En la década de 1960 se inició la
explotación de petróleo y
gas,
localizada en el extremo norte de la Isla Grande. Esto
originó una cierta expansión del producto bruto
generado en la provincia, y como correlato de ello,
impulsó la inversión pública en la
región. Se ejecutaron así algunas obras
básicas que estaba reclamando el entonces Territorio
Nacional para disponer de cierta infraestructura, necesaria tanto
para mejorar la calidad de
vida de la población como para posibilitar la
diversificación de su todavía incipiente economía. Por
aquellos años, la participación de Tierra del
Fuego en el PBI del país era muy baja (inferior al 0,2% ).
La nueva política impulsada
desde el Gobierno Nacional
en materia
petrolera ha posibilitado, mediante la incorporación de
empresas
privadas, que se renovara la inversión en el sector. Ya se encuentran
operando nuevos emprendimientos tanto en áreas primarias
como secundarias, mientras que en la zona denominada "costa
afuera" -donde trabajan contratistas desde hace varios
años- se investigan las perspectivas futuras. El sector en
su conjunto, entonces, presenta un cuadro alentador. En 1972 se
produjo la sanción de un régimen legal cuya
instrumentación iba a desempeñar un rol decisivo en
la región: la Ley N°
19.640. Con eje en el objetivo de
aumentar la población argentina en la
zona, estableció un sistema de
exenciones impositivas y franquicias
arancelarias para las actividades desarrolladas en la Isla Grande
(definida para ello como Área Aduanera Especial). Por un
lado, favorecía la llegada de bienes de
consumo y
materiales de
construcción, compensando los sobrecostos
de transporte
derivados de la ubicación de la Isla respecto de los
centros productores del país: así se produjo un
primer impulso al comercio y la
edificación.
TOTAL y PetroFina se unieron para crear TOTALFINA, la
quinta en el mundo y la tercera compañía petrolera
más grande de Europa. Con
operaciones en
más de 100 aíses, TOTALFINA es una
compañía de petróleo y
gas de pimera
clase.
TOTALFINA funciona través del encadenamiento
entero del petróleo y
del gas, de la
exploración por aguas arriba, del desarrollo de
reservas y de la producciónpara exportar , a negociar, a
refinar, a la producción de los productos
petroquímicos y a la comercialización de producto . En
la exploración y producción, TOTALFINA tiene una lista bien
equilibrada de los productos
distribuidos uniformemente en la OCDE y los países que
emergen, las reservas extensas (15 años en las tarifas
actuales de la producción) y las perspectivas
impresionantes del crecimiento de la salida del petróleo y
del gas, que
excedió un millón barriles al día en 1998.
La extensión de las ayudas del rupo en la
refinación y la comercialización con nueve
refinerías directamente uncionadas (siete en Europa y dos en
los Estados Unidos),
una red de 14.000
estaciones de gasolina y comercialización de producto de la
especialidad en todos los continentes. La fusión del
TOTAL y de PetroFina también ha formado un producto
químico y una división estratégica
clasificada.
Juntos, TOTAL y PetroFina forman un grupo
más grande, más fuerte y más competitivo,
con el foco estratégico a medio plazo en
simultáneamente tratar de conducir el crecimiento y
mejorar la productividad.
Caracteristicas del
Yacimiento Hidra
El yacimiento Hidra es operado por un consorcio de 3
compañías.
El yacimiento está ubicado a 13 km costa afuera
hacia el este de la costa de Tierra del
Fuego, en el extremo sur de la República Argentina.
Este consiste de:
1- Dos plataformas marinas de cabeza de pozo Hidra Norte
e Hidra Centro, de cuatro patas con doce aperturas para cabezas
de pozo
2- Una planta de proceso
ubicada en tierra en la
zona de Río Cullen, la cual se onforma de las siguientes
instalaciones:
- una planta separadora de gas petróleo, la cual opera en dos etapas
(30.000 BOPD, 40.000 BPD (líquido total), 75000 SCMD
(gas)) - dos trenes de gas-lift, de 250.000 SCMD cda uno, 150
Bar. - una planta de inyección y tratamiento del
agua (3
trenes) 36.000 BWPD, - una planta de energía con 3 turbos generadores
de 4,2 MW cada uno.
