La modernización del ONP comprende tres grandes aspectos. El técnico es el más relevante porque se trata de un oleoducto con más de 40 años y es necesario hacerle algunas actualizaciones técnicas. Es importante recordar que fue diseñado para crudos livianos y hay varios equipos y sistemas que aún datan de esa época. Se les va a cambiar para que se adecúen y garanticen eficiencia para el transporte del crudo actual. Aparte de estas mejoras se debe superar la brecha tecnológica, lo cual debe hacerse de manera articulada, para que cada cambio o modificación tenga sentido en función de otro. Adicionalmente se optimizará el sistema de detección de fugas, es decir, se instalarán más transmisores de presión, medidores de caudales y de niveles de los tanques, en tiempo real, con pantallas que sean más amigables para tener un mayor control.
Aparte del aspecto técnico, está el normativo, o sea, el cumplimiento tanto del decreto legislativo 1292 (Operación segura y confiable del ONP) como la adecuación al decreto supremo 081-2007-EM.
Asimismo, otro aspecto son las expectativas de producción. En el Perú tenemos reservas de crudo por 443MMB, distribuidas en los lotes 8, 64, 67, 95, 131 y 192, y están en exploración los lotes 39, 103 y 116.
En consecuencia, la normatividad obliga a modernizar ya que se cuenta con un potencial nada despreciable de reservas.
Por otra parte, existe interés de empresas ecuatorianas para trasladar crudo a través del ONP, e incluso construir un ducto para ello. El 15 de noviembre de 2019, PETROPERÚ firmó un convenio con Petroamazonas justamente para evaluar el futuro transporte de las reservas ecuatorianas por 90MMB en sus lotes (bloques) 86 y 87, porque al norte de estas hay una reserva nacional, que complica la conexión con Oleoductos de Crudos Pesados Ecuador (OCP). Solo haría falta un ducto de aproximadamente 100 kilómetros para llevar 90,000 barriles de ese crudo a Andoas. Solo contar con la tercera parte de ese volumen mejoraría considerablemente las perspectivas de rentabilidad del ONP por 20 años más.
En cuanto al proceso de modernización, en enero de 2019 concluyó el diagnóstico e ingeniería conceptual, y la demanda de transporte (ítems de la fase 1). El nuevo esquema tarifario (el ítem final de la fase 1) está en trámite debido a una incompatibilidad en el decreto legislativo que ha detectado Osinergmin. En cuanto a la fase 2, la evaluación económica inicialmente resultó negativa por el bajo volumen de crudo por transportar. Este ítem está en manos de inversionistas privados que operan los lotes y la solución pasa por el establecimiento de acuerdos sostenibles con las comunidades vecinas a fin de arribar a acuerdos en los temas de consulta previa, seguridad, cambios en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, entre otros.
Este es un proceso que beneficiará al país ya que permitirá relanzar la industria petrolera, incrementar la inversión, con beneficios de canon, sobre canon y regalías, paz social y mejora de la calidad de vida de las comunidades y regiones petroleras.
El proceso de modernización tiene dos grandes componentes: la modernización en sí misma (proceso de largo plazo) y los proyectos priorizados y mejoras (de corto y mediano plazo, actualmente en curso). A continuación, una descripción de los avances y situación actual de ambos componentes.
Fase 1
Considera el diagnóstico y la ingeniería conceptual, la demanda de transporte y el nuevo esquema tarifario. Al respecto, se realizó la evaluación de la demanda de transporte, y se concluyó el diagnóstico e ingeniería conceptual. En este sentido, se ha determinado la necesidad de desarrollar proyectos por obligaciones normativas (cumplimiento del decreto supremo 081-2007-EM y la resolución ministerial 453-2016-MEM), obsolescencia de equipos y eficiencia energética. Asimismo, se evaluaron tres escenarios de demanda de transporte: base (30 MBD), medio (59 MBD) y optimista (95 MBD). Se calcula que los costos de inversión fluctúan entre 600’000,000 y 1’200,000,000 de dólares. De la fase 1, solo queda pendiente el nuevo esquema tarifario para el ONP, hasta definir un mecanismo que asegure el ingreso del negocio del ONP y su financiamiento.
Fase 2
Comprende la evaluación económica, la ingeniería básica del proyecto y la modificación del contrato de concesión. Al respecto, se realizó la indagación de mercado para contratar la ingeniería básica extendida para el escenario base de 30 MBD. Se desarrolló también la evaluación económica del negocio Oleoducto, considerando el gasto de capital (CAPEX) y el gasto operativo (OPEX) por la modernización en el escenario base (menor monto de inversión), arrojando un valor actual neto (VAN) negativo. Se determina que los ingresos no cubren el gasto operativo ni las inversiones requeridas. En este escenario, se analizan alternativas para viabilizar el negocio del ONP. Luego de lo cual, se pasará a la fase 3, es decir, la ingeniería de detalle, procura y construcción.
