Auditotias Petrolera La Salle

8/16/2019 Auditotias Petrolera La Salle

1/343

DESARROLLO DE UNA AUDITORÍA AMBIENTAL PARA LAOPERACIÓN DE LOS CAMPOS PETROLEROS DE OMIMEX DE

COLOMBIA LTD

ANDRÉS CAMILO CÁRDENAS ROJASADRIANA MARÍA CHISACÁ HURTADO

UNIVERSIDAD DE LA SALLEFACULTAD DE INGENIERÍA AMBIENTAL Y SANITARIA

BOGOTÁ D.C.2006


2/343


COLOMBIA LTD


Trabajo de aplicación para optar por el título deIngeniero Ambiental y Sanitario

Director. Ing. Rubén Darío LondoñoMSC. Ingeniería Ambiental

Asesor. Edgar Murcia NossaIngeniero Civil


BOGOTÁ D.C.2006


3/343


COLOMBIA LTD


ANEXOS


BOGOTÁ D.C.2006


4/343

DESARROLLO DE UNA AUDITORIA AMBIENTAL PARA LAOPERACIÓN DE LOS CAMPOS PETROLEROS DE OMIMEX DE

COLOMBIA LTD


Trabajo de aplicación para optar por el titulo deIngeniero Ambiental y Sanitario

Director. Ing. Rubén Darío LondoñoMSC. Ingeniería Ambiental

Asesor. Edgar Murcia NossaIngeniero Civil


BOGOTÁ D.C.2006


5/343

DESARROLLO DE UNA AUDITORIA AMBIENTAL PARA LA OPERACIÓN DE LOS CAMPOS PETROLEROS DE

OMIMEX DE COLOMBIA LTD

Andrés Camilo Cárdenas Rojas Adriana María Chisacá Hurtado

La Universidad, el Director

y el Jurado calificador no sonresponsables de las ideas

expuestas en estedocumento.

Articulo 95 Parágrafo 1Reglamento Estudiantil


6/343




Nota de Aceptación _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _Firma del Director

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _Firma del jurado

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _Firma del jurado


7/343




A mi Papá y mis Hermanos que siempre

me han apoyado en las decisiones que he

tomado para poder lograr la culminación de mis estudios.

A la luz que me ilumina y me acompaña día a día.

A mis amigas y amigos con quienes

compartí en la Universidad.

Camilo Cárdenas


8/343




A mi Papá mi Mamá y mis Hermanas

por su amor confianza y apoyo .

LOS AMO.

A mis amigas. Las quiero Mucho.

ADRIANA CHISACÁ HURTADO

AGRADECIMIENTOS


9/343




Agradecemos a la Fundación Salvemos el Medio Ambiente - FUNAMB IENTE - y aOMIMEX DE COLOMBIA LTD, por permitir la elaboración de este Trabajo,especialmente a los Ingenieros Fernando Zabaleta Montenegro y Edgar Murcia Nossapor su colaboración y apoyo en el desarrollo de éste trabajo. Al ingeniero Rubén Darío Londoño, Director del Proyecto, por su asesoría, dedicacióny compromiso con nuestra labor acompañándonos en el proceso de la investigación ydesarrollo del presente documento.


10/343




TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ____________________________________________________ 17

OBJETIVOS________________________________________________________ 19

1. OBJETO DE ESTUDIO ___________________________________________ 20

2. ANTECEDENTES _______________________________________________ 21

CAMPO TECA ____________________________________________________ 21

CAMPO JAZMÍN __________________________________________________ 22

CAMPO VELÁSQUEZ______________________________________________ 23

3. MARCO DE REFERENCIA ________________________________________ 25

MARCO TEÓRICO ________________________________________________ 25 El Planear ___________________________________________________ 25El Hacer (Implementación) _____________________________________ 26El Verificar ___________________________________________________ 26El actuar ____________________________________________________ 26

3.1 MARCO CONCEPTUAL ______________________________________ 27

3.2 MARCO LEGAL_____________________________________________ 30

4 DESCRIPCIÓN DE PROCESOS ____________________________________ 34

4.1 TRATAMIENTO DEL CRUDO __________________________________ 34

4.2 PROCEDIMIENTOS PARA LA PERFORACIÓN ___________________ 36

4.3 SISTEMAS DE OPERACIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ______ 37

5 CARACTERIZACIÓN DEL ÁREA ___________________________________ 40

5.1 ASPECTOS FÍSICOS_________________________________________ 40 5.1.2 Geología ______________________________________________ 405.1.2.4 Geología Estructural ___________________________________ 405.1.2.5 Geomorfología _______________________________________ 405.1.3 Aspectos Climáticos ____________________________________ 415.1.3.4 Precipitación _________________________________________ 415.1.3.5 Temperatura _________________________________________ 435.1.3.6 Humedad Relativa _____________________________________ 44

5.2 ASPECTOS BIÓTICOS _______________________________________ 44

5.2.2 Vegetación _____________________________________________ 445.2.3 Fauna _________________________________________________ 45

6 GENERALIDADES POR CAMPO ___________________________________ 46

6.1 TECA _____________________________________________________ 46 6.1.1 Ubicación general y acceso al campo ______________________ 466.1.2 Aspectos generales del campo ____________________________ 466.1.3 Actividades operativas y de mantenimiento _________________ 47


11/343




6.1.3.1 Producción __________________________________________ 476.1.3.2 Perforación __________________________________________ 48

6.1.3.3 Obras Civiles _________________________________________ 496.1.3.4 Mantenimiento Eléctrico _______________________________ 496.1.3.5 Seguridad Industrial ___________________________________ 496.1.3.6 Manejo de Residuos Sólidos ____________________________ 506.1.3.7 Manejo de Residuos Líquidos Domésticos ________________ 516.1.3.8 Sistema de Inyección de Agua Residual Industrial (SIAR) ____ 526.1.3.9 Tratamiento Químico __________________________________ 526.1.3.10 Proceso de Tratamiento ______________________________ 52

6.2 JAZMÍN ___________________________________________________ 54 6.2.1 Ubicación general y accesos ______________________________ 546.2.2 Aspectos generales del campo ____________________________ 546.2.3 Actividades operativas y de mantenimiento _________________ 55

6.2.3.1 Producción __________________________________________ 556.2.3.2 Perforación __________________________________________ 566.2.3.3 Obras Civiles y Electromecánicas _______________________ 576.2.3.4 Mantenimiento ________________________________________ 586.2.3.5 Residuos Sólidos generados durante el periodo reportado __ 59

6.3 VELÁSQUEZ _______________________________________________ 60 6.3.1 Ubicación general y accesos ______________________________ 606.3.2 Aspectos generales del campo ____________________________ 616.3.3 Actividades operativas y de mantenimiento _________________ 616.3.3.1 Producción __________________________________________ 626.3.3.2 Perforación __________________________________________ 636.3.3.3 Obras Civiles _________________________________________ 636.3.3.4 Mantenimiento Eléctrico _______________________________ 646.3.3.5 Seguridad Industrial ___________________________________ 646.3.3.6 Manejo de Residuos Sólidos ____________________________ 65

7 METODOLOGÍA ________________________________________________ 67

7.1 ETAPA DE RECONOCIMIENTO ________________________________ 67

7.2 ETAPA DE PLANIFICACIÓN __________________________________ 67

7.3 ETAPA PRÁCTICA __________________________________________ 68

7.4 ETAPA DE IMPLEMENTACIÓN ________________________________ 68

7.5 ETAPA FINAL ______________________________________________ 69

8 INSTRUMENTO PARA LA PRÁCTICA DE L A A UDITORÍA AMBIENTAL ___ 71

8.1 FORMATOS DE CUMPLIMIENTO AMBIENTAL ___________________ 71 8.1.1 Aspectos Generales _____________________________________ 718.1.1.1 Formatos para los Informes de Cumplimiento Ambiental (ICA) 71

9 PLANIFICACIÓN DE LA AUDITORÍA AMBIENTAL ____________________ 74

9.1 TIPO DE AUDITORÍA ________________________________________ 74

9.2 PROGRAMA DE AUDITORÍA __________________________________ 74


12/343




9.3 DISEÑO DE INDICADORES ___________________________________ 75

9.3.1 Lineamientos para el diseño y uso de indicadores______________ 76 9.3.1.1. Aspectos generales ___________________________________ 769.3.1.2. Criterios para la construcción del sistema de indicadores ___ 779.3.1.3. Tipos de indicadores propuestos ________________________ 789.3.1.4. Indicadores de éxito ___________________________________ 789.3.1.5. Indicadores de calidad ambiental ________________________ 789.3.1.6. Indicadores de cumplimiento ___________________________ 78

10 PLAN OPERATIVO ____________________________________________ 84

11 REVISIÓN DEL PROGRAMA DE A UDITORÍA AMB IENTAL ____________ 86

12 APLICACIÓN DEL INSTRUMENTO _______________________________ 88

12.1 EVALUACIÓN POR MEDIO DEL INSTRUMENTO__________________ 88

12.2 CODIFICACIÓN DE LOS PROGRAMAS DEL PMA_________________ 89 12.3 PORCENTAJE DE CUMPLIMIENTO ____________________________ 91

