Informe de Gases de Efecto Invernadero - 2011 Inventario de Emisiones de CO 2011

Informe de Gases
de Efecto Invernadero
2011
Inventario de Emisiones
de CO² 2011
Unidad de Negocio Ecuador:
Bloque 16 y Área de Tivucano

Sumario

Introducción........................................................................................................................... 3
Descripción de la organización................................................................................. 4
Límites de la organización............................................................................................6
Límites operativos.............................................................................................................. 7
Año base histórico e inventario de GEI para el año base......................... 8
Metodologías de cuantificación y factores de emisión.............................. 8
Acción dirigida de reduccion de CO².....................................................................9
Descripción de estrategias y programas de GEI de Repsol. ............... 10
 Declaración de verificación del inventario
 de emisiones de CO² emitidas por la compañía auditora
“Lloyd’s Register Quality Assurance (lrqa)”.................................................11

INVENTARIO DE EMISIONES DE CO² 2011
UNIDAD DE NEGOCIO ECUADOR: BLOQUE 16 Y ÁREA DE TIVACUNO

Introducción
 El Grupo Repsol YPF decidió acometer en 2007 la verificación del inven-
 tario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de sus instalaciones indus-
 triales como parte de su “Plan de Carbono”. Como un primer paso para
 alcanzar este objetivo, Repsol realizó la verificación del inventario 2007
 de CO² de Refino España y Química España y Portugal, mediante un
 organismo externo independiente de acuerdo a los principios de la Norma
 Internacional UNE-ISO 14064-1, obteniendo un dictamen positivo.
 De 2008 a 2010 se amplió el alcance de la verificación, completándose
 en 2010 todas las instalaciones industriales de Downstream (España,
 Portugal, Argentina y Perú) del Grupo Repsol YPF, siguiendo los criterios
 de la Norma Interna 342-NO031MG “Elaboración del inventario de GEI
 de Repsol YPF”.
 A partir de 2011, y siguiendo las directrices de la citada Norma, se amplía
 de nuevo el alcance de la verificación, comenzando la verificación en
 las instalaciones de “Upstream” del Grupo. Debido a la diversidad de
 instalaciones y negocios de “Upstream” se ha dividido el inventario
 citado en varios informes que se someterán a verificación de manera
 independiente (por Unidad de Negocio, normalmente).
 El presente informe recoge el inventario de emisiones de GEI para el
 año 2011, correspondiente a la operación de Repsol en el Bloque 16 y
 Área Tivacuno que se producen en las siguientes instalaciones: Northern
 Production Facility (NPF), Southern Production Facility (SPF), Tivacuno
 A/B y Shushufindi (SSFD).
 Repsol considera que adoptando este estándar:
• Se asegura la consistencia, la transparencia y la credibilidad frente a
 nuestras partes interesadas de los procesos de cuantificación, segui-
 miento y reporte de GEI;
• Se mejora la identificación y la gestión de los riesgos y oportunidades
 relacionados con los GEI;
• Ayuda a la Compañía a alcanzar una estandarización de la metodología
 para el diseño, el desarrollo e implementación de las oportunidades y
 programas de reducción de emisiones GEI.
• Se garantiza y se proporciona credibilidad en el desarrollo de línea base
 en las instalaciones susceptibles de desarrollar proyectos MDL.
 Este informe ha sido elaborado por la Dirección de Huella Ambiental y
 Unidad de Carbono de Repsol YPF en coordinación con la Unidad de
 Negocio de Repsol Ecuador (Dptos. de Ingeniería de Instalaciones de
 Superficie y Medio Ambiente).
 El responsable del presente informe es Jaime Martín Juez, Director de
 Huella Ambiental y Unidad de Carbono del Grupo Repsol-YPF.
 Se ha realizado por parte de LRQA Business Assurance (Lloyd’s Register
 Quality Assurance) la verificación de este informe con un aseguramiento
 limitado según la Norma Internacional UNE-ISO 14064-1.