Se han podido dar pasos significativos en la mejora del Sistema de Detección Fugas, con instalación de transmisores de presión en el ORN y Tramo I; en la modernización del sistema SCADA (instalación de catorce computadoras industriales y actualización de software en estaciones y Sala Control Piura); el reemplazo de motogeneradores para Estación 1; y el reemplazo de tres motores para motobombas en pontones de la Estación 1.
Asimismo, se viene ejecutando la instalación de 21 válvulas de bloqueo automático en el ONP y el reemplazo de una motobomba de tornillo; y se encuentra en proceso de contratación la modernización del Sistema Protección Catódica (SPC) en diez sectores de los tramos I y II.
Con estas actividades priorizadas que se están ejecutando, habrá una mejora paulatina del desempeño del ONP. Estos proyectos están cerca de los S/ 260’000,000, que es parte del monto previsto para la Modernización del ONP.
Estos cambios suponen muchas ventajas tecnológicas. Por ejemplo, las 21 válvulas para sectorizar el tubo. La tubería hasta ahora contaba con válvulas manuales. De modo que, si había un derrame, era necesario cerrarla manualmente. Las nuevas válvulas que se están instalando son de bola de cierre rápido y actúan mediante un software. Eso significa que, si se detecta una caída de presión, se activan los trasmisores que se han instalado y comienza a hacerse un cálculo matemático. El sistema determina el punto exacto de la falla y ordena inmediatamente el cierre de las dos válvulas continuas. Entonces, el crudo que va a discurrir hacia el punto de falla, va a ser menor. Estas mejoras redundarán en una mejor protección.
Válvulas de cierre automático
Asimismo, los trasmisores dan una lectura de la tubería que avisará rápida y oportunamente una falla. Actualmente, se dispone de un trasmisor a la salida de la Estación 1 y a la llegada de la Estación 5, a los cuales se han sumado cuatro puntos intermedios, lo cual da una localización más fina. Antes era necesario hacer una regla matemática por distancias entre dos puntos. Ahora son seis puntos. Hay una mayor precisión para situar una falla en determinado kilómetro. De esa manera se facilitan los detalles de la reparación para llegar sin contratiempos a la zona. En términos logísticos, se puede programar con mayor eficiencia el transporte de equipo y personal. Antes, el margen de error era de mucho más de un kilómetro y eso implicaba una mayor incertidumbre de lo que se iba a encontrar.
Otra implementación relevante es la colocación de equipos de protección catódica cada cierta distancia, que cubra sesenta kilómetros, o sea, treinta a la derecha y treinta a la izquierda, con unos ánodos de sacrificio, que son unos inversores que inyectan electricidad a la tubería para que esta no se desgaste. La idea es proteger la tubería para minimizar y hacer más lento el proceso de corrosión. En principio, lo que hace la protección catódica es resguardar la zona donde el recubrimiento ha fallado porque si este estuviera perfecto no habría contacto con el oxígeno y, por tanto, no habría corrosión.
Transmisores de presión
El medidor de niveles brinda un control adicional de los volúmenes transportados por el tubo. Se van a colocar medidores de caudal que ofrecen un balance firme de entrada-salida tanto a la tubería como a los tanques. De esta manera se va a tener caída en el tubo y caída en el tanque con lo cual el balance va a ser muy exacto.
Esto no va a evitar los actos delictivos, pero sí va a permitir una respuesta más rápida y eficiente para reparar daños o reforzar puntos vulnerables. Ni bien se produzca un corte en la tubería, se actuará con mayor rapidez, pues habrá una inmediata lectura de la caída de presión con mayor precisión del lugar. Con esta información precisa de la falla se tomarán mejores decisiones, en tanto que las válvulas ya bloquearon la zona afectada disminuyendo el derrame y su impacto ambiental.
De otro lado, para prevenir y disuadir los actos delictivos se instalarán cámaras de videovigilancia en postes de 16 metros, los cuales, además, se encuentran protegidos. En cada punto videovigilado hay sensores que dan cuenta de la presencia de personas ajenas al ONP. Esto pone en alerta al sistema. Entonces, por acción humana, la cámara se dirige y enfoca hacia el punto de interés. Esto posiblemente reduzca los atentados y, lo más importante, permitirá detectar rápidamente el punto perjudicado.