12.4 RESPONSABLE DEL DILIGENCIAMIENTO DE LOS FORMATOS ____ 91

13 INTERPRETACIÓN ____________________________________________ 92

14 CONCLUSIONES______________________________________________ 99

15 RECOMENDACIONES ________________________________________ 100

16 BIBL IOGRAFÍA ______________________________________________ 101


13/343




LISTA DE TABLAS

TABLA No. 1Normas ambientales que reglamentan o establecen áreas conrestricciones para la actividad de perforación

TABLA No. 2Normas ambientales para el uso y aprovechamiento de recursosnaturales

TABLA No. 3 Normatividad ambiental de diferente índole

TABLA No. 4Características generales de las estaciones utilizadas en elestudio

TABLA No. 5Precipitación media mensual multianual para las tres estaciones

analizadasTABLA No. 6

Temperatura media mensual multianual para las tres astacionesanalizadas

TABLA No. 7Humedad Relativa media mensual multianual para las tresEstaciones analizadas

TABLA No. 8 Estado actual pozos de campo Teca

TABLA No. 9Residuos sólidos generados durante el periodo reportado –Campo Teca

TABLA No. 10 Productos aplicados en el tratamiento

TABLA No. 11 Volúmenes de agua tratada

TABLA No. 12 Coordenadas Campo Jazmín – Nare Norte

TABLA No. 13 Estado Actual de Pozos en Campo Jazmín

TABLA No. 14Residuos sólidos generados durante el periodo reportado –Campo Jazmín

TABLA No. 15 Estado actual de pozos en Campo Velásquez

TABLA No. 16Residuos sólidos producidos durante el periodo reportado -Campo Velásquez

TABLA No. 17 Formato general de los ICA

TABLA No. 18 Contenido de los ICAS

TABLA No. 19 Programa de la Auditoria Ambiental


14/343




TABLA No. 20 Plan Operativo de la Auditoria Ambiental

TABLA No. 21 Matriz DOFA de la Herramienta


15/343




LISTA DE FIGURAS

FIGURA No.1 Procedimiento para la ejecución del Programa de Auditoría

FIGURA No.2 Locación tipo. vista de planta

FIGURA No.3 Precipitación

FIGURA No.4 Humedad Relativa mensual multianual

FIGURA No.5 Material reciclado- Campo Teca

FIGURA No.6 Material para el Relleno Sanitario – Campo Teca

FIGURA No.7 Generación de Residuos Sólidos - Campo Jazmín

FIGURA No.8 Generación de Residuos Sólidos - Campo Jazmín

FIGURA No.9Tendencia de los Residuos Sólidos generados en el periodo –Campo Velásquez

FIGURA No.10 Metodología para el desarrollo de la Auditoría Ambiental

FIGURA No.11 Ciclo PHVA

FIGURA No.12 Codificación de los Programas y Proyectos del PMA


16/343


17/343




RESUMEN

En los municipios de Puerto Boyacá (Boyacá) y Puerto Perales (Antioquia) se encuentranubicados los Campos petroleros Jazmín, Velásquez y Teca, operados por la empresaOMIMEX DE COLOMBIA LTD. En cada uno de estos campos se realizan trabajos deperforación, explotación y tratamiento del petróleo; además de las obras civiles ymecánicas necesarias para el correcto funcionamiento del campo.

Con el fin de revisar el estado de cumplimiento de los Planes de Manejo Ambiental y de lalegislación Ambiental vigente, surgió la necesidad desarrollar una Auditoria Ambientalpara la operación de los Campos Petroleros operados por OMIMEX DE COLOMBIA LTD,

en Boyacá y Antioquia, de esta manera Evaluar el cumplimiento y efectividad de lasacciones de manejo ambiental, las variaciones en el estado de calidad del medioambiente y el nivel de uso y/o aprovechamiento de los recursos naturales.

Debido a que el Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial (MAVDT) exige alas empresas operadoras la entrega de informes semestrales de Interventoría, utilizandola metodología de los Informes de Cumplimiento Ambiental (ICA); se decidió implementaresta herramienta para el desarrollo de la Auditoría y de esta manera implementar elinstrumento para los posteriores informes en cada uno de los campos.

Para el desarrollo de la metodología de trabajo se realizaron cinco etapas. En la etapa dereconocimiento, los Auditores revisaron la legislación ambiental aplicable y la herramienta

de los formatos ICA, además de los Planes de Manejo Ambiental (PMA) y los Estudios deImpacto Ambiental (EIA) de cada uno de los Campos. En la etapa de planificación segeneró el Programa de Auditoría, por medio del cual se procedió a la etapa practica;implementado el Plan Operativo, en donde se realizaron visitas programadas a camporevisando cada uno de los programas y proyectos de los PMA de los campos, además delos actos administrativos emitidos por el MAVDT y por las Corporaciones de jurisdicciónde cada campo. En la etapa de implementación se realizó la revisión del programa de

Auditoría, además se analizaron los resultados plasmados en los ICA, determinando lospuntos ambientalmente críticos de cada uno de los campos, hallando las debilidades y lasfortalezas de los mismos, para que, posteriormente OMIMEX DE COLOMBIA LTD, tomemediadas de corrección y compensación para de ésta manera, realizar un mejoramientocontinuo del Sistema de Gestión Ambiental de la Empresa. En la etapa Final se realizó elInforme de Auditoría Ambiental y fue entregado a OMIMEX DE COLOMBIA LTD.


18/343




ABSTRACT

In the towns of Puerto Boyacá (Boyacá) and Puerto Perales (Antioquia) are located the OilFields Jazmín, Velásquez and Teca, operated by OMIMEX DE COLOMBIA LTD.Company. In each one of these fields perforation, exploitation, operation and treatment ofoil are made, and also, civil and mechanics works necessary for the correct operation ofthe field.

With the object of reviewing the fulfillment of the Environmental Handling Plans and theEnvironmental Laws in force, it was necessary to do an Environmental Auditing for theoperation of the Oil Fields operated by OMIMEX DE COLOMBIA LTD, in Boyacá and

Antioquia and, this way, evaluate the fulfillment and effectiveness of the actions ofenvironmental handling, the variations in the environment quality and the use of thenatural resources.

The, asks to the operating companies to present auditing semestral reports using themethodology of the Environmental Fulfilment Reports; the auditing was made using thismethodology in order to implement these reports in each one of the fields.

The application of the methodology was made in five steps. Inspection step, where theauditors check the methodology of the Environmental Fulfillment Report, EnvironmentalHandling Plans, Environmental Impact Studies of the Fields and Environmental Laws inforce Studies, applied to each field. The second step was Planning, where the Audit

Program was made. The third step was Practice, where programmed visits to fieldchecking each one of the Programs and Projects were made, and also checking the Administrative Acts emitted by the Ministry of Environment and the jurisdictioncorporations of each field. The fourth step was Implementation, where according to thefindings were made and interpreted the Environmental Fulfillment Report, generatingweaknesses and strengths of each field. In the fifth step the Auditing Report was made topresent to OMIMEX DE COLOMBIA LTD.


19/343



Andrés Camilo Cárdenas Rojas 17 Adriana María Chisacá Hurtado

INTRODUCCIÓN

La explotación de los recursos naturales no renovables ha causado a lo largo de lahistoria grandes impactos al medio ambiente.

Un claro ejemplo de esta problemática se ve reflejado en la industria petrolera. Para podercualificar y cuantificar los daños causados por la implementación y funcionamiento deesta actividad, es necesario realizar un Estudio de Impacto Ambiental EIA de la zona aintervenir, seguido de un Plan de Manejo Ambiental PMA, en donde se buscaimplementar las acciones para prevenir, mitigar, corregir o compensar los impactos yefectos ambientales negativos que se causen por el desarrollo del proyecto.

OMIMEX DE COLOMBIA LTD es una compañía que se desempeña como operadora enel sector de los hidrocarburos, con una amplia experiencia en el desarrollo de los campospetroleros, aplicando siempre como política generalizada, tecnologías con miras a laconservación del Medio Ambiente en cada uno de sus campos.

La Fundación Salvemos al Medio Ambiente - FUNAMBIENTE es una empresacolombiana que entró en funcionamiento hace catorce años y se encarga de la defensa yel desarrollo sostenible de los recursos naturales. Esta entidad, desde hace siete años, esla delegada para realizar la Interventoría Ambiental a los Campos de OMIMEX DECOLOMBIA LTD, verificando el seguimiento y control de las operaciones del campo,evitando el incumplimiento de cada una de los parámetros establecidos en el Plan deManejo Ambiental, por medio de listas de chequeo, muestreos en campo, análisis de

laboratorio, recomendaciones para evitar al máximo la contaminación de los recursosnaturales y todo lo relacionado con las mejoras tecnológicas para afectar lo menosposible el medio ambiente, mitigando los daños que esta actividad pueda causar.

En cada uno de los campos en donde OMIMEX DE COLOMBIA LTD trabaja,FUNAMBIENTE cuenta con un Interventor que es el encargado de realizar el seguimientodel Plan de Manejo Ambiental (PMA), basándose en las resoluciones expedidas por lasautoridades ambientales competentes en donde se hacen los requerimientos para cadauno de los campos.