3- Una boya de carga S.BM
4- La red submarina asociada
(aprox. 62 km., con varios diametros, hasta 22
pulgadas).
5- Las condiciones de campo son de hasta 97
personas.
El petróleo
producido es liviano (39º API) pero muy parafínico ya
que contiene aproximadamente el 10,5 % de cera.
La temperatura de
salida esperada es de alrededor de 10º C y la temperatura de
cristalización de la parafina es de 20° C.
Las Instalaciones del
Yacimiento Hidra
Las instalaciones de Hidra están compuestas de 8
sistemas
principales:
- Plataforma costa afuera – Hidra Centro + dos pozos
con cabeza submarina - Plataforma costa afuera – Hidra Norte,
- Monoboya de carga (SPM),
- Cañerías submarinas (líneas de
producción, de inyección de
agua, de
gas-lift, y de carga de petróleo.), - Planta de Tratamiento,
- Generador de energía,
- Almacenamiento de petróleo y bombas de
cargamento, 
Comodidades del campamento.
Comodidades del campamento.Plataforma Hidra centro
Esta es una estructura
metálica de acero conformada
por cuatro patas, 3 pisos principales, un entrepiso alrededor de
las cabezas de pozo y un helipuerto.
Esta ha sido diseñada para albergar hasta 12
aberturas para pozos, los colectores
correspondientes (de producción, de ensayo de
pozos, de gas-lift, de inyección de agua y para
pozos de poca producción), instalaciones de ensayo,
filtrado de agua antes de
la inyección y generación de energía. Han
sido tomadas previsiones para la instalación futura de un
separador de producción dedicado a los pozos de poca
producción. La plataforma no está
habitada permanentemente, pero de todos modos está
previsto un refugio en caso de que tina emergencia requiera que
el personal
permanezca a bordo durante la noche. Generalmente para
trasladarse al pozo se deb cumplir con ciertos requisitos como
ser: que haya buen tiempo, que sean
acompañados por una lancha en caso de accidente, que esten
vestidos con trajes impermeables, y las personas que realicen
este tipo de trabajo deben estar correctamente capacitados para
embrender la tarea.
En lo que respecta a esto, y para asegurar las
más altas normas de
seguridad, ha
sido equipada de un bote salvavidas capaz de navegar en presencia
de gas y sobre un mar en el cual se esté quemando el
petróleo derramado.
El desplazamiento del personal y de
materiales
pequeños es asegurado por helicóptero. El material
pesado es manejado desde los barcos de abastecimiento por la
grúa de la plataforma.
Debido a la variación de las mareas, no se ha
instalado un embarcadero. El piso inferior alberga las trarnpas
para limpieza de líneas (pig Waps), el colector de las
cañerías submarinas y la bomba para
inyección de químicos, (inhibidor de parafinas).
Este también albergará las futuras bombas de
expedición de petróleo,
desde el separador de los pozos de poca producción.
El piso principal alberga los colectores de producción, gas-lift e inyección de
agua
y los filtros. El separador de ensayo y el
sistema contra
incendio, como también el futuro
separador para pozos de poca presión están
instalados en el piso principal.
El piso superior tiene los tanques de agua y
diesel-oíl, la grúa, la cabina de herramientas
para trabajos con cable, ambos generadores de energía
diesel, la sala de electricidad y
baterías, como así también el refugio para
los operadores.
El entrepiso está dedicado a las cabezas de pozo
y al panel de control
de superficie y fondo de cada uno de los pozos.
El helipuerto está diseñado para
helicópteros de la clase Aeroespacial Dauphin
II
La plataforma está equipada con un sistema de
protección de inundación alimentado desde la
red de
inyección de agua.
