compañía.

El yacimiento, ahora denominado Area Magallanes, está constituido por depósitos sedimentarios de areniscas pertenecientes al Cretáceo Inferior (formación Springhill) existentes en una secuencia sedimentaria correlacionable con los yacimientos explotados por ENAP en el sector norte de la Isla Tierra del Fuego y parte continental.

Geográficamente se encuentra ubicado al este de la boca oriental del Estrecho de Magallanes, en un área que cubre alrededor de 200 Km2. Entre las coordenadas, 52† 30′ y 52† 45′ de latitud sur, y las coordenadas 68† 0, y 68† 25, de longitud oeste, aproximadamente.

Forma de explotación

Instalaciones

Inicialmente el proyecto consideró la instalación de 4 plataformas de producción del tipo Plataforma Fija (PF), las que están diseñadas para soportar el montaje de un equipo de perforación del tipo modular. Estas se denominan AM-1, AM-2, AM-3 y AM-5. A las plataformas AM-2 y AM-3 se les calificó como “principales” ya que cumplen funciones de proceso. La plataforma de producción AM-2 contiene los equipos necesarios para tratar 1.350.000 Sm3/día (15,625 Sm3/s) de gas, con una potencia instalada de 9.000 HP (6714 kW) de compresión, y centraliza el manejo de la totalidad del gas del yacimiento. La plataforma de producción AM-3 centraliza el manejo de los líquidos del yacimiento, para lo cual cuenta con dos bombas centrífugas multietapas que evacuan la producción de petróleo y agua. Tiene una capacidad de bombeo de 5.000 m3/día (0,0579 m3/s).

A las plataformas AM-1 y AM-5, se les calificó como “satélites”, ya que tributan a las plataformas principales sin realizar ningún tipo de proceso sobre el producto. Solamente se hace inyección de aditivos y se realizan mediciones de petróleo y gas.

El proyecto contempló la instalación de una red de gasoductos, colectores y oleoductos que intercomunican las plataformas de producción, ya sea distribuyendo “gas lift” desde AM-2 al resto de las plataformas, transportando gas rico hacia AM-2 para ser recomprimido o bien petróleo+agua hacia AM-3. Para en definitiva llevar a tierra, ribera norte del Estracho de Magallanes, tanto el total de la producción de gas como de líquidos.

El punto seleccionado para acceder a la costa continental con un oleoducto de 8.625 ” (0,219 m) de diámetro exterior y un gasoducto de 10.75” (0,273 m) de diámetro exterior, es Punta Dungeness. Este oleoducto y gasoducto se prolongan hasta la Batería de Recepción Magallanes, (BRM), donde se construyeron las instalaciones destinadas al tratamiento del petróleo, del gas y del agua de formación.

El gas es acondicionado para poder ser inyectado al Gasoducto General San Martín, y el petróleo es lavado para poder ser vendido. Existen tanques de almacenamiento y una estación de bombeo con capacidad de 2500 m3/día (0,0289 m3/s), con la que se envía la producción de petróleo a la batería Daniel (ubicada en Chile y propiedad de ENAP-Magallanes), mediante un oleoducto de 24.000 m de longitud.

En la frontera Chile-Argentina, distante 1500 m de la batería Daniel, están las instalaciones de medición (rotámetros, tanque calibrador) destinadas a contabilizar las entregas de petróleo UTE-ENAP.

También BRM se hacen los tratamientos primario y secundario al agua de formación, proveniente de la separación agua-petróleo, para poder ser enviada al mar en condiciones aceptadas por la legislación Argentina.

Estructura Contractual

La forma como se materializa este proyecto está contenida y regulada mediante un contrato suscrito por la Unión Transitoria de Empresas, SIPETROL S.A. (ENAP) – YPF S.A.

A grandes rasgos el contrato establece que ENAP asume el riesgo minero, tecnológico y constructivo de la totalidad de la inversión del proyecto. Se establece que esta inversión se recuperará con la propia producción en un plazo de 5 años contados desde la fecha de inicio del proyecto, Agosto de 1991. Pasado el tiempo de recupero la producción del yacimiento se dividirá en partes iguales entre ENAP e YPF.
Este contrato pudo acordarse luego de la ratificación por el Poder Ejecutivo Argentino al Acuerdo de Contemplación Económica suscrito entre las repúblicas de Chile y Argentina.