La Interventoría Ambiental debe realizar semestralmente un informe del estado ambientalde los últimos seis meses de cada campo, identificando el cumplimiento del Plan de

Manejo Ambiental junto con el desarrollo de los requerimientos realizados por elMinisterio y las Corporaciones Competentes, revisando si las recomendacionesrealizadas por FUNAMBIENTE han sido acatadas y si los plazos para la instauración delas medidas correctivas se han ejecutado correctamente.


20/343




En estos informes se realiza también un análisis de los resultados de las muestras

tomadas en campo, determinando la afectación de cada uno de los recursos (Aire, Agua,Suelo, Flora, Fauna) por el funcionamiento del proyecto en cada uno de los Campos.El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial en su última exigencia para lapresentación de esta clase de informes, ha solicitado a las empresas generadoras deproblemas ambientales, realizarlos por medio de los Informes de Cumplimento Ambiental(ICA). Esta es una metodología que busca la verificación del cumplimiento y efectividadde los compromisos que el beneficiario de la licencia ambiental o propietario del proyecto,obra o actividad, adquirió ante la Autoridad Ambiental Competente.

FUNAMBIENTE siendo conciente de la necesidad de implementar esta metodología paradar cumplimiento a la exigencia del Ministerio de Ambiente, Vivienda y DesarrolloTerritorial, a las Corporaciones Autónomas Regionales (Entidades Ambientales

Competentes en los diferentes Campos) y a OMIMEX DE COLOMBIA LTD, se ha visto enla obligación de implementarla como compromiso para abarcar integralmente todos losfrentes de la Interventoría Ambiental

Los Informes de Cumplimiento Ambiental son la metodología más apropiada paradeterminar el cumplimiento del Plan de Manejo Ambiental (PMA) y el seguimiento delmismo, por medio de matrices que permiten cualificar y cuantificar cada una de loscomponentes que se determinan en el PMA de cada uno de los campos petrolerosexplotados por OMIMEX DE COLOMBIA LTD.

Para la implementar los ICA (Informes de Cumplimiento Ambiental), es necesario hacerun trabajo conjunto con la coordinación del proyecto y los Interventores Ambientales en

campo.


21/343




OBJETIVOS

Objetivo general.

• Desarrollar una Auditoria Ambiental para la operación de los Campos Petrolerosoperados por OMIMEX DE COLOMBIA LTD, en Boyacá y Antioquia.

Objetivos específicos.

• Evaluar el cumplimiento y efectividad de las acciones de manejo ambiental, lasvariaciones en el estado de calidad del medio ambiente y el nivel de uso y/oaprovechamiento de los recursos naturales.

• Establecer las características de forma y contenido que deben presentar losInformes de Cumplimiento Ambiental (ICA) remitidos a las autoridadesambientales, con el fin de informar sobre el avance, efectividad y cumplimiento delos programas de manejo ambiental que conforman el PMA.

• Valorar el cumplimiento de las acciones del PMA: Acciones de manejo, correccióno compensación, acciones de verificación periódica, acciones de verificaciónsegún avance.

• Determinar los lineamientos para el diseño y el uso de los indicadores ambientalesen la implementación de esta metodología de evaluación del PMA

• Identificar la legislación respectiva de la implementación y funcionamiento de laactividad petrolera.

• Realizar el informe de acuerdo a la metodología de los Informes de Cumplimiento Ambiental para entregárselos a OMIMEX DE COLOMBIA LTD y la fundaciónSalvemos al Medio Ambiente - FUNAMBIENTE


22/343




1. OBJETO DE ESTUDIO

La empresa OMIMEX DE COLOMBIA LTD con la Empresa Colombiana de Petróleos(ECOPETROL) suscribió en el año de 1995 un contrato de Asociación Cocorná y Nare,para la operación del campo Teca, posteriormente en el año de 1997 entra en el contratode asociación el Campo Jazmín, como Asociación Nare Norte; esta asociacióncomprende un área total de 2850 Ha. A su vez, OMIMEX DE COLOMBIA LTD operadesde el año de 1997 el Campo Velásquez, el cual tiene un área de 675 Ha. EL campoTeca se encuentra ubicado en el departamento de Antioquia en los Municipios de PuertoTriunfo (corregimiento Puerto Perales) y Puerto Nare. Los Campos Jazmín y Velásquezhacen parte del municipio de Puerto Boyacá. En cada uno de los campos existenfacilidades de producción y 136 pozos perforados en Jazmín, 263 en Teca y 283

Velásquez.Los pozos de Campo Teca y Campo Velásquez son ubicados en locaciones individuales(monopozo), en Campo Jazmín se perfora más de un pozo por locación, de 6 a 8 pozos,ubicados en Cluster (también llamados plataformas multipozo), este sistema hace quecambie la forma de perforación, pues no se perfora directamente sobre el yacimiento, sinose perfora direccionando el taladro para generar una pendiente y aumentar la producción..

El crudo extraído de cada uno de los pozos es llevado mediante tubería a las facilidadesde producción ubicadas en cada uno de los campos, en donde se realiza el proceso deseparación crudo-gas-agua; el agua residual es tratada e inyectada mediante pozosinyectores al acuífero; el gas es quemado en Teas y el crudo es enviado a la estación El

Sauce, ubicada en Barrancabermeja, mediante el Oleoducto Velásquez-Galán.


23/343




2. ANTECEDENTES

Es importante determinar los antecedentes de cada uno de los campos operados porOMIMEX DE COLOMBIA LTD, para saber la evolución ambiental de los mismos y lanormatividad que los reglamenta.

CAMPO TECA

El primer descubrimiento en la zona fue hecho por la Texas Petroleum Company en 1963con la perforación del pozo Cocorná 1, con fundamento en el régimen vigente para esafecha, se celebró con el Ministerio de Minas y Energía el contrato de Concesión Cocornápara la exploración y desarrollo del área.

De común acuerdo con ECOPETROL en 1980, la Texas entregó al Ministerio de Minas yEnergía el área correspondiente a la concesión, que para esa fecha ya había sidodesarrollada y se encontraba en producción (Campo Cocorná 844), celebrándose unnuevo contrato, esta vez de Asociación, con ECOPETROL (50%-50%).

Con este fin se firmaron los contratos de Asociación Cocorná y Nare, entre la Texas yECOPETROL, el 1 y 3 de septiembre de 1980, para una extensión de 49.552 Ha. El 20de agosto de 1981 se declaró la comercialidad del campo Teca (jurisdicción del municipiode Puerto Triunfo – Antioquia) que inició producción un año más tarde. Posteriormente, el14 de marzo de 1984, se amplió la comercialidad del campo en un área de 61 hectáreasadicionales. El 21 de diciembre de 1984 se declara como comercial el área

correspondiente al Campo Nare Sur (jurisdicción del municipio de Puerto Nare – Antioquia) e inicia la etapa de desarrollo y producción a mediados de 1985.

Desde finales de 1995 los campos Teca y Nare Sur son operados por la empresaOMIMEX DE COLOMBIA LTD, bajo los contratos de Asociación Cocorná y Nare con laestatal ECOPETROL S.A.

OMIMEX DE COLOMBIA LTD, en desarrollo de las operaciones de las AsociacionesCocorná y Nare Sur, ha llevado a cabo una serie de actividades entre las que sedestacan: la construcción de tubería de las líneas principales de flujo, la construcción delas obras de tubería de los pozos dentro de los cluster UNDER RIVER SUR, laconstrucción unidad de fiscalización Módulo Nare y la producción mediante inyección de

vapor de los pozos y servicio a pozos. Durante el periodo reportado se perforaron 12pozos siguiendo los lineamientos dados por el MAVDT.

La participación de la Interventoría es requerida según la Resolución 0624 del 07 de juniode 1995, mediante la cual se debe realizar una Auditoría Ambiental en los campos Teca,Nare y Cocorná. En cumplimiento al Artículo 3, Parágrafo 1B, la Interventoría Ambientaldel campo ha sido asignada a FUNAMBIENTE.


24/343




CAMPO JAZMÍN

El Campo Jazmín fue declarado comercial por ECOPETROL el 25 de marzo de 1987.Posteriormente, en 1997, OMIMEX DE COLOMBIA LTD realizó las pruebas deproducción a los pozos existentes hasta ese momento.

Se perforaron los pozos Roble 1, Cedro 1 y Jazmín 1, e instalaron una batería provisionalen Roble 1. Para esta actividad el Ministerio del Medio Ambiente, mediante Resolución0804 del 4 de Septiembre de 1997, estableció el respectivo Plan de Manejo Ambiental.

Una vez evaluados los resultados obtenidos con las pruebas de producción, OMIMEX DECOLOMBIA LTD, solicitó ante el Ministerio del Medio Ambiente, Licencia Ambiental Globalpara la explotación del campo Nare Norte – Jazmín, mediante la construcción de 28

locaciones multipozo “Clusters” y la perforación de un Pozo de Desarrollo (Tronco 3), lacual fue otorgada mediante Resolución 0595 del 28 de julio de 1999. Dentro de este actoadministrativo se estableció el Plan de Manejo Ambiental para la perforación de 11Clusters de los 28 autorizados por la licencia, además de los PMA presentados para losclusters G, N, R y E, K, Q.