Plataforma Hidra Norte
El diseño
de la plataforma Hidra Norte es muy similar al de Hidra Centro
excepto que, habiéndose supuesto que esta plataforma no
actuaría como plataforma satélite en el futuro, los
espacios reservados han sido más reducidos. Por lo tanto,
ha sido posible instalar todos los equipos en solo 3 pisos,
siendo el piso superior igual al de Hidra Centro, el piso
principal equivalente al piso inferior de Hidra Centro sin el
separador de ensayo y el
entrepiso equipado con el separador de ensayo. Han
sido hechas previsiones en el piso principal para la
instalación futura de un separador de pozos de poca
producción y las bombas de
expedición de petróleo.
Planta de tratamiento
La planta de tratamiento de Río Cullen consiste
de: :
- una planta separadora de gas/petróleo
diseñada para aproximadamente 8000 m3 (total de
líquido), compuesta de 3 separadores, siendo el primero
sobrediseñado para permitir aceptar los bolsones de
producción que puedan producirse, y un calentador de
interetapas con recirculación parcial de petróleo
caliente a la 1º etapa y las bombas
asociadas (2 bombas de 330
m3/h cada una). - dos trenes de compresores de
gas para gas-lift de 250000 Sm3/d a 135 bar cada una, compuesto
de un compresor a pistón de 4 etapas accionada por un
motor
eléctriico de 2 MW, 6,6 KV, y la unidad de
deshidratación de glicol asociada. - 2 compresores
para exportar gas hacia Yacimiento Alfa - tres trenes de bombas para inyección de agua,
de 1900 m3/dia cada uno, compuestos de la unidad de
filtración (2 etapas), tratamiento químico,
bombas de sobrealimentación y bombas de
inyección. El agua es
tomada desde el suministro de agua sin tratar, la cual es
producida por dos pozos de agua. - la unidad de tratamiento del agua contaminada con
petróleo está compuesta de 3 piletas API
más una pileta de petróleo con las bombas de
recuperación asociadas. - las demás instalaciones
auxiliares.
Generador de energia
La planta generadora de energía consiste de 3
turbinas a gas que accionan generadores de corriente altema de
4,2 MW nominales cada uno y entregando corriente con una
tensión de 6,6 KV. Los equipos principales son alimentados
directamente con corriente a 6,6 KV desde la barra colectora HV
principal, mientras todos los demás equipos son
alimentados con barras colectoras de 380 V o 220 V desde la barra
colectora de 6,6 KV principal.
- Entrada en servicio una
cuarta turbina
Almacenamiento de
petróleo y bomba de
cargamento
Esta unidad consiste de tres tanques de almacenanfiento
de 20000 m3 capacidad cada uno. Estos tanques son del tipo de
techo fijo.
La esación de bombeo asociada está
compuesta de dos bombas centrífugas que descargan en la
línea de cargamento de 22". La capacidad de cada bomba es
de 1500 m3 /h.
Comodidades del campamento
y oficinas
Consiste en un hotel comedor para alojar hasta 97
personas, las oficinas (20 oficinas), el depósito de
materiales y
un taller de reparaciones.
Restricciones:
Se encuentra prohibido el fumar en áreas a cielo
abierto y en muchas de las alas componentes de la central. Ademas
es obligatorio el uso de vestimenta como ser calzado apropiado,
cascos con orejeras. En varias partes de la central, no esta
permitido el uso de camaras fotográficas ya que los rayos
ultravioletas que estas despiden pueden accionar el sistema de
seguridad de
la empresa y
afectar su correcto funcionamiento.
En esta área se corre un gran riesgo de
accidentes,
pero la empresa solo
ha tenido que soportar dos muertes, pero un gran número de
accidentes
comunes.
Exite el sistema de
anomalias, por el cual un obrero o cualquier otro empleado de la
zona puede en forma escrita denunciar cualquier mal
funcionamiento o mal desempeño de algun empleado o
maquinaria.
