Cos To

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Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas 2 / 428

Índice

1.- Introducción... 10

1.1.- Descripción del Proyecto Camisea... 12

1.2.- Descripción del Sistema de Gas Natural... 14

1.2.1.- Características del Ducto ...15

1.2.2.- Propiedades del Producto Transportado...15

1.2.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de GN...16

1.3.- Descripción del Sistema de Líquidos de Gas Natural... 17

1.3.1.- Características del Ducto ...17

1.3.2.- Propiedades del Producto Transportado...18

1.3.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de LGN...18

2.- Antecedentes... 21

2.1.- Alcance de la Auditoría Integral... 22

2.1.1.- Límites de batería...23

2.2.- Objetivos de la Auditoría Integral ... 23

2.3.- Documentos de Referencia ... 24

3.- Desarrollo de Actividades... 26

3.1.- Generalidades... 27

3.2.- Plan de la Auditoría Integral... 27

3.3.- Equipo de la Auditoría Integral ... 29

3.4.- Metodología ... 29

3.4.1.- Sistemas de Calidad ...31

3.4.2.- Revisión De Diseño e Ingeniería ...31

3.4.3.- Visitas a Sitio...32

3.4.4.- Investigación Geológica y Geotécnica...32

3.4.5.- Mecánica y Estructural ...33

3.4.6.- Civil ...33

3.4.7.- Procura de Materiales, Accesorios y Equipos ...33

3.4.8.- Actividades de Construcción ...34

3.4.9.- Soldadura...34

3.4.10.- Pruebas No Destructivas...35

3.4.11.- Recubrimiento Externo...35

3.4.12.- Pruebas Hidrostáticas ...36

3.4.13.- Instalaciones Superficiales y Estaciones...36

3.4.14.- Sistema Eléctrico e Instrumentación y Sistema SCADA ...37

3.4.15.- Comisionamiento y Puesta en Marcha...38

3.4.16.- Operación y Mantenimiento...38

(3)

3.4.18.- Evaluación de la Investigación de los Incidentes ...39

3.5.- Clasificación de Hallazgos ... 39

4.- Resultados de la Auditoria ... 41

4.1.- Programa de Gerencia de Calidad ... 41

4.1.1.- Alcance Del Trabajo ...42

4.1.2.- Objetivos ...42

4.1.3.- Referencias ...42

4.1.4.- Secuencia...43

4.1.5.- Resultados ...43

4.1.5.1.- Revisión De La Documentación ...44

4.1.5.2.- Auditoría En Sitio...48

4.1.6.- Conclusiones...53

4.1.7.- Recomendaciones...53

4.2.- Diseño e Ingeniería ... 54

4.2.1. - Alcance del Trabajo...55

4.2.2.- Objetivos ...56

4.2.3.- Referencias ...56

4.2.4.- Secuencia...56

4.2.4.1.- Metodología de Área de Geotecnia, Hidrología y Geología...57

4.2.4.2.- Desarrollo de la Información de Antecedentes y Referencias de Experiencia del

Grupo Auditor ...57

4.2.4.3.- Revisión Detallada de la Documentación del Proyecto ...58

4.2.4.4.- Reuniones de Revisión del Proyecto...58

4.2.4.5.- Reconocimiento de Secciones de la Ruta del Ducto Seleccionadas...58

4.2.4.6.- Peligros Geológicos y sus Efectos en los Ductos...58

4.2.4.7.- Ingeniería de Ductos para Zonas con Desplazamiento de Suelo Permanente...63

4.2.5.- Resultados ...66

4.2.5.1.- Levantamiento Topográfico ...66

4.2.5.2.- Criterios de Selección de la Ruta ...67

4.2.5.3.- Criterios para la Clasificación de la Localización de Áreas...73

4.2.5.4.- Consideración de Accidentes Topográficos...74

4.2.5.5.- Estudios Geotécnicos y Estabilidad de Suelos...74

4.2.5.6.- Planimetría y Perfil Hidráulico...98

4.2.5.7.- Cruces Especiales...99

4.2.5.8.- Obras de Arte ...113

4.2.5.9.- Análisis de Esfuerzo (“Stress Analysis”) ...114

4.2.5.10.- Aplicación de Normas...122

4.2.5.11.- Cálculos Hidráulicos-Programa (Software) Utilizado ...124

4.2.5.12.- Cumplimiento del Título II del Anexo I del Reglamento de Transporte de

Hidrocarburos por Ductos...129

4.2.5.13.- Revisión de Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI´s) ...130

4.2.5.14.- Evaluación del Análisis de Riesgo...133

4.2.6.- Conclusiones...138

4.2.6.1. Observaciones y Conclusiones Sobre Peligros Geotécnicos. ...138

(4)

4.3.- Adquisiciones... 152

4.3.1.- Alcance Del Trabajo ...153

4.3.2.- Objetivos ...153

4.3.3.- Referencias ...153

4.3.4.- Secuencia...153

4.3.5.- Resultados ...153

4.3.5.1.- Revisión De La Documentación ...154

4.3.5.2.- Visitas a Campo ...159

4.3.6.- Conclusiones...160

4.3.7.- Recomendaciones...160

4.4.- Materiales y Equipos: Materiales Tubulares y Accesorios... 161

4.4.1.- Alcance Del Trabajo ...161

4.4.2.- Objetivos ...161

4.4.3.- Referencias ...162

4.4.4.- Secuencia...162

4.4.5.- Resultados ...162

4.4.5.1.- De la Revisión De La Documentación ...162

4.4.5.2.- Visitas a Campo ...169

4.4.6.- Conclusiones...170

4.4.7.- Recomendaciones...170

4.5.- Construcción de la Línea Principal... 171

4.5.1.- Verificación de la Ruta...171

4.5.1.1.- Alcance del Trabajo...171

4.5.1.2.- Objetivos...171

4.5.1.3.- Referencias ...171

4.5.1.4.- Secuencia...172

4.5.1.5.- Resultados...172

4.5.1.6.- Conclusiones ...172

4.5.1.7.- Recomendaciones...172

4.5.2.- Doblado de Tuberías...173

4.5.2.1.- Alcance del Trabajo...173

4.5.2.2.- Objetivos...173

4.5.2.3.- Referencias ...173

4.5.2.4.- Secuencia...173

4.5.2.5.- Resultados...174

4.5.2.6.- Trazabilidad de Curvas Inducidas...178

4.5.2.7.- Conclusiones ...178

4.5.2.8.- Recomendaciones...179

4.5.3.- Soldadura...179

4.5.3.1.- Alcance Del Trabajo ...179

4.5.3.2.- Objetivos...180

4.5.3.3.- Referencias ...180

4.5.3.4.- Secuencia...180

4.5.3.5.- Resultados...181

4.5.3.6.- Conclusiones ...211

4.5.3.7.- Recomendaciones...214

(5)