Las obras civiles para la adecuación de los sitios de perforación se iniciaron en mayo de2000 y las actividades de perforación en octubre del mismo año. Posteriormente,OMIMEX DE COLOMBIA LTD presentó al Ministerio del Medio Ambiente el Plan deManejo Ambiental para la perforación de los pozos inyectores A y B, y la perforación delos Cluster AC y AD, licenciados mediante resolución No. 0480 del 7 de junio de 2002.

Más adelante se complementó el Estudio de Impacto Ambiental de Campo Jazmín, quetuvo por objeto el licenciamiento de 27 nuevos clusters (locaciones multipozo), sus víasde acceso, líneas de flujo y dos estaciones intermedias en las zonas norte y sur.

Adicionalmente, se presentó el Plan de Manejo ambiental para la perforación en losclusters AG y AQ

La participación de la Interventoría Ambiental fue requerida, según la Resolución 0595 del28 de julio de 1.999, mediante la cual se otorga una Licencia Ambiental Global para eldesarrollo del Campo Jazmín – Nare Norte, localizado en la jurisdicción del municipio dePuerto Boyacá, Departamento de Boyacá. En cumplimiento al Artículo Décimo Segundode la Resolución 0595/99, la Interventoría a estas actividades ha sido designada aFUNAMBIENTE.

La Compañía OMIMEX DE COLOMBIA LTD, tiene proyectado en la Fase III laconstrucción de nuevos Clusters dentro del Campo Jazmín. El Campo se localiza en lamargen derecha del río Magdalena, aproximadamente 20 Km. al norte de la población dePuerto Boyacá.


25/343




CAMPO VELÁSQUEZ

Campo Velásquez en sus inicios perteneció a la TEXAS PETROLEUM COMPANY la cualexplotó este campo por un período de 39 años. Posteriormente, la compañía OMIMEX DECOLOMBIA LTD adquirió el Campo (1995) y los compromisos del Plan de Restauración

Ambiental presentado por la TEXAS al INDERENA el 30 de abril de 1993. Por medio de laResolución 0782 del 30 de septiembre de 1993 proferida por la Gerencia General delINDERENA, se aprobó el Plan.

Mas adelante mediante Resolución 00537 del 13 de diciembre de 1994, el Ministerio delMedio Ambiente modificó la resolución 0782 del 30 de septiembre de 1993, expedida porla Gerencia General del INDERENA, respecto al plan de reforestación y al Proyecto deConducción de aguas de producción del río a Magdalena.

Llevado a cabo el seguimiento del Plan de Restauración Ambiental por parte delMinisterio del Medio Ambiente, estableció mediante el concepto No. 019-97 del 19 defebrero de 1997, que la empresa TEXAS PETROLEUM COMPANY incumplió con el Planpara el Campo Velásquez. De allí, que la Subdirección de Seguimiento y Monitoreo de laDirección Ambiental Sectorial del Ministerio del Medio Ambiente, expidió el auto No. 273del 29 de abril de 1997, por medio del cual se abrió investigación contra la empresaTEXAS PETROLEUM COMPANY por el incumplimiento del Plan de Restauración

Ambiental y se formularon los respectivos cargos.

Finalmente el Ministerio del Medio Ambiente expidió la Resolución No. 1134 del 3 dediciembre de 1998, por la cual se autoriza la cesión del Plan de Restauración Ambiental

solicitado por la TEXAS PETROLEUM COMPANY a favor de OMIMEX DE COLOMBIALTD, Resolución 0412.

El 25 de febrero de 1999 OMIMEX DE COLOMBIA LTD, radicó los siguientesdocumentos: evaluación hidrogeológica del acuífero del campo Velásquez; monitoreo enla ciénaga de Palagua; informe semestral de avance del Plan de Manejo Forestal;concepto técnico del INPA sobre los programas piscícolas; alternativas de recuperaciónpara la descontaminación de la ciénaga de Palagua, avance de estudio de determinaciónde metales pesados en los peces de la Ciénaga de Palagua y primer informe deseguimiento al Plan de Restauración Ambiental del Campo. En agosto de 1999, laempresa OMIMEX DE COLOMBIA LTD, entregó un segundo informe de Interventoríaambiental y seguimiento al Plan de Restauración Ambiental del Campo.

Por medio del Auto 104 del 9 de abril de 1999, el Ministerio del Medio Ambiente hacenuevos requerimientos a OMIMEX DE COLOMBIA LTD. El 17 de junio de 1999, laempresa OMIMEX DE COLOMBIA LTD, presentó informe de avance del cumplimiento del

Auto 104 de 1999.


26/343




Actualmente, el Ministerio del Medio Ambiente, por medio de la Subdirección de Licencias

Ambientales, profirió el Auto 363 del 15 de mayo del 2001, por el cual se hace otrosrequerimientos a la empresa OMIMEX DE COLOMBIA LTDA, para el mejoramientoambiental de Campo Velásquez.

La participación de la Interventoría Ambiental fue requerida, según la Resolución 412 de1.999, por medio de la cual se exige una Interventoría Ambiental, la cual se encuentra acargo de FUNAMBIENTE.


27/343




3. MARCO DE REFERENCIA

MARCO TEÓRICO

Auditoria Ambiental (AA)

Procedimiento metodológico que involucra análisis, pruebas y confirmación deprocedimientos y prácticas de seguimiento que llevan a determinar la situación ambientalen que se encuentra un proyecto, obra o actividad y a la verificación del grado decumplimiento de la normatividad ambiental vigente. Las auditorías pueden aplicarse endiferentes etapas de un proyecto, obra, o actividad con el objeto de definir su línea base o

estado cero, durante su operación y al final de la vida útil. El informe emergente de la Auditoría Ambiental (AA) se constituirá en instrumento para el mejoramiento de la gestiónambiental.

Ciclo PHVA para el desarrollo de la Auditoria Ambiental

El Planear

En esta etapa se definen los objetivos, la extensión, los recursos y el seguimiento, que sele debe realizar al programa para que este se implemente de acuerdo a lo proyectado.

Los Objetivos se basan en las prioridades de la dirección; en las intenciones comerciales,

en los requisitos del sistema de gestión; en los requisitos complementarios oreglamentarios; en la necesidad de evaluación de proveedores; en los requisitos de losclientes; en la necesidad de las partes interesadas y en los riesgos potenciales para laorganización.

La extensión de la Auditoría se ve influenciada por el alcance, objetivo y duración de cada Auditoría; la frecuencia de las Auditorías a realizar, el tamaño, naturaleza y complejidadde la organización, las actividades por auditar; los criterios de Auditoría; la necesidad deacreditación o certificación, el resultado de Auditorías previas o programas de Auditoríaprevios; los aspectos lingüísticos, culturales y sociales, la preocupación de las partesinteresadas y los cambios significativos en la organización u operación.

Un recurso que se debe tener en cuenta es el financiero necesario para el desarrollo,implementación, gestión y mejora de las actividades de Auditoría.

El procedimiento a seguir para el desarrollo de la Auditoría es generar el plan y programade Auditoría (cronograma), seguido de la realización de la Auditoría; después se realizanacciones complementarias a las auditorías, se lleva registro del


28/343




Programa de Auditoría y, por último, se hace seguimiento al desempeño y mejora del

Programa de Auditoría.

El Hacer (Implementación)

En esta etapa se comunica el Programa de Auditoría a las partes pertinentes, se coordinay programa las Auditorías y otras actividades del programa. Además, se establece ymantiene un proceso para la evaluación inicial de los auditores; se suministran losrecursos requeridos para el equipo auditor; se asegura la realización de las Auditorías deacuerdo al programa; se constata el control de registros de las actividades de Auditoría, larevisión y aprobación de los reportes de Auditoría y distribución al cliente, y a las demáspartes especificadas, y se realizan las acciones complementarias, si son aplicables.

El Verificar

En esta fase se realiza el seguimiento y la revisión del Programa de Auditoría paraevaluar si los objetivos se han cumplido e identificar las oportunidades de mejora. Esteseguimiento se debe realizar por medio de indicadores de desempeño.

La revisión debe considerar:

• Resultados y tendencias del seguimiento.• Conformidad con los procedimientos.• Evolución de las necesidades y expectativas de las partes interesadas.• Registros de Auditoría.

El actuar

Los resultados de la revisión del programa y del análisis de la metodología aplicada,conduce a acciones correctivas o preventivas y mejora del Programa de Auditoría. Estasacciones deben ser implementadas por la empresa auditada para la optimización de susprocesos, programas y proyectos, además de la mejora en la calidad ambiental de cadauno de sus campos minimizando el deterioro a los recursos que se ven directamenteafectados por el desarrollo del proyecto.


29/343




ESQUEMA

Figura 1. Procedimien to p ara la ejecuc ión del Prog rama de Aud itoría

3.1 MARCO CONCEPTUAL

• Alcance de los proyectos, obras o actividades: Un proyecto, obra o actividadincluye la planeación, ejecución, emplazamiento, instalación, construcción,montaje, ensamble, mantenimiento, operación, funcionamiento, modificación, ydesmantelamiento, abandono, terminación, del conjunto de todas las acciones,usos del espacio, actividades e infraestructura relacionadas y asociadas con sudesarrollo.