En las instalaciones a la fecha se encuentra empleada
una sola mujer, que se
ecnuentra en la parte administrativa, esta restricción se
debe a que no existe una oferta de
trabajo femenino como ser en el area de la Ingenieria Quimica o
petrolera.
Procesamiento del gas
La compresión del gas para gas-lift consiste de
dos trenes de compresores.
El gas suministrado desde la primer etapa del separador
es comprimido en 4 etapas, es decir, desde 3,8 bar hasta 135 bar
g. (La primera y segunda etapa funcionan en cascada es decir sin
refrigeración).
La refrigeración de interetapas y descarga es
conseguida por refrigeradores de aire. El gas
combustible a alta presión es tomado desde la
succión de la segunda etapa de compresion (19
bar).
En la succión de la tercer etapa de
compresión (56 bar g) el agua es
eliminada del gas en el contactor de glicol.
Una unidad de regeneración de glicol está
provista para regeneración del glicol usado en ambos
trenes de compresión.
En caso que la unidad de glicol esté fuera de
servicio, la
inhibición del formacion de hidratos sepuede conseguir por
inyeción de metanol en una relación de 520
kg/día /75000 m3/dia
El agua es producida desde una formación
acuífera por dos pozos equipados con dos bombas
sumergibles.
Después del filtrado a través del filtro
fino (5 micrones), el agua con
inyeccion de biocide y secuestrador de oxígeno se
envía al tanque de transferencia.
El controlador del nivel del tanque es puesto para
permitir asegurar un permanente exceso deagua a través del
sobreflujo para prevenir congelamiento de la
línea.
El tanque contiene una capa de gas combustible para
evitar un excesivo consumo de
secuestrador de oxígeno.
El agua del tanque es enviada a las plataformas por las
bombas de inyeccion de agua.
Un inhibidor de incrustación es inyectado en la
succión de las bombas de inyeccion.
Se recomienda efectuar la limpieza de las
cañerías submarinas de inyeccion en
conjunción con el tratamiento periódico
de biocide. Durante laoperación, la inyeccion a los pozos
será interrumpida y el agua se
desplazará al mar hasta que el rescatador alcance
plataforma.
Procesamiento del petróleo
La planta de separación gas/petróleo de
dos etapas en Río Cullen ha sido, diseñada para un
ingreso neto total de 8000 m3 con un porcentaje de agua que
podrá variar de 0 a 90%.
Esto no significa que !os separadores estén
diseñados para 8000 m3 ya que el reciclado de
petróleo caliente (hasta algunos cientos de barriles)
también circulara a través del separador.
,
El calentador de interetapas ha sido diseñado
para las condiciones prevalecientes esperadas a ocurrir durante
les tres primeros años de operaciones. Mas
tarde se requerira un segundo calentador.
Gas lift
Dos trenes de compresión de gas para gas-lift
entregan, cada uno, 250.000 SCUM/D a 135 bar g mas el gas
combustible requerido por las turbinas de gas de
generación de energía (aproximadamente 35.000
SCUM/D por turbina)
Han sido tomadas las previsiones para la
instalación futura de un tercer tren para
gas-Iift.
La capacidad de la inyección dc gas-Iift, la cual
estará relacionada con el gas liquido que surge de la
cabeza de pozo, variará en alrededor de 120 m3 de gas por
m3 de líquido.
Tratamiento de agua contaminada con
petroleo
Los tanques API son calculados para el tratamiento
contínuo de 40 m3/H desde el separador, siendo su
capacidad capaz de manejar cargas discontínuas de hasta
100 m3/H durante un periodo de 6 horas (por ejemplo en el caso de
drenaje de tanques).
Decreto 1.333/93
NORMAS Y PROCEDIMIENTOS
QUE REGULAN LA PROTECCIÓN AMBIENTAL DURANTE LAS OPERACIONES DE
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS
1-INTRODUCCIÓN
La Secretaría de Planeamiento,
Ciencia y
Tecnología por medio de la Dirección de Medio
Ambiente, debe controlar el cumplimiento de la
conservación del Medio Ambiente
durante las operaciones de
exploración y explotación de hidrocarburos,
tanto en áreas continentales como en la plataforma
marítima del todo el territorio de la Provincia,
ejerciendo las funciones de
Autoridad de
Aplicación para esos fines.