4.5.4.- Ensayos No Destructivos ...216

4.5.4.1.- Alcance del Trabajo...216

4.5.4.2.- Objetivos...216

4.5.4.3.- Referencias ...216

4.5.4.4.- Secuencia...216

4.5.4.5.- Resultados...217

4.5.4.6.- Evaluación Radiográfica realizada por GL...221

4.5.4.7.- Conclusiones ...224

4.5.4.8.- Recomendaciones...227

4.5.5.- Revestimiento Externo ...227

4.5.5.1.- Alcance del Trabajo...227

4.5.5.2.- Objetivos...228

4.5.5.3.- Referencias ...228

4.5.5.4.- Secuencia...228

4.5.5.5.- Resultados...229

4.5.5.6 Análisis de Corrosión...233

4.5.5.7.- Conclusiones ...239

4.5.5.8.- Recomendaciones...240

4.5.6.- Cruces de Carreteras y Vías de Ferrocarril ...240

4.5.6.1.- Alcance del Trabajo...241

4.5.6.2.- Objetivos...241

4.5.6.3.- Referencias ...241

4.5.6.4.- Secuencia...241

4.5.6.5.- Resultados...241

4.5.6.6.- Conclusiones ...244

4.5.6.7.- Recomendaciones...245

4.5.7.- Cruces de Ríos y Bofedales ...245

4.5.7.1.- Alcance del Trabajo...245

4.5.7.2.- Objetivos...246

4.5.7.3.- Referencias ...246

4.5.7.4.- Secuencia...246

4.5.7.5.- Resultados...246

4.5.7.6.- Conclusiones ...247

4.5.7.7.- Recomendaciones...247

4.5.8.- Cruces a Través de Túneles ...248

4.5.8.1.- Alcance del Trabajo...248

4.5.8.2.- Objetivos...248

4.5.8.3.- Referencias ...248

4.5.8.4.- Secuencia...248

4.5.8.5.- Resultados...249

4.5.8.6.- Conclusiones ...250

4.5.8.7.- Recomendaciones...250

4.5.9.- Cruces Aéreos...250

4.5.9.1.- Alcance del Trabajo...251

4.5.9.2.- Objetivos...251

4.5.9.3.- Referencias ...251

4.5.9.4.- Secuencia...251

(6)

4.5.9.6.- Conclusiones ...254

4.5.9.7.- Recomendaciones...254

4.5.10.- Pruebas Hidrostáticas ...254

4.5.10.1.- Alcance del Trabajo...255

4.5.10.2.- Objetivos...255

4.5.10.3.- Referencias ...255

4.5.10.4.- Secuencia...255

4.5.10.5.- Resultados...256

4.5.10.6.- Resumen de Fallas Detectadas durante la Realización de las Pruebas

Hidrostáticas...261

4.5.10.7.- Conclusiones ...264

4.5.10.8.- Recomendaciones...266

4.5.11.- Protección Catódica ...266

4.5.11.1.- Alcance del Trabajo...267

4.5.11.2.- Objetivos...267

4.5.11.3.- Referencias ...267

4.5.11.4.- Secuencia...268

4.5.11.5.- Resultados...268

4.5.11.6.- Conclusiones ...272

4.5.11.7.- Recomendaciones...273

4.5.12.- Instalaciones Eléctricas...274

4.5.12.1.- Alcance del Trabajo...274

4.5.12.2.- Objetivos...274

4.5.12.3.- Referencias ...274

4.5.12.4.- Secuencia...274

4.5.12.5.- Resultados...275

4.5.12.6.- Conclusiones ...278

4.5.12.7.- Recomendaciones...279

4.5.13.- Sistema Automático de Supervisión, Control y Monitoreo de Condiciones Operativos

(Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA))...279

4.5.13.1.- Alcance del Trabajo...280

4.5.13.2.- Objetivos...280

4.5.13.3.- Referencias ...280

4.5.13.4.- Secuencia...280

4.5.13.5.- Resultados...281

4.5.13.6.- Conclusiones ...282

4.5.13.7.- Recomendaciones...283

4.5.14.- Instalaciones Superficiales ...283

4.5.14.1.- Alcance del Trabajo...283

4.5.14.2.- Objetivos...283

4.5.14.3.- Referencias ...284

4.5.14.4.- Secuencia...284

4.5.14.5.- Resultados...285

4.5.14.6.- Conclusiones ...291

4.5.14.7.- Recomendaciones...292

4.5.15.- Estaciones de Medición...292

4.5.15.1.- Alcance del Trabajo...292

(7)

4.5.15.3.- Referencias ...293

4.5.15.4.- Secuencia...293

4.5.15.5.- Resultados...293

4.5.15.6.- Conclusiones ...294

4.5.15.7.- Recomendaciones...294

4.5.16.- Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos...295

4.5.16.1.- Alcance del Trabajo...295

4.5.16.2.- Objetivos...295

4.5.16.3.- Referencias ...296

4.5.16.4.- Secuencia...296

4.5.16.5.- Resultados...296

4.5.16.6.- Conclusiones ...298

4.5.16.7.- Recomendaciones...298

4.5.17.- Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión ...298

4.5.17.1.- Alcance del Trabajo...299

4.5.17.2.- Objetivos...299

4.5.17.3.- Referencias ...299

4.5.17.4.- Secuencia...299

4.5.17.5.- Resultados...299

4.5.17.6.- Conclusiones ...300

4.5.17.7.- Recomendaciones...300

4.5.18.- Control y Seguimiento de Adquisiciones ...300

4.5.18.1.- Alcance del Trabajo...301

4.5.18.2.- Objetivos...301

4.5.18.3.- Referencias ...301

4.5.18.4.- Secuencia...301

4.5.18.5.- Resultados...301

4.5.18.6.- Conclusiones ...302

4.5.18.7.- Recomendaciones...302

4.5.19.- Construcción de las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión...302

4.5.19.1.- Alcance del Trabajo...303

4.5.19.2.- Objetivos...303

4.5.19.3.- Referencias ...303

4.5.19.4.- Secuencia...303

4.5.19.5.- Resultados...304

4.5.19.6.- Conclusiones ...306

4.5.19.7.- Recomendaciones...307

4.5.20.- Precomisionado y Comisionado ...307

4.5.20.1.- Alcance del Trabajo...308

4.5.20.2.- Objetivos...309

4.5.20.3.- Referencias ...309

4.5.20.4.- Secuencia...309

4.5.20.5.- Resultados...310

4.5.20.6.- Conclusiones ...314

4.5.20.7.- Recomendaciones...314

4.6. - Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha... 316

(8)

4.6.2.- Objetivos ...317

4.6.3.- Referencias ...317

4.6.4.- Secuencia...317

4.6.5.- Resultados ...318

4.6.6.- Conclusiones...320

4.6.7.- Recomendaciones...320

4.7. - Operación y Mantenimiento ... 322

4.7.1.- Alcance del Trabajo...322

4.7.2.- Objetivos ...323

4.7.3.- Referencias ...323

4.7.4.- Secuencia...323

4.7.5.- Visita a Sitio (26 Febrero de 2007)...324

4.7.6.- Resultados ...329

4.7.7.- Conclusiones...340

4.7.8.- Recomendaciones...340

4.7.9.- Raspatubos Inteligentes...342

4.7.9.1.- Alcance de la Revisión ...342

4.7.9.2.- Requerimientos de la Normativa Peruana de Ductos...344

4.7.9.3.- Desempeño de las Corridas de Inspección ...345

4.7.9.4.- Tema especial: Detección de Defectos Tipo Grieta en las Soldaduras

Circunferenciales y Alrededores...357

4.7.9.5.- Resultados de la Inspección Geométrica ...359

4.7.9.6.- Distribución de Anomalías identificadas por inspección MFL ...360

4.7.9.7.- Evaluación de defectos en los informes de las corridas con Equipo Instrumentado

...367

4.7.9.8.- Resumen de Resultados de la Revisión de los Informes de Corridas con Equipo

Instrumentado...368

4.7.9.9.- Conclusiones ...369

4.8. - Accidentes ... 370

4.8.1.- Alcance del Trabajo...370

4.8.2.- Objetivos ...370

4.8.3.- Referencias ...370

4.8.4.- Secuencia...371

4.8.5.- Resultados ...371

4.8.6.- Precauciones que hubieran podido prevenir los Incidentes ...396

4.8.7.- Conclusiones...398

4.8.8.- Recomendaciones...399

4.8.9.- Incidente del 02 de Abril del 2007 ...399

4.8.9.1.- Antecedentes...399

4.8.9.2.- Visita realizada por el personal técnico de GLO al sitio reportado por la empresa