Mejora del

Programa de

uditoría

Seguimiento y

revisión del

Programa de

uditoría

Definición del

Programa de

uditoría

Implementación

del Programa de

uditoría


30/343




• Beneficiario de la licencia ambiental: Persona natural o jurídica, responsable decumplir con las obligaciones impuestas por la autoridad ambiental competentemediante el otorgamiento de la licencia ambiental, el establecimiento del plan demanejo ambiental y cualquier otro acto administrativo subsiguiente.

• Diseño y uso de indicadores: Para lograr los objetivos del seguimientoambiental, se debe disponer de instrumentos y mecanismos adecuados para laevaluación de la gestión ambiental de los proyectos a los que se les hace elseguimiento, y desarrollar acciones de mediano y largo plazo que permitan unaproductividad sostenible. Para ello, en el momento adecuado es necesario medir yevaluar el cumplimiento y efectividad de las acciones de manejo ambiental, lasvariaciones en el estado de calidad del medio ambiente y en los factores o agentes

de presión sobre los mismos, y el nivel de uso y/o aprovechamiento de losrecursos naturales. En este sentido, se propone el desarrollo de un sistema deindicadores como instrumento de mejoramiento continuo del proceso deseguimiento ambiental de proyectos.

• Evaluación de riesgo: Es el resultado de la comparación y el análisis de lasamenazas de un proyecto y la vulnerabilidad del medio ambiente, con el fin dedeterminar las posibles consecuencias sociales, económicas y ambientales queeste puede producir.

• Función de encargada del cumplimiento ambiental: Es la persona o equipo depersonas de la organización del beneficiario de la licencia ambiental, encargadas

del cumplimiento de las tareas ambientales.• Hidrocarburos: Compuestos orgánicos formados por carbono e hidrógeno.

Pueden estar formados por cadenas hidrocarbonadas abiertas (hidrocarburosalifáticos, por ejemplo el propano), o cerradas formando ciclos o anillos(hidrocarburos cíclicos, por el ejemplo el ciclohexano). Los hidrocarburos cuyosanillos contienen dobles enlaces conjugados son los hidrocarburos aromáticos, porejemplo, el benceno. Existen numerosos derivados de los hidrocarburos, porejemplo los clorados y fluorados. Tanto entre los hidrocarburos como entre susderivados existen numerosas sustancias de importancia industrial, agrícola,médica y ambiental (combustibles, pesticidas, tóxicos, etc.).

• Impacto ambiental: Cualquier alteración en el sistema ambiental biótico, abióticoy socioeconómico, que sea adverso o beneficioso, total o parcial, que pueda seratribuido al desarrollo de un proyecto, obra o actividad.

• Impactos no previstos: Son aquellos impactos ambientales no identificados en elestudio ambiental que se utilizó como base para otorgar la licencia ambiental o


31/343




para establecer el Plan de Manejo Ambiental, pero que se han evidenciado en la

práctica como impactos significativos.

• Informes de Cumplimiento Ambiental (ICA): Escritos técnicos remitidos a laautoridad ambiental, para informar sobre el avance, efectividad y cumplimiento delos programas de manejo ambiental que conforman el PMA, así como losresultados del programa de seguimiento.

• Medidas de compensación: Son las obras o actividades dirigidas a resarcir yretribuir a las comunidades, las regiones, localidades y entorno natural por losimpactos o efectos negativos generados por un proyecto, obra o actividad, que nopuedan ser evitados, corregidos, mitigados o sustituidos.

• Medidas de corrección: Son acciones dirigidas a recuperar, restaurar o repararlas condiciones del medio ambiente afectado por el proyecto, obra o actividad.

• Medidas de mitigación: Son acciones dirigidas a minimizar los impactos y efectosnegativos de un proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente.

• Medidas de prevención: Son acciones encaminadas a evitar los impactos yefectos negativos que pueda generar un proyecto, obra o actividad sobre el medioambiente.

• Oleoducto: Sistema para transporte de petróleo crudo o productos refinados através de una red de tuberías, la cual parte de los campos de producción a las

refinerías y de éstas a los centros de consumo. Se llama polioducto cuandotransporta varios productos refinados y gasoducto cuando transporta gas.

• Petróleo: Aceite mineral natural constituido por una mezcla de hidrocarburos yotros compuestos orgánicos. Es una sustancia combustible líquida viscosa,formada por carburos de hidrógeno. A veces se encuentra mezclado con aguasalada y carburos gaseosos de hidrógeno. El petróleo se presenta de color rojo,negro o ámbar. Es en la actualidad el combustible básico para el funcionamientode las industrias y de los medios de transporte. Una vez refinado proporciona:gasolina, bencina, aceite, etc.

• Plan de Manejo Ambiental (PMA): Es el documento que producto de unaevaluación ambiental establece, de manera detallada, las acciones que seimplementarán para prevenir, mitigar, corregir o compensar los impactos y efectosambientales negativos que se causen por el desarrollo de un proyecto, obra oactividad. Incluye los planes de seguimiento, monitoreo, contingencia y abandonosegún la naturaleza del proyecto, obra o actividad.


32/343




• Tareas ambientales: Compromisos asumidos por el beneficiario de la licencia

ambiental y definidos en el otorgamiento de la licencia ambiental, elestablecimiento del plan de manejo ambiental y cualquier otro acto administrativosubsiguiente.

• Términos de referencia: Son los lineamientos generales que la autoridadambiental señala para la elaboración y ejecución de los estudios ambientales.

3.2 MARCO LEGAL

TABLA No 1. Normas ambientales que reglamentan o establecen áreas conrestricciones para la actividad de perforación

NORMA DESCRIPCIÓN

ConstituciónPolítica de 1991Artículo 63

Especifica las características de las áreas que son inalienables,imprescriptibles e inembargables.

Ley 99 de 1993Artículo 1

Establece la protección especial a zonas de páramos, subpáramos,nacimientos de agua y zonas de recarga de acuíferos

Ley 21 de 1991Artículo 15

Establece la consulta a comunidades indígenas y negras paraejecución de actividades en sus territorios.

Decreto 622 de1977 Artículo 30

Especifica las actividades restrictivas en Áreas del Sistema deParques Nacionales.

Decreto 2857 de1981 Artículos 5 y 6

Establece las prioridades de ordenación de las cuencas hidrográficassegún su situación ambiental y las limitaciones de desarrollo deactividades en ellas.

Decreto 2278 de1953 Articulo 4 Establece las áreas que se consideran como “zonas forestalesprotectoras”.


Establece la restricción de ejecución de actividades en una franja de30 m. de ancho paralela a las líneas de máximas mareas o a la delcauce permanente de los ríos y lagos.


Establece obligaciones respecto a la protección y conservación debosques y especifica las áreas consideradas como forestalesprotectoras.

Decreto 1397 de1996 Artículos 7 y12

Establece la participación de las comunidades indígenas en laelaboración de los estudios ambientales para la ejecución deactividades en sus territorios.

Decreto 1320 de

1998

Reglamenta la consulta previa con las comunidades indígenas y

negras para la explotación de recursos naturales dentro de suterritorio.


33/343




TABLA No 2 Normas ambientales para el uso y aprovechamiento de recursos

naturalesITEM CUÁNDO SE DEBE CONSIDERAR

Concesión deAguas

Decreto 1541 de 1978 Articulo 36. “Toda persona natural o jurídica, pública o privada,requiere concesión para obtener el derecho al aprovechamiento delas aguas para los siguientes fines”. Los que aplican para elproyecto son:

A) Abastecimiento doméstico en los casos que requiera derivaciónD) Uso industrial

Vertimientos

Decreto 1541 de 1978 Artículo 208. Si como consecuencia del aprovechamiento de aguasen cualquiera de los usos previstos por el artículo 36 de este decreto

se han de incorporar a las aguas sustancias o desechos, serequerirá permiso de vertimiento, el cual se tramitará junto con lasolicitud de concesión o permiso para el uso del agua, oposteriormente si tales actividades sobrevienen al otorgamiento delpermiso o concesión.

AprovechamientoForestal

Toda persona natural o jurídica, privada o pública, que pretendausar, aprovechar o afectar un recurso forestal debe tramitar yobtener de las autoridades competentes un permiso donde seestablecen las condiciones para aprovechar el recurso.Sin embargo, para aprovechamientos menores de 20 m3 no esnecesario solicitar el permiso. Artículo 60 Decreto 1791 del 4 deoctubre de 1996.

Manejo deResiduos Sólidos

De acuerdo con la Ley 430 de 1998 las Corporaciones Autónomas

Regionales pueden realizar un seguimiento al manejo dado por unaempresa, en este caso el contratista del operador, a sus residuos,pero NO puede solicitarle ningún tipo de permiso. Sin embargo, y encaso de ser necesario, el Contratista debe:Tramitar licencia de transporte de los residuos o verificar que eltransportador, si es un tercero, posea licencia ambiental para eldesarrollo de su labor.Tramitar licencia para la construcción y operación de un rellenosanitario.Tramitar los permisos de emisión y/o licencia de incineradores, encaso de emplearlos para la destrucción o disposición definitiva delos residuos producidos. De acuerdo con la Resolución 619 de 1997,

Artículo 1 la incineración de residuos requiere permiso en los

siguientes casos:Incineración de residuos industriales no peligrosos: Para más de100 Kg./día.Incineración de residuos domésticos: para más de 100 Kg./h.Incineración de residuos peligrosos o incineradores de uso múltiple:Todos los casos.