Las fases de ingeniería, construcción e instalación del proyecto ENAP las enfrenta utilizando la organización de ENAP-Magallanes, que actúa como “Main Contractor”. La fase de producción y administración ENAP las delega a su filial Sipetrol S.A., la que actúa como operador del proyecto.

Descripción del área circundante a Punta Dungeness

Punta Dungeness es el último confín continental de América, y constituye la ribera Norte de la boca Oriental del Estrecho de Magallanes. Además es un punto limítrofe entre las Repúblicas de Chile y Argentina.

Considerando a la Punta Dungeness como el vértice de un triángulo cuyos catetos se extienden por aproximadamente 8000 m al N-E y 7500 m al N-O encontraremos un sector bajo compuesto básicamente de ripio y arena, con una entrada de mar en forma de río. Posee escasa vegetación, y que en su mayor parte está compuesta por Mata Negra (Juniella tridens), el sector cubierto por este arbusto es aprovechado por pingüinos para nidificar. Más al norte comienza, o más bien termina, la Planicie Patagónica, cuyas características son marcadamente diferentes al sector bajo. El límite entre ambos sectores está marcado por una abrupta diferencia de cotas, que en algunos sectores costeros forman acantilados. Este es el caso del sector situado de Cabo Vírgenes al Norte y que se repite en el sector chileno denominado Daniel y otros. A diferencia del sector bako posee una delgada capa de tierra vegetal y está cubierta de coirón (Féstuca gracillima).

Los acuerdos tomados con el Consejo Agrario de Río Gallegos

La natural inquietud que producía el desarrollo de un proyecto petrolero en aguas del Atlántico y cercano a un Area de Reserva Ecológica (Reserva Provincial Cabo Vírgenes) se canalizaron a través del Consejo Agrario de Río Gallegos. Es así como con fecha 1† de Abril de 1992 se reunieron personeros del Consejo Agrario de Río Gallegos y de la U.T.E. YPF-SIPETROL con la finalidad de discutir el proyecto de explotación petrolera y de encontrar soluciones a los puntos que eventualmente podrían ser conflictivos por el riesgo implícito que podrían amenazar la seguridad de la Reserva Ecológica.

Los acuerdos y compromisos tomados se pueden resumir en:

* La Batería de Recepción Magallanes se instalará en la Planicie Patagónica, fuera del área de la Reserva Provincial Cabo Vírgenes. Inicialmente se había proyectado su instalación en la costa. En definitiva se construyó en un sector alejado aproximadamente 7.500m desde la Punta Dungeness.

* La llegada de las tuberías de la costa afuera se realizrá al Sur del área de la pingüinera, en el punto autorizado por Gas del Estado, lo más cercano posible al Gasoducto General San Martín. El tendido de las dos tuberías se hizo aproximadamente a 15 m del Gasoducto General San Martín en el sector más cercano a la pingüinera, previa autorización de Gas del Estado. Las cañerías se depositaron en una zanja única que se construyó manualmente en el sector aledaño a la pingüinera. Estos trabajos se realizaron durante le período de emigración de los pingüinos.

* La BRM contaría con la capacidad de almacenaje y tratamiento suficiente para controlar adecuadamente situaciones de fallas de los equipos de separación de hidrocarburos de los efluentes. Los efluentes deberán cumplir estrictamente con las normas de la República Argentina sobre la materia, no excediendo en ningún caso el límite de 15 partes por millón (mg/dm3). Se construyeron tres tanques de lavado de petróleo, un tanque pulmón de las bombas que envían a almacenamiento y dos tanques de almacenamiento. el separador API se diseñó sobredimensionado, e instaló un depurador mecánico como tratamiento secundario. Con estos equipos se garantizaba la calidad de los efluentes y la capacidad de manejar cualquier situación de falla.

* Los efluentes de la BRM serían conducidos a una zona costera ubicada 3.000 m al Norte del Faro Vírgenes, completamente diferenciada del área denominada Reserva Provincial de Cabo Vírgenes y de su plataforma marina adyacente. La aducción consistirá en un emisario que se internaría en el mar hasta 50 m de la línea de alta marea. El trazado propuesto se cumplió a cabalidad y el emisario se interna en aguas del Atlántico aproximadamente 170 m medidos desde la base del Acantilado Cóndor. Accediendo de esta modo a una zona de mayor profundidad del mar, con corrientes Norte-Sur que suponen una buena disipación de los efluentes. (ver figuras ).