TGP ...400

4.8.9.3.- Participación en la Inspección Visual y con Partículas Magnéticas del tramo del

ducto fallado en el KP 125+487, en las instalaciones de City Gate de la empresa TGP ...402

4.8.9.4.- Análisis de la documentación proporcionada por la empresa TGP y cualquier otra

documentación relacionada con el incidente. ...403

(9)

4.8.9.5.- Evaluación del funcionamiento del Plan de Contingencias para las Emergencias en

el incidente ocurrido en el KP 125+500 y de las acciones de Mitigación y Correctivas

adoptadas por la empresa TGP...421

4.8.9.6.- Conclusiones finales que incluyen la opinión preliminar del incidente ocurrido

...421

4.8.9.7.- Recomendaciones:...422

5.- Cumplimiento de los Objetivos ... 424

6.- Conclusiones... 426

Anexos

Anexo I – Tablas y Figuras

Anexo II – Documentos Entregados por TGP

Anexo III – Hallazgos y Recomendaciones

Anexo IV - Evaluación Radiográfica GL

Anexo V - Fotografías de Visitas a Sitio

Anexo VI - Tuberías - Números de Colada y Resultados de Prueba

Anexo VII - Cálculos Independientes GL

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1.- Introducción

Como parte del desarrollo energético mundial, la demanda de hidrocarburos, entre los cuales se viene incrementando el consumo del Gas Natural y el aprovechamiento de los productos derivados conocidos como Líquidos de Gas Natural, así como otros, y la gran expectativa que está teniendo Perú en este rubro en los últimos años, aunado a los acontecimientos de localización de yacimientos que están permitiendo más exploración y producción, así como la necesidad del transporte de los mismos, ha llevado a establecer mecanismos que permitan esta actividad, el transporte de hidrocarburos, dentro de un marco normativo que contemple diseñar, construir y operar estos sistemas cumpliendo con los marcos regulatorios del estado, los códigos, normas y especificaciones, así como las prácticas de ingeniería recomendadas y la aplicación de tecnología de punta, así como los nuevos conceptos en el desarrollo de los sistemas de transporte de hidrocarburos como son el “Estado del Arte”, la “Integridad Mecánica”, etc., enfoques actuales que buscan la conceptualización de origen, la construcción, la operación y el mantenimiento, con la finalidad de que prevalezca la seguridad y confiabilidad operativa de cualquier sistema.

Así, nace un proyecto de desarrollo que finalmente se le conoce como el “Proyecto Camisea”, consistente, en una fase inicial, de la construcción de dos sistemas de transporte de hidrocarburos a través de ductos paralelos, uno de ellos para el transporte del Gas Natural y el otro para el transporte de Líquidos de Gas Natural, como consecuencia de la confirmación de producción de uno de los yacimientos ubicados en la zona de la selva amazónica del Perú, convirtiéndose en uno de los proyectos más relevantes, de las últimas décadas en el Perú, con las mayores expectativas en el orden energético y económico.

Para lo anterior, el Gobierno Peruano, a través del Ministerio de Energía y Minas (MEM), establece los mecanismos de concesión para la realización del Proyecto Camisea, el cual se rige originalmente, bajo el aspecto contractual por los siguientes documentos:

• Contrato de Licencia para Explotación de Hidrocarburos – Lote 88

• Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate” • Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos de Camisea a la

Costa”

Los contratos de la concesión de transporte fueron asignados, después de cumplir con todos los lineamientos regulatorios del Estado Peruano a la empresa Transportadora de Gas del Perú, SA (TGP), empresa peruana con socios locales e internacionales, como son: Hunt Oil, Pluspetrol, Suez-Tractebel, SK Corp, Sonatrach, Graña & Montero y Tecgas, para efecto de llevar a cabo el desarrollo del Proyecto Camisea, abarcando todas las fases: diseño, construcción, operación y mantenimiento.

Dichos documentos establecen el marco regulatorio, básico, bajo el cual se debe dar cumplimiento al total desarrollo del proyecto, considerando para ello los compromisos de entrega de productos provenientes del área de producción de los productos a transportar, sus propiedades y características, la demanda de solicitantes y los lugares de entrega o recepción de los usuarios finales para su uso o venta a terceros o consumidores finales. Siendo necesario contemplar todas las fases en cada uno de lo sistemas; es decir: Conocer el lineamiento técnico del usuario que establezca en él las Bases de Ingeniería, el desarrollo de los conceptos de Ingeniería (elaborar los respectivos estudios de ruta, análisis de impacto, clasificación de áreas con riesgo, memorias de cálculos, especificaciones propias del proyecto, dibujos y planos de cada una de las áreas que se involucran en una obra de esta índole), proceder a la adquisición de equipos y materiales en base a una ingeniería ya aprobada, llevar a cabo la construcción (dando cumplimiento a todas y cada una de las fases establecidas en los códigos, especificaciones y normas, nacionales e internacionales, aplicables, así como las mejores prácticas recomendadas), realizar todas las actividades previas a la operación (considerando las pruebas hidrostáticas, de funcionamiento, etc.), la puesta en marcha (debiéndose cubrir los protocolos de

(11)

verificación previa y de mantener a los sistemas operando por un período mínimo), la operación continua (en base a la capacidad máxima establecida y la demanda del servicio en función de las órdenes de compra) y el mantenimiento permanente (durante el tiempo que dure la concesión y la posible ampliación del período de operación), considerando la aplicación de la tecnología de punta para este fin y proveer la mayor seguridad y mantener la confiabilidad operativa durante la vida útil de los sistemas de transporte.

Tal como estaba programado, los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, del Proyecto Camisea, se pusieron en operación el 20 de agosto del 2004, iniciándose la operación comercial en Septiembre del mismo año.

Sin embargo, desde el inicio de la operación comercial hasta la fecha, han sucedido seis accidentes en el ducto de transporte de líquidos, incluyendo el ultimo incidente del día 2 de Abril del 2007, generando la protesta de los diferentes estratos de la sociedad peruana, así como grupos e intereses internacionales, dando lugar a que el Gobierno Peruano estableciera la necesidad de convocar y contratar la “Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea”, la cual corresponde al concepto de una auditoría técnica, cuya finalidad es detectar las condiciones conformes o de cumplimiento con los respectivos marcos técnicos, reglamentos y especificaciones aplicables, así como las Mejores Prácticas de Ingeniería Recomendadas y en caso de detectar un incumplimiento, omisión o violación obvia a las mismas, reportarlo como un hallazgo.

Es importante hacer notar que, en todos los casos de los accidentes, las fallas se hayan localizado en el ducto de líquidos de gas natural.

Por las características de los Sistemas de Transporte y los objetivos de la Auditoría Integral, de carácter técnico, se consideró que la misma tenía que ser de carácter independiente e internacional. Así, mediante Decreto Supremo N° 010-2006-PCM, publicado el 8 de marzo del 2006, se dispuso que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) realizara la contratación de la “Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea”.

Posteriormente, por razones propias de la actividad, mediante el Decreto Supremo N° 017-2006-PCM, publicado el 06 de abril del 2006, se modificó el Artículo 1° del Decreto Supremo N° 010-2006-PCM,

disponiéndose que fuera el MEM el que procediera a la contratación de dicha Auditoría Integral con cargo a los recursos comprometidos por la empresa operadora de los Sistemas de Transporte, lo cual se procedió a ejecutar de esa manera, teniéndose que cumplir con todos los mecanismos de convocatoria que requería un proyecto de esta naturaleza.