34/343


35/343




NORMA ENTIDAD QUE LAEXPIDE

TEMA

Renovables

Decreto 614 de 1984Ministerios de Trabajo,Seguridad Social y SaludPública

Salud ocupacional y seguridadindustrial

Decreto 1594 de 1984 Ministerio de Salud PúblicaUsos del agua y residuoslíquidos

Decreto 919 de 1989 Presidencia de la República Reglamenta la Ley 46 de 1988

Decreto 1220 de 2005 Ministerio del Medio Ambiente Licencias ambientales

Decreto 2190 de 1995 Presidencia de la República Plan Nacional de Contingencias

Decreto 901 de 1997 Presidencia de la RepúblicaTasas retributivas por lautilización del agua

Decreto 321 de 1999 Ministerio del Interior Adopción del Plan Nacional deContingencias

Resolución 2013 de1986

Ministerios de Trabajo,Seguridad Social y SaludPública

Comités de medicina, higiene yseguridad industrial


Manejo de residuos especiales


Ministerios de Trabajo,Seguridad Social y SaludPública

Programas de salud ocupacionalen las empresas

Resolución 1083 de1996 Ministerio del Medio Ambiente Uso de fibras naturales


Ministerio del Medio Ambiente Tarifas de tasas retributivas


36/343




4 DESCRIPCIÓN DE PROCESOS

4.1 TRATAMIENTO DEL CRUDO

El proceso de separación del crudo inicia con el envío del crudo extraído en cada uno delos Pozos al módulo de producción (Foto No. 1). Mediante un manifold se administra elsistema de llegada del crudo desde los Pozos hasta el módulo. (Ver Anexo J)

Foto 1. Módulo de produ cción (Ver Anexo H y K)

Posteriormente el crudo es enviado al separador de agua libre (FWKO); antes de lo cualse le adiciona un desimulsificante y otros químicos para romper la emulsión. Lafotografía (Foto No.2) muestra el sistema de separadores de agua libre utilizado en los

campos.

Foto 2. Separadores de agua libre (FKWO), tratador es electro státicas (Ver An exo L)


37/343




Una vez pasa por este proceso se sigue al tratador electroestático EHT en el cual se

deshidrata el crudo hasta obtener un BSW de 0,5% máximo y un contenido de sal de 50ppm; para este proceso se hace uso de métodos electroestáticos que permiten lograr esteobjetivo.

Luego de este proceso se generan tres tipos de productos: crudo limpio, el cual esalmacenado en tanque de 20.000 barriles de capacidad; donde posteriormente esbombeado al oleoducto Velásquez – Gálan (Ver Anexo I ) gas que es llevado a la Teapara ser quemado (Foto 3) y agua aceitosa la cual es conducida al Skim Tank donde seinicia un proceso de tratamiento reteniendo la fase aceitosa con tamaños de partículasgrandes.

Foto 3. Tea en el módulo de producción

Posteriormente, los productos resultantes circulan a las celdas de flotación donde seinicia un proceso de separación del crudo residual de acuerdo de la partícula a separar;allí se utilizan inhibidores de corrosión, antiincrustantes y rompedores de emulsión entreotros.

El paso siguiente son los filtros de cáscara de Nuez en donde se adelantan procesos defiltrado de partículas de menos tamaño en relación con el proceso de las celdas deflotación.

Una vez terminado este proceso se envía el agua a un tanque de almacenamiento dedonde es pasada a través de filtros de arena y posteriormente se inyectan a los pozosinyectores.


38/343




4.2 PROCEDIMIENTOS PARA LA PERFORACIÓN

El tipo de perforación utilizado es la perforación rotacional la cual tiene doscaracterísticas principales: la rotación y la circulación del fluido de perforación o mejorconocido como lodo.El fluido que se inyecta tiene varias funciones, tales como: remover los cortes deperforados hasta la superficie; enfilar y lubricar la broca; transmitir potencia hidráulica a labroca; soportar las paredes del pozo para evitar su derrumbe; evitar la invasión de fluidosde la formación hacia el pozo y viceversa, crear un medio adecuado para la toma deregistros eléctricos; mantener los sólidos en suspensión durante los viajes y lasconexiones; evitar la filtración en las formaciones productoras creando un revoque (cake)de baja permeabilidad; soportar parte del peso de la tubería que baja al pozo y delrevestimiento; proporcionar la mayor información sobre las formaciones perforadas,

ayudar a controlar la presión en superficie y controlar la corrosión. Al sistema de perforación utilizable, se le incorpora la tecnología direccional para ladesviación requerida de los pozos.

Básicamente, las operaciones de perforación consisten en abrir, mediante la ayuda de untaladro mecánico o eléctrico, un hueco en el subsuelo, cuyo diámetro varía de acuerdo alestado mecánico definido para cada uno de ellos, fundamentado en las características delas formaciones atravesadas y conocidas a través de la historia en los campos, hastaalcanzar la zona de interés u objetivo geológico.

Esta perforación se realiza empleando una broca, que puede ser de diferente material

dependiendo de la formación a atravesar, y que al rotar ayudada por una sarta de tubería,corta las formaciones. Los cortes producto de la perforación, son llevados a la superficiepor medio del lodo, que pasa a través de la sarta. A medida que avanza ésta, el hueco sereviste con un tubo de acero (casing) que se adhiere a las paredes de la formación concemento.

Con el fin de evitar un posible reventón, se instala el equipo de seguridad denominado“BOP” (Blow Out Preventer) o equipo preventivo de reventones. En caso de presentarseun amago de reventón, el BOP sellará y estrangulará la tubería si es necesario,impidiendo el flujo de fluido del pozo hacia la superficie en forma abrupta. Tambiénpermite circular el lodo por el anular para controlar el pozo, de tal forma que la formaciónde presión anormal sea controlada por el lodo con una densidad mayor, medianteprocesos de ingeniería debidamente implementados.

Luego de haber finalizado la perforación y haber llegado a la profundidad de interés, seprocede a realizar el perfilado del pozo, que consiste básicamente en la toma de registroseléctricos, sáficos o radiactivos, para determinar el tipo de roca y fluidos, que finalmentedeterminan la efectividad del pozo. Una vez determinada la efectividad del pozo, seprocede a realizar el empaquetamiento de la zona de interés, utilizando para ello grava


39/343




como filtro de arena. Posteriormente, se lleva a cabo el completamiento del mismo,

definiendo con ingeniería, las características de la sarta de producción a acometer.

4.3 SISTEMAS DE OPERACIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN

Los pozos perforados en campo Jazmín y Teca, tienen una profundidad promedio de2200 pies y en Velásquez la profundidad promedio es de 6870 pies. Para ello OMIMEXDE COLOMBIA LTD., dispone de tres (3) equipos de perforación que tienen la capacidadde perforar hasta una profundidad máxima de 7000 pies, utilizando como tecnología laperforación direccional, con técnicas convencionales basadas en la transmisión de lafuerza de rotación de la sarta, por medio de la mesa rotaria.

Estos equipos involucran para su funcionamiento, seis sistemas mecánicos los cuales se

describen a continuación.Sistema de potencia: la función del sistema de potencia es transmitir energía a todos loscomponentes del equipo que están realizando el trabajo. Por ejemplo, al mismo tiempodebe estar suministrando energía a la mesa rotaria para transmitirle energía rotacional ala broca, y también a las bombas de lodo, para poder circular el lodo por la tubería.

Sistema de levante: está compuesto por el malacate, cable de perforación, bloque decorona, bloque viajero, gancho, polea fija en el tope de la torre, polea móvil que sube ybaja durante la operación, cable muerto, carrete de suministro de cable, cuñas,elevadores, indicadores de peso y torre de perforación.

El principal punto de control de la perforación lo constituye el malacate, con enroscado ytomos auxiliares de desenroscado en corona, cuenta con dos monturas para proporcionarla entrada de fuerza y un freno neumático. La función básica de este equipo es soltar orecobrar el cable de acero que sirve para bajar y sacar la sarta.

Sistema de rotación: un equipo convencional de rotación consiste de: unión giratoria,buje maestro, kelly drive bushing, vástago de rotación, mesa rotaria, y sarta deperforación, la cual incluye la broca que es el elemento que corta las formaciones.

Sistema de control de pozo: es un equipo de seguridad (BOP, Blow Out Preventer)ubicado en la superficie, en caso de presentarse un amago de reventón, sellará yestrangulará la tubería si es necesario, impidiendo el paso de fluido del pozo hacia lasuperficie en forma abrupta. También permite circular el lodo por el anular para controlarel pozo, de tal forma que la formación de presión anormal sea controlada por el lodo conuna densidad mayor, mediante procesos de ingeniería debidamente implementados.