Con ese objetivo la
Secretaría de Planeamiento,
ciencia y
Tecnología dicta las normas y procedimientos
que regulan la protección ambiental, durante las etapas de
exploración y explotación de hidrocarburos,
que son detalladas a continuación y que deberán ser
cumplidas por todas las empresas
petroleras prmisionarias, concesionarias, operadores de
área, sean de origen nacional o extranjero o unión
transitoria de empresas que
actúen en las etapas de exploración y
explotación de hidrocarburos.
1.2.1. Etapa de exploración
El estudio ambiental previo, en la etapa de exploración,
será preparado antes de que se perfore el primer pozo
exploratorio en el área asignada. Tiene como objeto dar
recomendaciones para prevenir y reducir el Impacto Ambiental
que puede generarse con la perforación exploratoria.
Dicho estudio ambiental previo a la perforación del pozo
exploratorio será preparado por profesionales que
acrediten comprobada idoneidad en la materia. La
Dirección de Medio Ambiente
adherirá al Registro de
Consultores que a tal objeto instituirá la Dirección Nacional de Recursos,
pudiendo agregar los inscriptos en la propia Dirección.
Los alcances del estudio ambiental previo a la perforación
del pozo exploratorio deberá reducirse sólo al
área de influencia de la zona elegida para la
ubicación del pozo exploratorio y deberá contemplar
principalmente las condiciones naturales superficiales y las del
subsuelo inmediato para prevenir o reducir el impacto
ambiental, siguiendo el contenido de las normas dadas en
el capítulo 3 del presente anexo.
Una vez finalizado el estudio ambiental previo a la
perforación del pozo exploratorio, el operador del
área de exploración deberá enviar una copia
del trabajo a la Dirección del Medio Ambiente
para su evaluación
y posterior archivo. Los
gastos originados
por este estudio ambiental previo serán por cuenta del
operador del área de exploración.
Al comenzar la perforación y hasta el abandono del pozo,
si es que resultara estéril, se procederá al
monitoreo de las obras y tareas tendientes al cuidado ambiental,
siguiendo las normas dadas en
el capítulo 3 (etapa de perforación de
explotación)
La provincia podrá por su cuenta monitorear las obras
derivadas de la
actividad de registración sísmica, con el aviso
previo al contratista del operador responsable del área de
exploración que cumpla con estas tareas
1.2.2. Etapa de explotación.
Se deberá preparar un estudio ambiental previo del
área donde se verificó un hallazgo de hidrocarburos
mediante el pozo o los pozos exploratorios en una determinada
zona, para indicar un diagnóstico ambiental y formular
recomendaciones a seguir durante la etapa de explotación
con la finalidad de evitar o minimizar el impacto que sobre el
medio ambiente
puedan provocar las obras puedan provocar las obras
correspondientes al desarrollo de
un yacimiento de hidrocarburos.
El estudio ambiental previo al desarrollo de
un yacimiento de hidrocarburos deberá ser de mayor
embergadura de aquel correspondiente al pozo.
Para la ejecución del estudio ambiental previo,
el operador del área a explotar deberá contratar -a
su exclusivo costo– los
servicios de
grupos
consultores de reconocida idoneidad sobre el tema, sean
éstos argentinos o extranjeros, pero siempre ajustandose a
las normas que
aquí se dan.
En aquellos yacimientos descubiertos antes de la
promulgación de estas normas, el operador del área
de explotación, cualesquiera fuese la situación
contractual, deberá presentar dentro del año de
promulgadas, un estudio ambiental de la zona en
explotación para dar un diagnóstico ambiental y la
recomendación de las obras que corrijan eventuales
impactos al medio ambiente
en el área del yacimiento.