Por lo que, tomando en consideración lo descrito en los puntos anteriores, y después de haber seguido el protocolo de contratación, consistente en la Licitación Internacional, bajo la modalidad de Invitación de cuando menos a tres participantes, el Ministerio de Energía y Minas del Perú (MEM), concedió a Germanischer Lloyd Perú, S.A.C. y a Lloyd Germánico de México, S. de R.L. de C.V., de aquí en adelante denominados como un solo con las iniciales GL, luego de haber ganado la licitación respectiva, la realización de la Auditoria Integral del Sistema de Transporte de gas natural, por ductos del proyecto

CAMISEA. El mencionado proyecto fue desarrollado en el Perú desde el mes de Octubre 2006 hasta el mes de Octubre 2007.

La auditoría incluye una revisión extensiva documental, con un análisis de ingeniería de los aspectos correspondientes a la seguridad técnica, visitas a sitio, consistentes en visitas de inspección del “Derecho de Vía” de los ductos e instalaciones importantes que conforman el Sistema de Ductos, reuniones de talleres técnicos de trabajo, así como entrevistas del personal clave de los Operadores y Contratistas del Sistema de Ductos Camisea, todo lo anterior analizado y plasmado en el Reporte Final Completo y Reporte Ejecutivo al leal saber y entender de Lloyd Germánico de México, S. de R.L. de C.V. y de Germanischer Lloyd Perú, S.A.C.

(12)

Debido a que no es parte de nuestro alcance contractual, GL no tiene el conocimiento directo de las

condiciones del sub-suelo, ni puede ofrecer garantías en relación a las mismas, así como de las condiciones que no haya podido ver, de la construcción o de la información contenida en los documentos entregados o que no han sido revisadas por no pertenecer al alcance de la auditoría.

Los comentarios emitidos en relación a la construcción, misma que no fue atestiguada por GL, o bien los comentarios emitidos sobre las condiciones del subsuelo, están en conformidad con los estándares actuales de la práctica profesional de ingeniería y geología.

Extensiones para el proyecto original:

A solicitud del cliente el proyecto se ha extendió dos veces por las siguientes razones:

• La primera extensión consistente en 28 días debido al requerimiento para incluir el sexto accidente que ocurrio el 02 de Abrill del 2007 y para revisar la información adicional que fue suministrada en la última etapa del proyecto.

• Segunda extensión consistente en 60 dias para revisar la información adicional presentada por el auditado despues del 20 de Junio del 2007.

EL propósito de ambas extensiones fue tomar encuenta toda la información facilitada y disponible, de modo que la auditoría refleje verdaderamente la condicion de cada fase del proyecto.

1.1.- Descripción del Proyecto Camisea

Bajo las consideraciones anteriores se planeó y realizó el Proyecto Camisea, constituido actualmente por dos Sistemas de Transporte, uno de Gas Natural y el otro de Líquidos de Gas Natural, considerando como parte del Proyecto los mismos ductos y todas las instalaciones pertinentes a ellos, como son: Estaciones de bombeo, de regulación de presión y de sistemas de medición. Con el desarrollo de una ingeniería que contempló la necesidad de construirlos en secciones, por lo que forman parte del sistema las partes aéreas de lanzadores y receptores de equipo de limpieza e inspección y sus interconexiones a las partes descritas anteriormente. Los ductos corren paralelos desde el campo de explotación en la selva, Planta Malvinas, compartiendo el Derecho de Vía (DDV) hacia la costa hasta el punto correspondiente al KP 520+240, aproximadamente, en Pisco, desde donde continua el ducto de líquidos, terminando en la Terminal Lobería, y, a partir de tal punto, continúa, en otro DDV, sólo el ducto de gas natural hasta el sitio denominado City Gate Lurín, en el Distrito Lurín, Provincia Lima, Departamento Lima, en Perú.

El ducto de gas tiene una longitud de 730 Km. y el ducto de líquidos tiene una longitud de 560 Km., ambos ductos inician su recorrido en la cuenca Amazónica del Río Urubamba, en el distrito de Echarati, provincia de la Convención, departamento de Cusco, atravesando parte de la Amazonía Peruana y la Cordillera de los Andes (hasta una altura de 4,800 metros sobre el nivel del mar (msnm)), descendiendo, ambos,hasta la localidad de Humay, bifurcándose para llegar, el ducto de LGN a la Costa del Océano Pacífico, a la Planta de

Fraccionamiento de Pisco, y el ducto de GN con dirección y finalizando en el Punto de Entrega en el sitio denominado City Gate Lurín, a unos 35 Km. al sur de la ciudad de Lima. Las Figuras 1.1.1, 1.1.2 y 1.1.3 muestran un mapa y representación esquemática de ambos ductos.

Los contratos, para su ejecución, fueron firmados el 09 de Diciembre del 2000 entre el Estado Peruano y TGP, las cláusulas de construcción establecían un período de 44 meses, a partir de la firma de los mismos, con las correspondientes penalidades si se excedía el plazo; por lo que, tal y como estaba programado, los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, del Proyecto Camisea, se pusieron en operación el 20 de agosto del 2004.

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Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas 13 / 428 Figura 1.1.1 - Mapa del trazo del Gas Natural y de Líquidos de Gas Natural

Figura 1.1.2 - Representación Esquemática del Ducto de Gas Natural

210 Km en 32” 310 Km en 24” 210 Km en 18” Estación de Bombeo # 2 Estación de Trampas # 4 Estación de Recepción Lurín Estación Malvinas

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Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas 14 / 428 Figura 1.1. 3 - Representación Esquemática del Ducto de Líquidos de Gas Natural

1.2.- Descripción del Sistema de Gas Natural

El ducto de GN empieza en su construcción desde el punto denominado Camisea, en la Estación Malvinas, con una trayectoria inicial hacia el Sur en 90 Km. y, posteriormente, hacia el Suroeste en 421 Km., hasta un punto de derivación cercano a Humay, resultando en 521 Km. de longitud aproximada, luego tiene una trayectoria al Noroeste en 111 Km., paralelo a la costa occidental, hasta Lurín, en las cercanías de la Ciudad de Lima, para una longitud total aproximada de 732 Km., teniendo una trayectoria inicial sobre la sección denominada Selva, en 210 Km., posteriormente sobre una sección denominada Sierra, en 310 Km., y una última sección denominada Costa, en 210 Km. El gasoducto tiene una sección de 210 Km. en 32 pulgadas de diámetro, una sección de 310 Km. en 24 pulgadas de diámetro, y 210 Km. en 18 pulgadas de diámetro. Pensando en las expansiones e incremento de producto en el futuro, la primera sección del ducto se diseñó con 32” de diámetro nominal (DN), la segunda sección en 24” de DN y la última en 18” de DN, estas dos últimas van a requerir ductos paralelos (loops) para soportar las expansiones e incrementos en un futuro, así como una estación de compresión.

De acuerdo con los Términos de Referencia del contrato de la “Auditoría Integral”, el alcance de los trabajos de este ducto comprende desde el punto de Entrega de GN en la Estación Malvinas (Km. 0.0), con el Lanzador de Equipo de Limpieza (Raspatubos) y hasta la Recepción de Gas en Lurín (Km. 732.3), con el Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos).

La capacidad inicial del ducto, por diseño, es de 6.1 MMSCMD (215 MMSCFD), para estos caudales no resulta actualmente necesario instalar “loops” y estaciones de compresión. Cuando se den los

455 Km en 14” 105 Km en 10” Estación Malvinas Terminal Lobería Estación de Regulación # 1

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incrementos importantes de demanda, este ducto podrá transportar hasta 33.4 MMSCMD (1179 MMSCFD), para lo cual deberá construir “loops” en 30”de DN, paralelo al de 24” de DN, en la zona de montaña, y de 20” de DN paralelo al actual de 18” de DN, sobre la costa, además de una estación de compresión intermedia.