Descripción del tratamiento efectuado al agua de formación en B.R.M.

El agua que acompaña a la producción petrolera debe ser separada del petróleo, para garantizar la pureza del producto, pero por otra parte es necesario extraer el petróleo del agua, que es el efluente natural de la estación de lavado de petróleo. Todas las etapas de separación agua-petróleo se realizan en tierra. De esta manera, los tratamientos que se le hagan al agua de formación, tendientes a liberarla de las partículas de hidrocarburos, se pueden realizar en mayores volúmenes teniendo así mayores tiempos de residencia para posibilitar la separación y también mayores volúmenes que facilitarían el control sobre un eventual accidente.

La corriente de líquidos que viene de Costa Afuera es recibida en tres tanques de lavado de 1680 barriles (267 m3) cada uno, donde el petróleo es separado del agua. En este punto se trata química y térmicamente, con el objeto de romper la emulsión. A continuación el agua es enviada a un tratamiento primario.

Tratamiento Primario

El agua es tratada primariamente en un separador API de doble canal, dimensionado de acuerdo al “Manual on Disposal of Refinery Wastes”. Las dimensiones globales del separador de doble canal API, en el sector de separación son: largo=9,5m, ancho= 1,8m y profundidad= 8,87m para cada canal. con lo que podría tratarse, teóricamente unos 1600 m3/día (0,0185 m3/s) por canal, siendo el pronóstico de máxima producción de agua 800 m3/día (0,0093 m3/s), de acuerdo a las simulaciones del yacimiento efectuadas en la época en que se dimensionaron los equipos.

Tratamiento Secundario

Como etapa de tratamiento secundario se dispuso de un depurador mecánico (Depurator Flotation Machine) con capacidad nominal de 750 GPM (0,0473 m3/s). En la mayoría de las aplicaciones este tipo de equipos entregan el agua tratada con menos que 10 ppm (mg/dm3) de hidrocarburo después de un breve ciclo de limpieza.

Descripción del Equipo

El “Depurator Flotation Machine”, es un tanque compuesto por cuatro celdas (herméticas) de flotación conectadas en serie, cada celda está equipada con un mecanismo motor-rotor autoventilado montado en el interior de un tubo fijo. El espacio entre la superficie del líquido a tratar y la parte superior-interior del tanque está lleno de gas que se proporciona externamente. al girar el conjunto motor-rotor actúa como una bomba, forzando al fluido a circular a través de un dispensador creando un vacío en el tubo fijo, este vacío induce la entrada de gas al tubo fijo y lo mezcla totalmente con el líquido; así la mezcla gas-líquido viaja a través del dispensador. Al mezclarse fuertemente se producen pequeñas burbujas. Las partículas de petróleo, así como los sólidos en suspensión se adhieren a la burbujas y se elevan con ellas hasta alcanzar la superficie.

El petróleo y los sólidos en suspensión se acumulan formando una densa espuma (nata) en la superficie desde donde son removidas por un sistema de paletas. El nivel de agua interior del tanque es controlado por una válvula de mariposa que es accionada neumáticamente. El agua tratada es conducida por gravedad hasta un tanque que regula el caudal.

Instalaciones construidas para conducir los efluentes desde la descarga del depurador hasta el punto de desagüe.

La planicie patagónica, desde el Faro de Cabo Vírgenes al Norte a través de una extensa zona termina abruptamente en un acantilado, (Acantilado Cóndor), manteniendo casi constantemente una pendiente desde el lugar donde está situada la BRM hasta el borde del acantilado, de manera que no se posible desaguar desde el depurador mecánico hasta el mar por gravedad.

Estación de Bombeo

Es por éste motivo que fue necesario construir una estación de bombeo con capacidad para desalojar 1800 m3/día (0,021 m3/s) compuesto de un tanque de regulación, construido en acero, con capacidad de 320 m3 y dos bombas centrífugas accionadas por motor eléctrico. Los controles de partida y parada de las bombas son automáticos y funcionan de acuerdo al nivel de agua del tanque, de manera de mantener una, las dos o ninguna bomba en funcionamiento de acuerdo a las necesidades de menejo de caudal.