Sistema de guía y monitoreo: existen dos sistemas de monitoreo durante la operaciónde perforación, que son: el operado por el perforador en los paneles especiales ubicadosal lado de la mesa rotaria en la caseta del perro (Doghouse) y los medidos en la caseta


40/343


41/343




Figura 2 Loc ación tipo. Vista de Planta

IIDDEECCOO

ACPM

CARRIER PLANCHADA

BODEGA

BODEGA ENFERMERIA BODEGUERO/R. OPERADOR COMPANY MAN PUSHER/MECANICO

SOLDADOR

TALLERMECANICO

COMEDOR

PLANTAELECTRIC

A

BOMBA2

BOMBA1

TANQUEAGUA

TANQUEPREHIDRATACION

TANQUE DESUCCION

TANQUE DEDESCARGA

DOGHOUS

E

ACUMULADOR

TOOLBOX

POORBOY

DEGASSE

CHOKEMANIFOL

D

ANCLAJES


42/343




5 CARACTERIZACIÓN DEL ÁREA

El Proyecto se encuentra localizado en los municipios de Puerto Boyacá - Boyacá yPuerto Perales - Antioquia, en la zona del Magdalena Medio.

5.1 ASPECTOS FÍSICOS

A continuación se describen los aspectos físicos más sobresalientes en el área delpresente estudio, con el fin de conocer las generalidades de la misma.

5.1.2 Geología

Las formaciones están compuestas por depósitos continentales de edad Terciaria,cubiertos por sedimentos aluviales y depósitos del cuaternario, producto de la actividadgeológica del río Magdalena y sus afluentes. Los depósitos continentales corresponden asedimentos fluviales, representados por rocas de la formación Mesa y el grupo Honda, elcual no aflora en el área de interés.

5.1.2.4 Geología Estructural

En el área cubierta por el presente estudio no se identificó ninguna estructura de tipotectónico.

La Formación Mesa presenta una estratificación aproximadamente horizontal, sindislocaciones que evidencien una actividad tectónica reciente.

5.1.2.5 Geomorfología

Se diferencian dos tipos de paisaje, el primero caracterizado por una topografía plana aondulada, determinada por la presencia de depósitos recientes y subrecientes del ríoMagdalena, donde la llanura aluvial presenta pequeños cursos de agua que forman unmal drenaje con zonas de inundación permanente.

El segundo tipo de paisaje, corresponde a colinas disectadas, características de laFormación Mesa y el Grupo Honda, donde predomina un drenaje dendrítico. Los procesosmodeladores se deben a la erosión hídrica y adquieren cierta influencia coluvial en laszonas adyacentes a las partes altas. En esta unidad se observan cárcavas en áreascarentes de cobertura vegetal y procesos de erosión en surcos.

En la modulación del relieve han influido procesos endógenos que originaron ellevantamiento de colinas con terrazas disectadas y procesos exógenos que produjeron la


43/343




erosión intensa de rocas y terrazas, formando un paisaje caracterizado por colinas bajas,

llanura aluvial anegable en época de lluvias y valles que separan las colinas.

5.1.3 Aspectos Climáticos

Por la localización geográfica del área de estudio, el clima es de carácter tropical,determinado principalmente por las variaciones altimétricas y la influencia que ejerce elmovimiento de la Zona de Confluencia Intertropical (ZITC), la cual genera dos periodoshúmedos y dos secos que se presentan intercalados a lo largo del año. Otros factores queejercen influencia en las características climáticas de la zona, además de la precipitacióny la temperatura, son la humedad relativa, brillo solar y los vientos.

Para el análisis climático se utilizó la información hidrometeorológica registrada en las

estaciones del IDEAM que se encuentran en la Tabla No 4; las cuales fueronseleccionadas por su proximidad geográfica, además de la representatividad ydistribución homogénea sobre el área de estudio.

Para el estudio de la información recopilada se seleccionó un período de tiempohomogéneo comprendido entre los años 2002 y 2004. A continuación se presentan losfactores climatológicos como la precipitación, temperatura, humedad relativa y nubosidad.

Los parámetros analizados de las estaciones fueron: valores totales mensuales deprecipitación (mm), valores máximos mensuales de precipitación 24 horas (mm), valoresmedios mensuales de temperatura (°C) y valores medios mensuales de HumedadRelativa (%).

Tabla No 4. Características generales de las estaciones utilizadas en el estudio

ESTACIÓN CÓDIGO TIPO LATI LONG COTA CORRIENTE DEPARTAMENTO

PuertoBoyacá

2311501 CO 05’57 74’36 350 Magdalena Boyacá

AeropuertoPuertoBerrío

2309501 CO 06’29 74’25 150 Magdalena Antioquia

AeropuertoPalanquero

2303502 SP 05’29 74’39 172 Magdalena Cundinamarca

Fuente: IDEAM

5.1.3.4 Precipitación

En general la distribución de las lluvias a lo largo del año presenta un régimen bimodal,con dos periodos de lluvia en los meses de marzo – mayo y septiembre – noviembre; losdemás meses son llamados de transición entre cada uno de estos periodos. Laprecipitación media anual en la zona es de 2090 mm.


44/343




En la Tabla No 5 y la Figura 3 se presentan los valores de la precipitación mediamensual multianual de las estaciones utilizadas. Como se observa, los valores más altosde precipitación los presenta la Estación Aeropuerto Puerto Berrío con valores de 296.2mm. y 325.2 mm. para los meses de mayo y septiembre, respectivamente.Tabla No 5. Precipitación Media Mensual Multianual para las tres EstacionesAnalizadas

ESTACIÓN ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL


87.8 90.4 152.6 178.5 212.1 118.8 55.8 76.9 182.9 231.9 218.3 136.9 1742.9


54 99.7 162.6 292.7 296.2 220.2 207.8 214.9 325.2 301.4 192.9 88 2455.6

PuertoBoyacá 75.1 115.2 180.3 238.5 221.3 148.7 125.8 131 271.7 277.3 187.4 101.5 2073.8

Fuente: IDEAM

0

50

100

150

200

250

300

350

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

P R E C I P

I T A C I O N ( m m )

APTO PALENQUERO APTO PUERTO BERRIOPUERTO BOYACA

Figur a 3. Precipi tación

Para esta misma Estación los valores más bajos se presentaron en los meses dediciembre y enero con 88 y 54 mm. Para la Estación de Puerto Boyacá los valoresmáximos se generaron en los meses de septiembre y octubre con registros entre 271.7 y277.3 mm y los mínimos en los meses de diciembre y enero con valores entre 101.5 y75.1 mm. Con respecto a la Estación Aeropuerto los valores máximos fueron en losmeses octubre y noviembre con valores de 231.9 y 218.3 mm respectivamente y losregistros mínimos se presentaron en los meses de enero y febrero con valores de 87.8 y90.4 mm.


45/343




5.1.3.5 Temperatura

En la Tabla No 6 y la Figura 4 se muestran los valores mensuales promedio de latemperatura en las estaciones; se observa que la distribución de la temperatura esrelativamente uniforme, el valor máximo se presenta en la Estación AeropuertoPalanquero en el mes de agosto con una temperatura de 30.3 °C y la menor en el mes denoviembre con 28.1°C.

Para la Estación del Aeropuerto Puerto Berrío la máxima temperatura se registró en elmes de febrero con un valor de 29.1°C y la menor para los meses de octubre y noviembrecon un valor de 28.1°C. Finalmente, la Estación de Puerto Boyacá generó el máximo valoren el mes de julio de 28.9°C y la menor en el mes de noviembre con un valor de 27.1°C.

Tabla No 6 Temperatura media mensual multianual para las tres estacionesanalizadas

ESTACIÓNENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC


28.8 28.9 28.7 28.7 29 29.1 29.7 30.3 29.1 28.4 28.1 28.5


29 29.1 28.9 28.7 28.7 28.7 28.9 28.9 28.3 28.1 28.1 28.4

PuertoBoyacá

27.9 27.9 27.7 27.6 28 28.4 28.9 27.6 27.2 27.2 27.1 27.5

Fuente: IDEAM

2 5

2 6

2 7

2 8

2 9

3 0

3 1

E N E

F E B

M A R

A B R

M A Y

J U N

J U L

A G O

S E P

O C T

N O V

D I C

° C

A P T O P A L E N Q U E R O A P T O P U E R T O B E R R IO

P U E R T O B O Y A C A

Figura 4. Temperatur a Media Mensual Mult ianual


46/343




5.1.3.6 Humedad Relativa

La humedad media mensual en la zona de estudio es de 57%, con una variación mínimaa lo largo del año en cada una de las estaciones; pero, existe una notable diferencia conla Estación Aeropuerto Puerto Berrío, que presenta valores entre 20.6°C y 21.5°C a lolargo de todo el año. Los valores medios multianuales están en la Tabla No 7 y Figura 5.

Tabla No 7. Humedad Relativa Media Mensual Multianual Para Las Tres EstacionesAnalizadas

ESTACIÓN ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA

Aeropuerto

Palanquero

72 72 74 74 72 71 65 63 69 75 76 76 71.6

AeropuertoPuertoBerrio

21.1 21.3 21.5 21.3 21.4 21.4 21.1 20.8 20.6 20.7 21.3 21.5 21.2

PuertoBoyacá

77 77 79 80 79 78 75 73 78 80 82 80 78.2

Fuente: IDEAM

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

8 0

9 0

E N E

F E B

M A R

A B R

M A Y

J U N

J U L

A G O

S E P

O C T

N O V

D I C

%

A P T O P A L E N Q U E R O A P T O P U E R T O B E R R IO

P U E R T O B O Y A C A

Figura 5. Humedad Relativa Mensu al Multianual

5.2 ASPECTOS BIÓTICOS

5.2.2 Vegetación

El área de influencia del Proyecto se localiza a una altitud entre los 130 y 160 m.s.n.m. locual lo ubica dentro del piso térmico basal, con una vegetación típica de bosque


47/343




sucesional secundario, representado en rastrojos, con áreas en pastos naturales y otras

en pastos manejados.