1.2.1.- Características del Ducto

El ducto fue diseñado bajo el código ASME B31.8, estableciéndose como material de construcción, para el total de la línea, la especificación API 5L X Grado 70 y el nivel de producto como PSL2. La tubería, para efecto de la protección anticorrosiva y mecánica, debería ser recubierta con un revestimiento de Polietileno Tricapa, con un espesor de 3.2 mm para la sección de 32” de diámetro nominal (DN), de 2.5 mm para la sección de 24” de DN y de 2.2 mm para la sección de 18” de DN; así mismo, para cumplir con la condición de tubería enterrada, dependiendo de las características del suelo, se estableció una tapada mínima de 1 m, además de la instalación de un sistema de

Protección Catódica externa por medio de corriente impresa en el ducto y ánodos de sacrificio en las instalaciones superficiales.

Para efecto de construcción, se tiene el siguiente resumen de diámetros y espesores instalados:

Tramo de la Línea DN

(Pulgadas) Espesor (Pulgadas)

Desde la entrega del GN en la Estación Malvinas (KP 0) y hasta la Estación de Recibo de Equipo de Limpieza (Raspatubos) (KP

211) 32 0.625 y 0.688

Desde la Estación de Envío de Equipo de Limpieza (KP 211) hasta la Estación de Recibo de Equipo de Limpieza, punto de

Derivación (KP 521) 24

0.438, 0.469, 0.500, 0.562, 0.625, 0.688 y 0.750

Desde la Estación de Envío de Equipo de Limpieza, punto de Derivación (KP 521) hasta la Estación de Recepción de GN en

Lurín (KP 732) 18

0.406, 0.469, 0.500, 0.562 y 0.625

Tabla 1.2.1.1 – Diámetros y Espesores Instalados – Ducto de Gas Natural

Por otra parte, se establecieron las siguientes Clases de Localización, según la ruta seleccionada y de acuerdo al Código ASME B31.8, con los siguientes factores:

Clase de Localización Factor de Diseño Clase 1 División 2 0.72

Clase 2 0.60

Clase 3 0.50

Tabla 1.2.1.2 – Clases de Localización

1.2.2.- Propiedades del Producto Transportado

a) Propiedades del GN

Las propiedades del GN que sirvieron de referencia para efecto de la realización del diseño de la línea y sus instalaciones se muestran en la tabla1 del Anexo I.

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b) Temperatura del Ambiente y del Suelo

Debido a que la ruta seleccionada del ducto atraviesa tres áreas, como son: La Selva, la Cordillera de los Andes y la Costa, las cuales tienen condiciones climáticas diferentes, se consideraron, para efecto del diseño, las siguientes temperaturas máximas y mínimas:

Áreas Temperatura del

Ambiente Máximo (°C) Temperatura del Ambiente Mínimo (°C) Temperatura del Suelo Máximo (°C) Temperatura del Suelo Mínimo (°C) Selva 35 15 25 17 Sierra 20 -5 12 0 Costa 30 10 11 12

Tabla 1.2.2.1 – Temperaturas del Ambiente y Suelo.

1.2.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de GN

El ducto, en su longitud total, además de las secciones de tubería, está constituido, en las partes superficiales y como complemento del mismo, de la siguiente manera:

¾ Entrega de GN en la Estación Malvinas (Km. 0.0) • Lanzador del equipo de limpieza (Raspatubos) ¾ Instalación de Raspatubos GSF-1 (Km. 211.4)

¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Lanzador del equipo de limpieza ¾ Instalación de Raspatubos GSF-2 (Km. 338.21)

¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Lanzador del equipo de limpieza

¾ Estación de Control de Presión PCS (Km. 472.21) ¾ Receptor del equipo de limpieza

¾ Estación de Control de Presión de Gas ¾ Lanzador del equipo de limpieza ¾ Instalación de Raspatubos GSF-4 (Km. 521.43)

¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Lanzador del equipo de limpieza ¾ Recepción de Gas en Lurín LGR (Km. 732.3)

¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Filtros separadores

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¾ Estación de Medición de Gas Natural ¾ Válvulas de Bloqueo de Línea Principal

¾ El ducto de GN cuenta con 22 válvulas esféricas de paso total, con un sistema de actuadores a base de gas, estas válvulas son de cuerpo soldable y en tal condición quedaron instalados a lo largo de la línea. La tabla 2 en el Anexo I muestra la identificación y localización de dichas válvulas.

La ubicación de las válvulas de bloqueo principal quedó definida tomando en cuenta la ruta final de la línea, la posibilidad de acceso y el criterio de localización de acuerdo con ASME B31.8, en donde la Clase 1 División 2 es la predominante, por lo que la separación entre válvulas es, en la mayoría de los casos, de 32.2 Km. El gas de alimentación para los actuadores de las válvulas de bloqueo de la línea principal es provisto del mismo ducto.

1.3.- Descripción del Sistema de Líquidos de Gas Natural

El ducto de LGN corre paralelo al ducto de GN desde la Planta Malvinas hasta el Punto de Derivación de Humay, de ahí se dirige hasta Playa Lobería ubicada en la bahía de Paracas en la costa occidental en el Océano Pacífico. El sistema consta de 561 Km. de ducto, transportando los Líquidos del Gas Natural desde el Punto de Recepción en la Planta de Malvinas hasta el Punto de Entrega, Planta Fraccionadora de

PlusPetrol. El ducto de líquidos tiene un primer tramo de 455 Km. en tubería de 14 pulgadas de diámetro exterior, y un segundo tramo de 105 Km. en 10.75 pulgadas de diámetro exterior.

De acuerdo con los Términos de Referencia del contrato de la “Auditoría Integral”, el alcance de los trabajos de este ducto comprende desde el punto de la Estación de Bombeo # 1 o PS#1 (Km. 0.0), con el Patín de Medición, dos Bombas en la Línea Principal, una Línea de Recirculación y el Lanzador de Equipo de Limpieza (Raspatubos) y hasta la Estación Reductora de Presión #3 o PRS#3, con el Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos).

El diseño hidráulico consideró un margen de por lo menos 1.5 bar entre la Presión de Operación mínima y el punto de flasheo para evitar el flasheo/separación (la conversión de líquido a gas) de la columna durante las condiciones de estado estacionario.

1.3.1.- Características del Ducto

El ducto fue diseñado bajo el código ASME B31.4, estableciéndose como material de construcción, para el total de la línea, la especificación API 5L X70; la tubería, para efecto de la protección anticorrosiva y mecánica, debería ser recubierta con un revestimiento de Polietileno, con un espesor de 2.2 mm para la sección de 14” de DN y de 2.0 mm para la sección de 10” de DN; así mismo, para cumplir con la condición de tubería enterrada, dependiendo de las características del suelo, se estableció una tapada mínima de 1 m, además de la instalación de un sistema de Protección Catódica externa por medio de corriente impresa en el ducto y ánodos de sacrificio en las instalaciones superficiales. Para efecto de construcción, se tiene el siguiente resumen de diámetros y espesores instalados:

Tramo de la Línea _(pulgadas)DN Espesor (pulgadas)

(18)

Tramo de la Línea _(pulgadas)DN Espesor (pulgadas)

De PS-2 a PS-3 14” 0.219, 0.25, 0.281, 0.312, 0.344, 0.375 y 0.438 De PS-3 a PS-4 14” 0.219 y 0.281

De PS-4 a PRS-1 14” 0.219, 0.25, 0.281, 0.312, 0.344, 0.375, 0.438 y 0.469 De PRS-1 a PRS-2 10” 0.219 y 0.25

De PRS-2 a PRS-3 10” 0.219 y 0.25

Tabla 1.3.1.1 – Diámetros y Espesores Instalados – Ducto de Líquidos de Gas Natural

1.3.2.- Propiedades del Producto Transportado

Para efecto del desarrollo del Proyecto Camisea, se debió contar con la composición del producto a transportar, de acuerdo con lo siguiente:

a) Propiedades del LGN Normal y de Alta Densidad

Las propiedades del LGN, en sus condiciones de LGN normal y de alta densidad, que sirvieron de referencia para efecto de la realización del diseño de la línea y sus instalaciones son las indicadas en las tablas 3 y 4 del Anexo I.

b) Temperatura del Ambiente y del Suelo

Debido a que la ruta seleccionada del ducto a traviesa tres áreas, como son: La Selva, la Cordillera de los Andes y la Costa, las cuales tienen condiciones climáticas diferentes, se consideraron, para efecto del diseño, las temperaturas ambiente y de suelo indicadas anteriormente para el ducto de Gas Natural.