Tanto para el caso de futuros yacimientos como para los que se
encuentren en explotación, se deberá cumplir con un
monitoreo anual de obras y tareas, que tengan como finalidad
proteger el medio ambiente
natural del área y zonas de influencia a raíz del
desarrollo del
yacimiento.
3.2.4. Provisión de agua dulce
Cuando las fuentes de
provisión seleccionadas sean las provenientes de
acumulaciones subterráneas, se deberán seguir las
siguientes prácticas:
– En zonas donde exista control de la
explotación de estas aguas, se coordinará con las
autoridades correspondientes los volumenes a extraer y los
horizontes a explotar, perforando los pozos conforme a las normas
existentes.
– En zonas alejadas y una vez definida por los estudios
geológicos la ubicación y el horizonte a explotar,
la programación del pozo tendrá que
contemplar la cementación de la cañería de
protección hasta la superficie para asegurar que no exista
riesgo de
contaminación con aguas salobres o de
superficie. La locación tendrá drenajes adecuados a
los regímenes de lluvias, sobre todo en zonas inundables y
los cabezales de producción asegurarán su
hermeticidad.
– En cada pozo para obtención de aguas
subterráneas dulce, se deberá registrar un perfil
eléctrico
– Curvas de SP y Resistividad – con equipos
portátiles. Además se deberá controlar los
estratos atravesados por el sondeo mediante una detallada
descripción de las muestras rocosas obtenidas.
– El régimen de producción acorde con el
potencial del pozo de agua determinado por ensayos,
mantendrá una relación que asegure que no se
producirá el aumento de la concentración salina del
acuífero explotado.
– Completados los trabajos de perforación
exploratoria, los pozos de agua serán abandonados
cementando el intervalo de explotación y reemplazando el
cabezal de producción con una tapa soldada sobre la
cañería. Cuando la provisión de agua se
realice aprovechando fuentes
naturales superficiales como lagos, lagunas, ríos o
arroyos se deberán tomar las siguientes prevenciones.
– Ubicar la planta de captación y bombeo alejada de
los vados o senda de acceso de la fauna silvestre o
animales
domésticos, hacia sus abrevaderos naturales.
– Las citadas instalaciones se ubicarán en un
recinto conveniente cercado cuando exista vida animal en el
área
– Los límites del recinto estarán
convenientemente protegidos con bordos o zanjas de
contención de manera de asegurar que derrames de
combustibles o aceites de los motores y bombas
no puedan ser arrastrados hasta las fuentes de
agua.
– En el tendido de acueductos y cuando lo permitan las
condiciones técnicas de operación, es recomendable
el uso de cañerías tendidas en la superficie del
terreno. El menor peso de estas cañerías que
facilitan su transporte y
montaje disminuye los requerimientos de picadas, desmontes o
sanjeado, de los terrenos por donde deberá
pasar.
A modo de conclusion, podemos decir que la visita nos
parecio muy interesante desde el punto de vista economico y de la
realidad productiva de nuestra provincia. Si bien se trata de
capitales especialmente foraneos, este recurso aumenta las
regalias para la provincia, favoreciendo asi el aspecto
economico. Creemos que la produccion petrolera regional deberia
especializarse en otros aspectos de la petroquimica
para no sederle luego esa labor a nuestros hermanos trasandinos.
Todo este tipo de produccion deberia ser absorvido por el estado
provincial para su beneficio.
Este tipo de explotacion seguira siendo provechoso para
Tierra del
Fuego gracias a sus estupendas condiciones en cuanto a recursos y
geologia.
Esta visita supero nuestras expectativas ya que nos
sentimos muy a gusto en las instalaciones. Ademas comprobamos que
los entendidos poseian una muy buena preparacion
profesional.
Integrantes del Grupo:
- Elias, Soledad
- Wantz, Lisa
- Mastroscello, Laura
- Kim, Juan pablo
Autor:
Lisa Wantz