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Descripción de la organización
El Bloque 16 operado por Repsol YPF, se ubica en la Provincia de Orellana,
ocupando parte del Parque Nacional Yasuní y de la Reserva Étnica Waorani.
Repsol YPF dispone de dos facilidades de producción: SPF en el Sur del
Bloque 16 (Southern Production Facility) en la que ingresa la producción
de los pozos que provienen de los Campos Ginta, Iro, Wati, Dabo, Daimi
y Amo; y NPF en el Norte del Bloque 16 (Northern Production Facility)
en la que ingresa la producción de los pozos que provienen de Campos
Capirón, Bogi y Tivacuno.
Tanto en SPF con una capacidad de procesamiento de 800.000 BAPD y
56.000 BOPD como en NPF con una capacidad instalada para procesar
250.000 BAPD y 38.000 BOPD, existen distintas facilidades para el
procesamiento del crudo, separando el gas y el agua del crudo. El gas
es utilizado para la generación eléctrica y el remanente es quemado
en las teas (antorchas) que se sitúan en cada estación. El agua que es
separada del crudo es conducida al sistema de tratamiento de agua de
formación para su inyección en los diferentes pozos reinyectores de agua
de formación con los que cuenta el Bloque 16.
Por otro lado existe infraestructura donde se desarrollan distintas activi-
dades de soporte y complemento a las desarrolladas dentro del Bloque,
entre estas tenemos la Estación de Bombeo Shushufindi (Transferencia del
petróleo bombeado desde el Bloque 16) y Ramal de Entrega de Petróleo,
Lago Agrio (Entrega del petróleo a OCP).
A continuación se describirán brevemente los procesos involucrados
donde serán estimadas las emisiones:
 Northen Production Facility – NPF
 Planta Topping - La planta tiene capacidad para producir diariamente
 un volumen de 1.700 bbl/d de diesel con una carga de 8.500 bbl/d de
 crudo de 16,5 °API, el volumen de residuo es de 6.600 bbl/d de 11.0 °API
 promedio. La extracción superior (nafta) y el residuo se devuelven a los
 tanques de almacenamiento de crudo. El gas producido se utiliza para
 el consumo propio de la planta y el remanente se envía hacia el sistema
 de generación.
 La instrumentación de la planta es neumática y está diseñada para una
 operación remota a través del sistema de control DCS. Las instalaciones
 de almacenamiento de diesel constan de dos tanques con capacidad
 nominal de 7.600 BLS cada uno.
 La producción de diesel en la planta topping, abastece el sistema de
 generación eléctrica actual. Además usando el actual equipo de bombeo
 de diesel, se transfiere desde NPF hacia Shushufindi y SPF.
 Los equipos que se encuentran en la planta Topping son los siguientes:
• Un horno horizontal tipo cabina que utiliza dos quemadores a diesel y
 dos quemadores a gas.
• Dos calderos Kewanee: H3S-300-02 a diesel y H3S-300-G02 a gas o
 diesel de 300 BHP cada uno.
 Plantas de Generación - La producción eléctrica se emplea en una mayor
 cuantía en la impulsión de crudo desde pozos, el bombeo por oleoducto y
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 sobre todo en la inyección de agua. Las plantas de generación de Repsol-
YPF en NPF se agrupan en tres:
• Planta de generación Waukesha (6 equipos): 6 motores a gas G-1172 A-F.
• Planta de generación Turbinas (2 equipos): G-1170A, G-1170B.
• Planta de generación de Emergencia (1 equipo): G-1171.
 La locación de NPF cuenta con una Tea donde se combustiona el gas
 remanente de los equipos que se sitúan en esta facilidad.
 Southern Production Facility – SPF
 El proceso cambia ligeramente al de NPF debido al diferente tipo de crudo
 que llega a la instalación. En este caso, el crudo procedente de uno de las
 plataformas (Daimi A/B) pasa por un FWKO (Free Water Knock Out) debido
 a un superior contenido de agua que el fluido del resto de las plataformas.
 La producción eléctrica se emplea en una mayor cuantía en la impulsión
 de crudo desde pozos, el bombeo por oleoducto y sobre todo en la
 inyección de agua.
 Plantas de generación - Las plantas de generación en SPF se agrupan
 en cuatro:
• Planta de generación Waukesha (15 equipos): 15 motores a gas G-3001
 a G-3003 y G-3005 a G-3016.
• Planta de generación Wartsila (7 equipos): 7 motores a crudo G-3170 A - G
• Planta de generación Turbinas (1 equipo): turbina dual LM2500
• Planta de generación de Emergencia – Grupo electrógeno (3 equipos):
 3 motores a diesel G-2942, G-3516, GM-KOLHER.
 La locación cuenta con una Tea donde se combustiona el gas remanente
 de los equipos que se sitúan en esta facilidad.
 Sistema Shushufindi
 En esta planta se recibe el crudo procedente del Bloque 16 y Áreas Tivacuno
 y Bogi-Capiron a través de un oleoducto, y es enviado a la estación de
 OCP y/o SOTE (Sistema de Oleoductos Transecuatoriano) en Lago Agrio
 mediante un centro de bombeo. Actualmente toda la producción de Repsol
 se entrega en la estación del OCP (Oleoducto de crudos pesados).
 A esta planta se suministra desde el Bloque16 producción de diesel para
 el consumo de equipos de generación.
 La producción eléctrica se emplea en una mayor cuantía en el bombeo
 por oleoducto.
 Plantas de generación - Las plantas de generación SSFD se agrupan
 en dos:
• Planta de generación Turbinas (2 equipos): 2 turbinas Solar Centauro a
 diesel (G-1670A, G-1670B).
• Planta de generación de emergencia – Grupo electrógeno (2 equipos):
 G-2943 A-B.
Tivacuno A-B
El campo de Tivacuno consta de dos plataformas principales: Tivacuno A/B
y Tivacuno C. En la plataforma Tivacuno A/B se recolecta y mide el crudo
producido. Para poder medirlo, así como para determinar la cantidad de
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agua que lo acompaña mediante ensayo de laboratorio, el crudo ha de ser
desgasificado en separadores de prueba horizontales. En la actualidad, el
gas que se obtiene de dicha desgasificación es enviado a la tea.
Tivacuno C: plataforma separada 4 km de Tivacuno A/B. Envía su
producción a Tivacuno A/B.
La locación (Tivacuno A/B) cuenta con una Tea donde se combustiona el gas
proveniente de los separadores de prueba horizontales que se sitúan en esta
plataforma; esta tiene una altura de 12 m aproximadamente cumpliendo
con una adecuada dispersión de gases de combustión desde la tea.
Hay un proyecto en construcción (PEM prevista 2012) que consiste en
la recuperación y utilización del gas asociado de la plataforma Tivacuno
A/B, que actualmente es quemado en antorcha, como combustible para
generación eléctrica.
Estación de bombeo Pompeya Norte
En esta planta se recibe el crudo procedente del Bloque 16 a través de un
oleoducto, y es enviado a Shushufindi mediante un centro de bombeo.
Es uno de los puntos de emisiones indirectas.
En esta área, aproximadamente a 1,5 km de la estación de bombeo, se
encuentra una zona de almacenamiento de material, así como la base
portuaria del río Napo, a la que arriban las lanchas de transporte de
personas y las barcazas de transporte de vehículos y materiales. Desde
este enclave parte la carretera hacia las instalaciones de producción.