1.3.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de LGN

El ducto, en su longitud total, además de las secciones de tubería, está constituido en las partes superficiales y como complemento del mismo de la siguiente manera:

¾ Estación de Bombeo #1 (PS#1) (Km. 0.0)

¾ Patín de Medición para la transferencia de custodia de LGN y un probador de medición.

¾ Dos bombas en la línea principal de LGN impulsadas con motores de combustión interna a base de gas natural.

¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador, que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba.

¾ El Lanzador de Equipos de Limpieza e inspección (Raspatubos). ¾ Estación de Bombeo #2 (PS#2) (Km. 109.55)

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¾ Dos bombas en la línea principal de LGN impulsadas con motores de combustión interna a gas natural.

¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba.

¾ El Lanzador de Equipos de Limpieza e inspección (Raspatubos). ¾ Estación de Bombeo #3 (PS#3) (Km. 210.75)

¾ El Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos)

¾ Dos bombas en la línea principal de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba.

¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba.

¾ El Lanzador de Equipos de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Estación de Bombeo #4 (PS#4) (Km. 227.13)

¾ El Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos)

¾ Dos bombas en la línea principal de LGN impulsadas con motores de combustión interna a gas natural.

¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un mínimo flujo continuo a la bomba.

¾ El Lanzador de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos)

¾ Estación de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) #1 (ST#1) ( Km. 338.21) ¾ El Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos)

¾ El Lanzador de Equipo de Limpieza (Raspatubos) ¾ Estación Reductora de Presión #1 (PRS#1) (KM 454.5)

¾ El Receptor de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos)

¾ Dos tramos paralelos, cada tramo consta de una válvula de control de presión y sus correspondientes válvulas de bloqueo.

¾ Lanzador de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Estación Reductora de Presión #2 (PRS#2) (Km. 472.21)

¾ El Receptor de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos)

¾ Lanzador de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Estación Reductora de Presión #3 (PRS#3) (Km. 561)

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¾ Válvulas de Bloqueo de la Línea Principal y Otras Instalaciones

¾ El ducto de LGN cuenta con 19 válvulas de bloqueo en la línea principal, instaladas a lo largo del ducto para aislar el sistema en caso de daño o detección de fuga del producto transportado. Las mismas fueron instaladas en el lado aguas arriba de los cruces de ríos principales y como complemento se instalaron algunas válvulas check en el lado aguas abajo, según lo indicado en la tabla 5 del Anexo I.

En cada estación de bombeo se instaló un sistema de drenaje cerrado con la finalidad de recolectar todos los posibles drenes en un sumidero subterráneo (K.O. Drum) y derivar los vapores al quemador o antorcha.

(21)

2.- Antecedentes

Los principales antecedentes, asociados a la realización de la Auditoría, se pueden dividir en dos grupos de eventos, en los cuales se reflejan fallas que fueron ocurriendo conforme a las etapas de ejecución de cada una de las fases en las que se realizó el Proyecto Camisea, así tenemos:

a) Un primer grupo, son los eventos ocurridos durante el diseño, la etapa de la construcción y las pruebas del Sistema de Trasporte de GN y LGN. Los principales eventos son:

• Fallas ocurridas durante las pruebas hidráulicas:

De acuerdo con la información proporcionada, las pruebas hidráulicas se realizaron por secciones; es decir, la longitud total de cada ducto fue dividida en tramos para efecto de probar su hermeticidad, lo cual dependió del diseño, las condiciones de la ruta de la línea, las presiones máximas y mínimas consideradas a través del perfil hidráulico, los espesores determinados en los cálculos de ingeniería, la problemática de obtención del volumen de agua para las mismas pruebas, etc. Durante esa fase y según la información proporcionada se produjeron fallas durante la ejecución de las pruebas de los siguientes tramos:

Tramo Línea o Ducto Probado DN (pulgadas) Ubicación (KP)

Sección 1 Líquidos de Gas Natural 14” 9+906

Sección 16B Líquidos de Gas Natural 14” 171

Sección 16B Líquidos de Gas Natural 14” 170

Sección 21 Líquidos de Gas Natural 14” 210

Sección 61 Gas Natural 24” 388

Tabla 2.1 – Fallas durante Pruebas Hidrostáticas

• Deslizamiento de talud en KP 200+770 - Banca de Toccate

El 26 de febrero de 2004, previo a la etapa de puesta en marcha de los Sistemas de Transporte, se produjo un deslizamiento de la banca y el desplazamiento de un tramo de las líneas de GN y LGN, dejando las tuberías al descubierto.

• Variantes importantes del derecho de vía

Se reportó, que debido a diferentes condiciones durante la construcción, se realizaron algunas modificaciones a la ruta original elegida, dando lugar a la denominación de variantes, las cuales corresponden a las siguientes identificaciones y puntos de referencia:

Identificación Longitud de la Variante Ubicación (KP)

Variante de Sabogal 300 m 204

Variante de Pacobamba 37 Km., con dos túneles, uno de 350 m y otro de 270 m 180

Variante de Acocro 2 Km. 263

Variante de Río Pisco 53 Km. 468

Variante de Cañete 20 Km. 603

Variante de Chilca 116 Km 520

(22)

b) Un segundo grupo de eventos ocurre en la fase de operación, la cual tuvo inicio el 20 de Agosto del 2004; sin embargo, desde esa fecha y a la actual, han sucedido seis accidentes en el ducto de transporte de líquidos, los cuales corresponden en orden cronológico a los siguientes:

No. Descripción y Lugar del Incidente Fecha

1 Fuga detectada en el KP 8+850. Rotura parcial sobre la sección inferior del tubo en la junta identificada como 8/66R1, a la orilla del cordón de soldadura en la corona

22/Dic/2004 2 Fuga detectada en el KP 222+500. Rotura parcial sobre la sección inferior del tubo en

soldadura de cierre identificada como T65N, a la orilla del cordón de soldadura en el fondeo o raíz y propagándose a través del material de aporte hasta la corona

29/Ago/2005 3 Fuga detectada en el KP 200+750. Entre una sección de curva inducida y una sección

normal del ducto, fallando la sección de espesor más delgado en su totalidad y sobre el material base de dicha sección,

16/Sep/2005 4 Fuga detectada en el KP 50+900. Rotura parcial sobre una sección del ducto, en el

metal base, por daño mecánico, la sección del ducto se localiza en el lecho de un cruce de un afluente al Río Paratori

24/Nov/2005 5 Fuga detectada en el KP 126+950. Rotura total en la sección de la línea en la junta

identificada como 119/81, con acumulación de producto y formación de gases que se encienden y provocan explosión.