Acueducto de PVC

Los efluentes son conducidos por un acueducto de 3.000 m de longitud construido con cañería de PVC de 0,160 m de diámetro exterior, 5,47 kg/m clase 10, especificaciones DIN 8061 y 8062, a través de una planicie con ligera pendiente, desde el tanque de agua de formación hasta el borde superior del acantilado.

Instalación de manguera en el Acantilado y Emisario

El acantilado paulatinamente se va desmoronando por la acción del viento y el mar. Es así como el perfil del acantilado va cambiando con el tiempo constituyendo una superficie absolutamente inestable donde no es posible fundar ningún tipo de estructura que pudiera sostener algún conductor.

Para salvar esta discontinuidad se optó por construir una estructura en voladizo en la parte superior del acantilado, que tiene la característica de poder moverse alejándose del borde. La conducción del efluente se continuó mediante manguera de 3” (0,0762m) de diámetro nominal y con tramos de largo variable para ser instalados de acuerdo al proyecto. La función de la estructura es poder sostener la manguera.

La manguera utilizada es del tipo adecuado para travasije de petróleo entre embarcaciones, reforzada con múltiples capas de textil de alta resistencia y cn alambre de acero de forma helicoidal, cubierto con goma sintética negra altamente resistente a la abrasión, a la intemperie y a los derivados del petróleo. El sector del efluente que se interna del mar también está construido en manguera, pero protegido con una cañería conductora de 12.750″” (0,3229 m) de diámetro exterior y 0.5″” (0,0127 m) de espesor y una longitud total de 170 m. La cañería protectora se afianzó al fondo marino mediante soportes pilotados. Para tender esta cañería se utilizó la barcaza para trabajos marinos “Simpayo”, propiedad de ENAP-Magallanes.

Control de la calidad del efluente

Se hacen análisis de contenido de hidrocarburo como rutina diaria, mediante espectroscopía infrarroja. Para lo cual la UTE adquirió dos equipos de laboratorio, uno de los cuales lo maneja un laboratorio con asiento permanente en as instalaciones de BRM, y el otro se lo entregó a la Universidad Federal de la Patagonia Austral, con el objeto de poder cotejar los resultados con un ente independiente.

En lo que va corrido del proyecto no se han detectado nunca concentraciones de hidrocarburo en el efluente de más de 4 mg/dm3.

Conclusiones

En la explotación petrolera de yacimientos Costa Afuera, al igual que en cualquier intervención que el hombre haga sobre la naturaleza, se debe poner especial cuidado en el tratamiento de los elementos que conlleven un riesgo implícito de contaminación. Este principio está cada vez más grabado en la conciencia de la humanidad, en especial de las generaciones jóvenes y niños. La legislación de cada uno de nuestros países, y las normas de diseño se han ido adaptando a esta conciencia en un equilibrio entre las necesidades de desarrollo y respeto a la naturaleza.

Durante el desarrollo de este proyecto, nos encontramos con una serie de dificultades que muchas veces parecieron difíciles de superar, o que la solución de ellos podían echar por tierra las variables económicas del proyecto. Sin embargo, con voluntad, imaginación y la integración de diversas especialidades profesionales se fueron encontrando los ajustes que hacen aparecer al proyecto como un todo coherente y realizable.

Con seguridad ésta muestra es pequeña con relación a otros proyectos que actualmente se llevan a cabo, pero la creemos razonablemente digna de ser mostrada por su contenido ecológico y por tratarse de un proyecto que se realiza en el extranjero, en donde el estado, las empresas y la comunidad reaccionan de una manera distinta a como lo hacen en nuestro país. Situación que aporto un ingrediente más de incertidumbre en su desarrollo.

Creemos estar cumpliendo todas las etapas en el desarrollo del Proyecto Area Magallanes con respeto al medio ambiente, y a las disposiciones de la Ley Argentina en el ámbito de un proyecto que integra actividades entre empresas de Chile y Argentina.

(*) Trabajo presentado en las 2as. Jornadas de Preservación de Agua, Aire, y Suelo en la Industria Petrolera Instituto Argentino de Petróleo y el Gas, 5 al 10 de mayo de 1996, San Martín de los Andes, Neuquén, Argentina

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