La vegetación nativa ha sufrido una fuerte intervención antrópica quedando escasosrelictos de bosque aislados, muchas especies han desaparecido y otras están a punto dehacerlo.

5.2.3 Fauna

La presencia de los organismos que constituyen la fauna de la zona del área, estáconcentrada en los sectores donde se encuentran los relictos de zonas arbustivas, ya seandensos y poco intervenidos; así, la ocurrencia de la fauna se da como respuesta a lascondiciones estructurales de cada zona y se encuentra relacionada a las principales

unidades de paisaje y su respectiva coherencia con la cobertura vegetal y los cuerpos deagua.


48/343




6 GENERALIDADES POR CAMPO

6.1 TECA

6.1.1 Ubicación general y acceso al campo

Los campos Teca y Nare Sur están ubicados en el departamento de Antioquia, límites conel departamento de Boyacá en jurisdicción de los municipios de Puerto Triunfo y PuertoNare, respectivamente. Localizados a aproximadamente, 160 kilómetros al noroeste deBogotá y 190 kilómetros al sur de la Refinería de Barrancabermeja; a 23 kilómetros de laautopista Bogotá - Medellín por el occidente y 5 Km. de la troncal del Magdalena Mediopor el oriente. La ciudad más importante cercana a los campos es Puerto Boyacá

(Boyacá) (Ver Anexo E)

6.1.2 Aspectos generales del campo

En la actualidad el Campo cuenta con 312 pozos perforados, en el estado que se indicaen la Tabla No 8 con una producción diaria promedio de crudo de 2200 barriles y unainyección diaria de agua residual en promedio de 8000 barriles.

Dichos pozos producen crudo que varía entre 18 a 21 grados API, utilizando bombeomecánico como sistema de levantamiento artificial, debido a la baja presión delyacimiento que no permite el flujo natural. Los pozos son de tipo vertical y completados auna profundidad promedio de 6870 pies.

El Campo cuenta con tres módulos de producción (denominados Modulo 1, 4, y MóduloNare) y una estación de bombeo denominada Teca, desde donde se transporta el crudohasta el manifold ubicado frente a la estación de VASCONIA en el Km. 14 del OleoductoVelásquez – Galán, que, a su vez transporta el crudo producido hasta Barranca para serposteriormente entregado a ECOPETROL.

TABLA No 8. Estado actual pozos de Campo Teca

ASOCIACIÓNESTADO DEL POZO

COCORNA NARE SUR

Esperando Reparación 29 2 Activos 211 62

Candidatos a abandono 4 3

Abandonados (Elaborada forma 7CR) 14 3

Inyección de aguas residuales 4 0


49/343




ASOCIACIÓNESTADO DEL POZO

COCORNA NARE SUR Alto corte BSW (*) 48 1

Total pozos 312 71

6.1.3 Actividades operativas y de mantenimiento

A continuación se describen las actividades más importantes desarrolladas en el periodoy correspondientes, básicamente, a trabajos de: obras civiles, producción, servicios apozos, perforación, mantenimiento eléctrico, seguridad industrial y medio ambiente.

6.1.3.1 Producción

• Reparación de tubería en las líneas de transferencia de crudo entre los Módulos,las líneas de producción de pozos productores, las líneas de inyección de aguasresiduales y los tanques de almacenamiento de crudo y de agua residual.

• Limpieza y restauración de áreas afectadas por pequeños derrames presentadosen las líneas de transferencia de crudo entre Módulos, líneas de producción depozos productores, líneas de inyección de aguas residuales y áreas afectadasdentro de las locaciones y baterías del campo.

• Limpieza de contaminación línea general del T24.

• Limpieza de la contaminación en vía principal Modulo 1.

• Con el camión de vació se descontaminó un bajo inundable en la locación T58.

• Limpieza de contaminación generada en la línea del T352 al T24.

• Limpieza de contaminación parte posterior Módulo 1.

• Limpieza de maleza en la Estación de Bombeo Teca.

• Limpieza en los Módulos 1, 4 y Nare.

• Mantenimiento y rocería de áreas, limpieza de canales, recolección de residuossólidos y mantenimiento en general de la Estación de Bombeo Teca, Módulos 1, 4y Nare.


50/343


51/343




6.1.3.3 Obras Civiles

Actividades desarrolladas por contrato durante el periodo reportado fueron:

• Mantenimiento general (pintura, arreglo de baños, sanitarios y puertas) de oficinasde Banderas, Club Staff y Módulos 1 y 4.

• Mantenimiento de vías que comunican la vía principal del Campo con las víassecundarias que van a los Módulos 1, 4, Nare, así mismo, las vías de acceso apozos.

• Construcción de Unidad de Fiscalización de crudo UNDER RIVER SUR

• Construcción de líneas de flujo para los pozos UNDER RIVER SUR6.1.3.4 Mantenimiento Eléctrico

• Revisión de alumbrado perimetral de los Módulos 1,4, Nare y Estación de BombeoTeca.

• Instalación de Bombas PCP ( Área Teca Centro: 60, Área Nare: 14)

• Adecuación para iluminación de patios de tubería

• Mantenimiento a las subestaciones eléctricas.

• Rocerías áreas aledañas a las subestaciones.

6.1.3.5 Seguridad Industrial

• Asesorías en Higiene y Seguridad Industrial a todo el personal del Campo.

• Apoyo PVE Conservación Visual: Mediciones de Iluminación.

• Dosimetrías para definir en que puntos se encuentra a mayor exposición de ruidolos operadores y la comunidad

• Capacitación Comité Paritario.

• Jornada de vacunación contra la rubéola y el sarampión

• Inspecciones bimensuales de extintores


52/343




• Capacitación de primeros auxilios

• Capacitación de manejo defensivo

• Adecuación de puestos de trabajo.

• Seguimiento a limpieza de contaminaciones

• Seminario investigación de accidentes.

• Capacitación autocuidado y autoprotección.

• Capacitación brigada de emergencia.

• Capacitación investigación de accidentes.

• Capacitación responsabilidad civil.

6.1.3.6 Manejo de Residuos Sólidos

Se continúa con el proceso de reciclaje mediante la ASOCIACIÓN RENACER,conformada por señoras residentes en el corregimiento de Puerto Perales y que son lasencargadas del Manejo Integrado de los Residuos Sólidos (MIRS) en el Campo.Mediante esta cooperativa de hace la selección y clasificación de los residuos sólidos

domésticos generados tomando como donación todo el material reciclado y dejando paradisposición en el relleno sanitario por parte de Empresas Públicas de Boyacá el resto deresiduos.

Los residuos generados durante el período reportado se pueden observar en la Tabla 9,la comparación de los datos obtenidos se observa en las Figuras 6 y 7, en la cual sepuede ver un leve aumento de residuos dispuestos en el relleno, durante los cuatroprimeros meses del periodo debido a la campaña de perforación y a la construcción defacilidades del proyecto UNDER RIVER SUR

TABLA No 9. Residuos sólidos generados durante el periodo reportado – CampoTeca

MES CARTÓNKg.

PAPELKg.

VIDRIOKg.

CHATARRAKg.

PLÁSTICOKg.

LATASKg.

RELLENOKg.

Mayo 15 10 5 15 15 11 2329

Junio 10 5 25 10 10 8 2512


53/343




MES CARTÓNKg. PAPELKg. VIDRIOKg. CHATARRAKg. PLÁSTICOKg. LATASKg. RELLENOKg.

Julio 15 18 27 10 30 5 3115

Agosto 20 12 10 8 31 10 3489

Septiembre 15 12 5 5 8 26 2149

Octubre 5 15 10 12 10 5 1475

Figura 6. Material Reciclad o- Campo Teca

Figura 7. Material para el Relleno Sanitario – Campo Teca

6.1.3.7 Manejo de Residuos Líquidos Domésticos

En la actualidad el campo cuenta con un sistema de pozos sépticos distribuidos por las

Material Reciclado (Mayo a Octubre de 2005)

15

10

15

20

15

5

10

5

18

12 12

15

5

2527

10

5

10

15

10 108

5

12

15

10

30 31

81011

8

5

10

26

5

MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE

P e s o ( K g )

CARTON Kg. PAPEL Kg. VIDRIO Kg. CHATARRA Kg. PLASTICO Kg. LATAS Kg.

Mater ia l Re l leno Sanitar io (Mayo a Octubre de 2005)

0

5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

M A YO JUNIO JUL IO A GOST O SEPT IEM BRE OC T UBRE

P e s o ( K g )

MAYO JU N IO JU L IO AG O S TO S E P TIE MB R E O C TU B R E


54/343




principales áreas. Se tiene programado el mejoramiento y adecuación de estos pozos

sépticos para el próximo período.

Para la fecha de elaboración del presente informe continua en trámite enCORANTIOQUIA la ampliación del permiso de vertimiento de aguas residualesdomesticas.

6.1.3.8 Sistema de Inye

Documents

Auditotias Petrolera La Salle