04/Mar/2006 6 Fuga detectada en el KP 125 +487. Arruga ocurrida en el material base. 02/Abr/2007 Tabla 2.3 – Incidentes ocurridos durante la Operación

Lo anterior, con excepción del último evento, dio a lugar a que el Gobierno Peruano estableciera la necesidad de convocar y contratar la realización de una “Auditoría Integral a los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea”.

2.1.- Alcance de la Auditoría Integral

El alcance de los trabajos realizados por parte de los esecialistas de GL para cumplir con el desarrollo de la Auditoría Integral, de acuerdo con la Parte IV Descripción de la Auditoría del concurso público No. 002-2006-CAH, Segunda Convocatoria, en sus “Términos de Referencia para la Contratación de una Empresa para la

Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea”,

fueron:

La evaluación de ambos sistemas de transporte (Sistema de Transporte de Gas Natural y Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural), mediante:

• La revisión de la documentación del Proyecto Camisea, que incluya los diseños, el proceso constructivo, las pruebas previas a su puesta en operación y las fallas ocurridas.

• Realización de verificaciones y análisis en campo de las instalaciones existentes y de las condiciones del terreno

• Verificación de las condiciones operativas actuales del objeto de la auditoría. Pruebas y análisis de las condiciones operativas actuales.

La Auditoría Integral involucra todo lo concerniente al diseño, la adqusición de materiales y componenetes, la construcción, la operación y el mantenimiento, además del control y el análisis de los accidentes ocurridos. Dentro de estas fases se incuye la fabricación, manipuleo, transporte e instalación de los materiales y componentes, calificación del personal, procedimientos, pruebas, precomisionado y comisionado.

(23)

2.1.1.- Límites de batería

Los límites de batería o los límites físicos de GL, para la realización de la Auditoría Integral, de cada uno de los ductos son los siguientes:

a) Ducto de Líquidos de Gas Natural

Desde la Estación de Bombeo # 1 (PS#1), incluyendo la instalación superficial del Lanzador de equipo limpieza (raspatubos) en el Km 0.0, en la Estación Malvinas hasta la Estación Reductora de Presión # 3 (PRS#3), incluyendo la instalación superficial del Receptor de equipo de limpieza (raspatubos) en el Km 561.

b) Ducto de Gas Natural

Desde la entrega de GN en la Estación Malvinas (Km 0.0), incluyendo la instalación superficial del Lanzador de equipo limpieza (raspatubos) hasta la recepción de GN en Lurín (Km 732.3), incluyendo la instalación superficial del Receptor de equipo de limpieza (raspatubos), los filtros separadores y la Estación de Medición de GN.

2.2.- Objetivos de la Auditoría Integral

Al ir desarrollando las diferentes actividades, de cada uno de los auditores en las especialidades necesarias, se pretendió ir cubriendo cada una de las fases de verificación con relación al diseño, construcción,

operación, mantenimiento, control y el análisis de los accidentes ocurridos, considerando la fabricación, manipuleo, transporte e instalación de los materiales, calificación del personal, procedimientos, pruebas, precomisionado y comisionado, los cuales van a llevar al análisis y conclusión de los siguientes objetivos específicos declarados en los “Términos de Referencia para la Contratación de una Empresa para la

Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea”, los

cuales son:

• Determinar si el diseño de los Ductos del Sistema de Transporte Camisea ha sido realizado de manera adecuada y de acuerdo a los Contratos BOOT que tiene suscritos TGP así como el

cumplimiento con las normas y estándares establecidos para este tipo de instalaciones, señalando y puntualizando las deficiencias encontradas y/o los incumplimientos al contrato, normas y estándares en que se hubiera incurrido.

• Determinar si la construcción de los Sistemas de Transporte de Camisea ha sido efectuada de acuerdo al diseño, normas y las buenas prácticas de ingeniería, de modo que garanticen una instalación segura y confiable, verificando que las modificaciones de la obra fueron justificadas; señalando y puntualizando los incumplimientos a las normas y las deficiencias encontradas. • Determinar si los Sistemas de Transporte de Camisea cuentan con los sistemas de control y

seguridad adecuados, que garanticen una operación eficiente, segura y confiable, de acuerdo a los Contratos BOOT, así como a las normas y estándares establecidos para este tipo de instalaciones, señalando y puntualizando las deficiencias encontradas y/o los incumplimientos al contrato, normas y estándares en que se hubiera incurrido.

Adicionalmente y luego de la entrega de documentos por parte de TGP en fechas posteriores al período programado de recepción y próximos a la fase de elaboración del Reporte Preliminar de la Auditoría, por parte de TGP, y de la detección del nuevo incidente en el KP 125+487, ocurrido el día 02 de Abril del 2007,

(24)

se establece una Adenda de Ampliación al Contrato de la Auditoría Integral, en la que se incluye alcances adicionales:

• La revisión de los documentos entregados, por parte de TGP, en el período del 01 al 21 de Marzo del 2007,

• Un reporte sobre el incidente de la fuga detectada en el KP 125+487, ocurrido el día 02 de Abril del 2007.

Con lo cual, se procedió y se elaboró el Reporte Preliminar Final en su Revisión 0, mismo que fue entregado al MEM el día 31 de Mayo del 2007.

Posteriormente, como resultado de la entrega del Reporte Preliminar Final y en cumplimiento de los Términos de Referencia, la COMISION realiza la revisión del reporte.

TGP presenta documentación de soporte o descargo de los hallazgos determinados de origen, soportes que no habían sido entregados con anterioridad, por lo que se solicita a GL su evaluación; por lo que el MEM establece una ampliación al plazo, dando lugar a una Segunda Adenda, la que tiene como objetivo el evaluar la nueva documentación. :

2.3.- Documentos de Referencia

Los documentos de referencia aplicables, para el desarrollo de la Auditoría Integral, están organizados en función a los documentos contractuales entre TGP y el Gobierno Peruano, las leyes o reglamentos aplicables del Gobierno Peruano, los contratos de diseño, procura y construcción entre TGP y TECHINT S.A.C.

(TECHINT) y en la operación y el mantenimiento con la empresa Compañía Operadora de Gas del Amazonas, S.A.C. (COGA), los códigos, normas, especificaciones nacionales, y, en caso de no existir las nacionales, las internacionales y las mejores prácticas de ingeniería recomendadas, aplicables bajo el concepto del diseño, construcción, operación y mantenimiento de sistemas de transporte por ductos de hidrocarburos, así como el contrato entre GL y el MEM, incluyendo sus sistemas de análisis y procedimientos, de los cuales se hace mención a continuación:

a) Documentos Contractuales y Leyes o Reglamentos aplicables en el Perú y Documentos de Referencia del Proyecto Camisea, entregados por el MEM:

• Texto Único Ordenado de la Ley No. 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, • Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, Ley No. 27133, • Reglamento de Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural,

• Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos,

• Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, • Contrato de Licencia para Explotación de Hidrocarburos – Lote 88

• Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate” • Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos de Camisea a la

Costa”

• Procedimientos Técnicos y Operativos del MEM

• Documentos de referencia que han sido entregada por el MEM, a través de la propia TGP,

referentes al Proyecto Camisea, abarcando todas las fases descritas, incluyendo las fallas ocurridas y que sirven de soporte en el desarrollo de las actividades de la Auditoría Integral.

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b) Contratos entre TGP y TECHINT:

• Contrato de Diseño, Procura y Construcción, Site Construction Agreement • Contrato de Diseño, Procura y Construcción, Umbrella Agreement

c) Códigos, Normas, Especificaciones y Prácticas Recomendadas, las cuales se indican en la tabla 6 del Anexo I.

d) Contrato y Documentos aplicables de GL:

• Concurso Público Internacional No. 002-2006-CAH, Segunda Convocatoria

• Cotización de Servicios de GLP-GLM, propuesta técnica y económica hacia el MEM. • Resolución Ministerial No. 468-2006-MEM/DM.