Limites de la organización
 El presente informe recoge el inventario de CO², para el ejercicio 2011
 correspondiente a la operación de Repsol en el Bloque 16 y Área Tivacuno
 que se producen en NPF, SPF, Tivacuno A/B y SSFD.
 Como ya se explicita en el Informe de Responsabilidad Corporativa del
 Grupo, la contabilidad de las emisiones de GEI de Repsol se aborda
 desde dos perspectivas distintas, utilizando en cada una un criterio de
 asignación distinto. Dichos criterios son:
• Criterio de Control Operativo: La compañía notifica el 100% de las
 emisiones de las Joint Ventures donde Repsol tiene responsabilidad de
 operación (control) ó participación mayoritaria.
• Criterio de participación accionarial: La compañía notifica las emisiones
 de GEI procedentes de sus actividades de acuerdo a la proporción de
 acciones que posea en las mismas, contabilizando el porcentaje de
 emisiones correspondientes a la participación accionarial en todos los
 casos, incluyendo las participaciones minoritarias. Por tanto, cuando se
 elabora el inventario corporativo de GEI según este último criterio, se
 reportan las emisiones de las sociedades operadas y las de aquellas socie-
 dades que consolidan sus cuentas por integración proporcional (socie-
 dades multigrupo gestionadas conjuntamente con terceros), quedando
 excluidas aquellas sociedades no operadas que consolidan sus cuentas
 por puesta en equivalencia, es decir, aquellas en las que se posee influencia
 significativa pero no se tiene mayoría de voto ni se gestiona conjunta-
 mente con terceros.

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Este Informe considera para el Bloque 16 y Área Tivacuno el “criterio de
Control Operativo”.