• Manual de Calidad de GLO, en su edición vigente.

• Reglas Internas y Procedimientos de Análisis Independientes de GLO.

• Adenda del Contrato de Servicio de Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea.

• Segunda Adenda del Contrato de Servicio de Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas natural del Proyecto Camisea.

(26)

3.- Desarrollo de Actividades

Para efecto de llevar a cabo cada una de las actividades de la Auditoría Integral, se estableció un programa de desarrollo, el cual contempló cuatro fases principales, en las mismas se abarcan todos los conceptos a realizar, las cuales son:

• De recolección de información: Consistente en la recopilación de documentos desde el concepto de las bases de usuario, el desarrollo de los estudios necesarios para la ingeniería, el desarrollo de las bases de diseño, las memorias de cálculo de cada una de las áreas involucradas, los planos generales y de detalle aprobados para construcción, las especificaciones y procedimientos de construcción, incluyendo los procedimientos de soldadura, su calificación y la calificación de los soldadores, de inspección y pruebas, las compras de equipo y materiales de instalación permanente, los registros y pruebas de la fase constructiva, los planos de cómo quedó construido cada ducto (As-Built), los protocolos de pruebas de precomisionamiento y comisionamiento y la puesta en marcha, así como los documentos correspondientes a la condición de operación y mantenimiento. También se recabó información correspondiente a las áreas de geologia, geotecnia, hidrologia, inspeccion interna, asi como reportes de los incidentes ocurridos en el ducto de Liquidos de Gas Natural. Toda la información recabada fue registrada en una base de datos para control interno del proyecto. Esta base de datos consistió en registrar los documentos en base a su fecha de entrega, titulo o descripción del documento, revisión y número de documento de entrega. En el Anexo II se muestran todos los documentos registrados durante el transcurso del proyecto.

• Revisión documental: Relacionada con la verificación de cumplimiento con las bases de usuario, especificaciones de diseño, cumplimiento con normas, códigos y especificaciones aplicables o reglamentos, emitidos por el Gobierno Peruano e internacionales, prácticas de ingeniería recomendadas, procedimientos aplicables, certificados de calidad de materiales, accesorios y componentes instalados, certificados de calibración de equipos instalados y empleados para realización de pruebas e inspecciones, registros de calificación de procedimientos de soldadura y de soldadores, registros de inspección y trazabilidad de construcción, de pruebas hidrostáticas, de pruebas preoperacionales y de aprobación para puesta en marcha, así como los registros de operación, inspección y mantenimiento que se están realizando actualmente,

• Visitas a sitios: Enfocadas a la confirmación de las condiciones reales de la construcción sobre el DDV finalmente elegido, la construcción y condición de las estaciones de bombas (sin considerar la estación de compresión de la Estación Malvinas, por no estar referida como parte del Sistema de Transporte de Gas Natural, según los Términos de Referencia, Anexo I, y por estar dentro de las instalaciones de Pluspetrol, en Malvinas) y control de presión, la revisión de las áreas donde

sucedieron las fallas, observación de las variantes, los cruces y obras especiales, así como el revisar y verificar los sistemas de control de operación, los sistemas eléctricos y de tierras, los sistemas de protección catódica, y las condiciones de operación, en su comportamiento y registro a través de los sistemas de control y operación, y la verificación de algunas de las actividades de inspección y mantenimiento que estuvieron programadas durante el período en que se llevó la Auditoría Integral. • Verificación del Programa de Gerencia de Calidad: Con el enfoque de verificar si TGP desarrolló un

programa de esta índole para efecto de asegurar la gestión de calidad en la ejecución de cada una de las fases, desde el diseño, la construcción, las pruebas preoperacionales y puesta en marcha y en su condición actual de Operación y Mantenimiento de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural.

Reuniones de trabajo, entrevistas y talleres de trabajo (workshops), en las ramas de geología y

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al Programa de Gerencia de Calidad, derivándose en la evaluación a los Sistemas de Aseguramiento y Control de Calidad de TECHINT y GULF INTERSTATE ENGINEERING (GIE) y a los Procedimientos de COGA realizada en las instalaciones de Lurín.

3.1.- Generalidades

Como parte de los trabajos a realizar, GL contempló la utilización de un grupo de especialistas, los cuales se desempeñaron como un equipo de análisis y revisión de cada una de las áreas involucradas, con el objeto de realizar una evaluación total del Proyecto Camisea y corroborar su cumplimiento en todos los conceptos, detectar cualquier anormalidad y reflejarla como un Hallazgo de acuerdo con una clasificación jerárquica y grado de severidad, desde el concepto de las bases de usuario, estudios especiales para el desarrollo de la ingeniería, las bases de diseño y especificaciones, la ingeniería propia del proyecto en todas sus áreas, la construcción, el desarrollo de los planos finales o de cómo quedó la construcción (Planos “as-built”), las pruebas preoperacionales, la puesta en marcha, la operación y el mantenimiento, además de la evaluación del Programa de Gerencia de Calidad con el objeto de verificar que se haya generado y aplicado un sistema de control y aseguramiento de calidad.

Como ya se describió en el punto anterior, la forma de intervención de los diferentes especialistas de GL, fue de acuerdo con las fases descritas, mediante las cuales el personal se familiarizó con el proyecto a través de los documentos recopilados y revisados en base a su experiencia y la normatividad aplicable, con lo que se pudo establecer las condiciones de visitas a campo, en puntos estratégicos o de interés del personal para efecto de corroborar alguna condición necesaria del diseño, las zonas donde ocurrieron las fallas y puntos aleatorios a lo largo del DDV, en las estaciones de bombeo y de regulación, en las propias instalaciones de los componentes de lanzamiento y recepción de equipo de limpieza e inspección interna, cruces de ríos, carreteras y obras especiales, corroborando la construcción, funcionamiento, control, operación y, siendo posible, durante el período de ejecución de la Auditoría Integral, la verificación de las actividades de inspección y mantenimiento.

En tales condiciones se realizaron reuniones de trabajo, con el objeto de confirmar, aclarar u obtener información relevante y de viva voz de las condicionesaplicadas del Programa de Gerencia de Calidad, de la ruta inicial del trazo, de las condiciones de construcción, de las modificaciones en la construcción, de las pruebas preoperacionales y de puesta en marcha, de las reparaciones de las fallas ocurridas, de las

remediaciones y mitigaciones para evitar las posibles condiciones que causaron las fallas y de la operación y mantenimiento actual de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea.

3.2.- Plan de la Auditoría Integral

Para efecto de llevar a cabo los trabajos de la Auditoría Integral, GL desarrolló un plan de intervención, el cual fue el resultado de analizar y aplicar los requerimientos establecidos por el MEM para este contrato, tomando como base la experiencia de GL en el desarrollo de actividades de Auditorías Técnicas de instalaciones y ductos, dentro de la industria a nivel mundial en general. El plan de la Auditoría Integral estuvo basado en confirmar cada una de las fases de ejecución del proyecto, incluyendo la evaluación del Programa de Gerencia de Calidad, considerando inicialmente la fase de diseño, continuando con la fase de suministros de materiales y equipo, la fase de construcción, la fase de pruebas hidrostáticas y preoperacionales, la fase de puesta en marcha y, finalmente, las fases de operación e inspección y mantenimiento.

Para ello fue necesario contar con las bases de contratación de cada uno de los proyectos o contratos que se derivaron desde la fase de diseño hasta la actual condición, con la verificación del cumplimiento de planes,