Límites operativos
Repsol establece sus límites operativos basándose en las directrices de
elaboración de inventarios corporativos de GEI para el sector del Petróleo
y el Gas elaborado por IPIECA (Asociación de la Industria Petrolera
Internacional para la Conservación del Medio Ambiente), API (Instituto
Americano del Petróleo) y OGP (Asociación Internacional de Productores
de Gas y Petróleo), de forma que, como ya se explica de manera mas
detallada en el Informe de Responsabilidad Corporativa, clasifica las
emisiones en directas e indirectas.
Las emisiones directas son aquellas procedentes de fuentes donde se
tiene propiedad o control de operación, considerando como emisiones
directas las procedentes de combustión, de proceso y de fuentes móviles.
Las emisiones indirectas son emisiones que ocurren desde fuentes cuya
propiedad o control corresponden a otra organización. El inventario de
CO² de emisiones indirectas para Bloque 16 y Área de Ticavuno considera
emisiones generadas por la demanda de la compañía por compra de
energía eléctrica. Éstas se notifican con el fin de proporcionar a nuestras
partes interesadas una visión mas completa de CO² de la compañía. No
se incluye cualquier otro tipo de emisión indirecta.
Por otra parte, en las operaciones de Bloque 16 y Área de Tivacuno no se
lleva a cabo ninguna actividad de remoción de gases de efecto invernadero
susceptible de ser verificada, por lo que no se incluyen estos conceptos
en el inventario de CO².
 Emisiones directas
 Las fuentes de emisiones directas consideradas en el inventario son
 las comprendidas en la categoría de emisiones de combustión. Se han
 excluido de este inventario las siguientes emisiones (por ser insignifi-
 cantes respecto a las emisiones totales):
• Las actividades temporales (se entiende por tal las actividades de
 duración menor a 6 meses).
• Venteos y fugitivas sin aprovechamiento en tanques y emanaciones de
 vapores en piletas, ya que quedan fuera del alcance del inventario las
 emisiones de metano CH4.
 Para el año 2011, las emisiones directas de Repsol en sus operaciones
 en el Bloque 16 y Área de Tivacuno fueron las siguientes:
Localización      Fuente                                    Emisiones         Total
                                                          equivalentes   Emisiones
                                                            tCO² equiv   tCO² equiv
Bloque 16         Emisión de combustión de crudo              238.704
                  Emisiones de combustión                      178.709
                  de gas de proceso
                                                                            674.516
                  Emisiones de combustión de diesel           238.096
Tivacuno          Emisiones de combustión                       19.007
                  de gas de proceso

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UNIDAD DE NEGOCIO ECUADOR: BLOQUE 16 Y ÁREA DE TIVACUNO

 Emisiones indirectas
 Las emisiones indirectas informadas corresponden a CO² y se deben
 exclusivamente a la compra de electricidad, debido a que no existe una
 compra de vapor a terceros. Las emisiones indirectas del Bloque 16
 corresponden a:
• Pompeya Norte
• Pozo27
 En el año 2011, las emisiones indirectas fueron 20,44 ton CO²

Año base histórico e inventario
de GEI para el año base
Para los activos de Upstream, la primera vez que se realiza el Inventario
de GEI bajo la Norma ISO14064 es 2011. Por tanto, el año base para su
inventario será el año 2011 para todos los activos operados de Upstream
de la Compañía.
Para la actualización del año base se seguirán las directrices establecidas
en la misma Norma.

Metodologías de cuantificación
y factores de emisión
Emisiones directas
Repsol dispone de una Guía de Parámetros Ambientales donde se detalla
la metodología de cuantificación de GEI que se aplica en todos los centros
sobre los que posee control operativo.
Los factores de emisión utilizados para la elaboración de este inventario
se especifican en la Guía de Parámetros Ambientales. Los factores
considerados en la Guía de Parámetros Ambientales se actualizan perió-
dicamente de acuerdo con los cambios establecidos en documentos
internacionales de referencia (en especial, los publicados por la AAE,
ARPEL y OGP), así como para recoger factores más específicos calcu-
lados para las instalaciones de Repsol.
Emisiones indirectas
Las emisiones indirectas contempladas en este inventario proceden de
la compra de electricidad. No se llevan a cabo compras de vapor, razón
por la cual no se ha incluido este concepto en las emisiones indirectas.
Para el cálculo de las emisiones de CO² asociadas a la compra de electri-
cidad a una tercera parte, se utiliza un factor de emisión por compra de
electricidad (tCO²/MWh) específico por país. En este caso se ha utilizado
un factor de emisión para Ecuador. Estos factores se obtienen a partir de
la generación de electricidad para cada tecnología.
Impacto de las incertidumbres en la exactitud
de los datos de emisiones e importancia relativa máxima
Las incertidumbres asociadas a las medidas de las emisiones de Gases de
Efecto Invernadero son coherentes con el nivel de importancia definido.

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Por otro lado, para las instalaciones incluidas en este inventario se
ha establecido un nivel de importancia relativa máxima admisible
(omisiones, distorsiones o errores que puedan ser cuantificados) del
10% para considerar aceptable su dato de emisión. En ningún caso se
ha superado dicho límite.

Acción dirigida de reducción de CO²
Según la Norma ISO-14064 parte 1, una acción dirigida es una actividad
o iniciativa específica no organizada como un proyecto de GEI, imple-
mentada por una organización para reducir o prevenir las emisiones
directas o indirectas de GEI, y pueden ser continuas o discretas.
La Unidad de Negocio de Ecuador presenta una acción dirigida enmarcada
dentro de los trabajos de desarrollo del Inventario de CO² para 2011.
Título de la acción
Reducción de emisiones de CO² por las modificaciones del sistema de
recuperación de gas del NPF (Northen Production Facility) en la unidad
de Topping que han permitido optimizar el sistema, en el Bloque 16
(Unidad de Negocio de Repsol Ecuador).
Antecedentes
Las instalaciones de NPF, localizada en el Bloque 16, disponen de un
sistema de captación de gas que intenta maximizar la recuperación y
el aprovechamiento de la totalidad del gas producido en las distintas
unidades para generación eléctrica.
Durante el año 2009 se realizó un análisis de la configuración del sistema
de recuperación (o captación) de gas del NPF, durante la ejecución
del estudio se encontraron una serie de oportunidades de mejora que
permiten la reducción del gas quemado en la tea del NPF. En el año 2011
la reducción del gas quemado en la antorcha del NPF se incluyó como
objetivo ambiental de la compañía.
La ingeniería conceptual y básica del sistema fue realizada “in-house”
por ISUP (Departamento de Ingeniería de Superficie). Para la ejecución
de la ingeniería de detalle y construcción del proyecto se inició un
proceso de licitación que concluyó con la adjudicación del contrato
a la empresa SMARTPRO.
Una de las Unidades es la planta de Topping, que tiene un recipiente V-2
con una línea de gas que envía unos gases directamente hacia la antorcha.
La principal modificación del proyecto consistió en la construcción y
puesta en marcha de una nueva línea de captación de ese gas que va a
antorcha desde la planta topping hacia el sistema de recuperación, que
entró en operación el día 4 de noviembre del 2010. Al ser esta fase gas
rica en componentes pesados también ha permitido recuperar estos
componentes del gas en forma de condensados.
Además con las modificaciones realizadas al sistema de gas del NPF es
posible alimentar los quemadores del horno con gas de diferente “calidad”
optimizando también este sistema. También se instalaron medidores
de flujo de gas que permiten conocer la cantidad y el uso del gas en las
instalaciones de la planta Topping.

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                                            UNIDAD DE NEGOCIO ECUADOR: BLOQUE 16 Y ÁREA DE TIVACUNO

                                            Cálculo de Reducción de Emisiones
                                            Reducción de Emisiones:
                                            Emisiones de Línea Base – Emisiones del Proyecto.
                                         Emisiones Línea Base:
Resultados finales                       son las Emisiones que se producen si no se implementa el proyecto.
                                         = Emisiones de Diesel que hay que consumir en ausencia
Reducción total de emisiones        tCO²   del proyecto + Emisiones por combustión del Gas en la Antorcha.
Por dejar de quemar en antorcha   15.021
                                            Emisiones del Proyecto:
Por generación adicional a gas    - 5.662
                                            son las Emisiones que se producen al implementar el proyecto
Por generación a diesel            5.669    y son debidas a la combustión del gas recuperado.
Reducción de emisiones            15.028
                                            = Emisiones por combustión del Gas recuperado.

                                            Descripción de estrategias
                                            y programas de GEI de Repsol
                                             Desde que se publicara en 2002 la posición de Repsol frente a cambio
                                             climático, la compañía ha diseñado su estrategia de carbono integral que
                                             tiene en cuenta todas las variables:
                                            • Actuación en los mercados de emisiones.
                                            • Desarrollo de Proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio internos.
                                            • Reducción directa de emisiones.
                                             Para promover de forma activa la identificación y consecución de oportuni-
                                             dades de reducción de emisiones dentro de la compañía, Repsol dispone
                                             de un catálogo de oportunidades de reducción de emisiones (CORE), el
                                             cual es actualizado anualmente con las propuestas de proyectos reali-
                                             zados por los distintos negocios de la compañía. Una vez que se incluye
                                             en el CORE una oportunidad detectada, se realiza un detallado análisis
                                             técnico para ver su factibilidad y proceder a su implementación.

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