Relatório Especializado 8 Rios, Explosão do Poço

Transcrição

COM ORIENTAÇÃO TÉCNICA DE MARK WOOD, COORDENADOR DA AIA, DA MARK WOOD CONSULTANTS
AIA REALIZADA PELA GOLDER ASSOCIADOS MOÇAMBIQUE LDA
Outubro 2014
AVALIAÇÃO DE IMPACTO AMBIENTAL DO
PROJECTO DE DESENVOLVIMENTO NO
ÂMBITO DO APP E DE PRODUÇÃO DE GPL
DA SASOL
AVALIAÇÃO DO IMPACTO
SOBRE OS RIOS, EXPLOSÃO
DE POÇO
Relatório Especializado 8
ELABORADO POR
Autor: MP Oberholzer
Apresentado à:
Sasol Petroleum Mozambique Limitada & Sasol Petroleum Temane Limitada
Relatório Nº: 1302793 - 10712 - 15 (Port)
RISCO, EXPLOSÃO DE POÇO
RISCOM (PTY) LTD
A RISCOM (Pty) Ltd é uma empresa de consultoria especializada em segurança de processos. Para além
disso, a RISCOM1 é uma autoridade aprovada de inspecção (Approved Inspection Authority - AIA) para a
realização de avaliação do risco em Instalações de Alto Risco (Major Hazard Installation (MHI) de acordo
com a Lei 85 de 1993 da África do Sul sobre Segurança e Saúde no Ambiente de Trabalho (OHS) e
respectivo regulamento sobre Instalações de Alto Risco (de 2001). A fim de manter o nosso estatuto de
autoridade aprovada de inspecção, a RISCOM é acreditada pelo Sistema Nacional de Acreditação da África
do Sul (SANAS), de acordo com a Norma IEC/ISO 17020. A acreditação consiste num certo número de
elementos que incluem a competência técnica e a independência de terceiros.
A independência da RISCOM é comprovada pelo seguinte:

A RISCOM não vende nem efectua serviços de reparação a equipamento que possa ser usado na
indústria de processamento;

A RISCOM não tem qualquer participação accionista em empresas de processamento ou que façam
avaliações de risco;

A RISCOM não desenha equipamento nem processos
Mike Oberholzer é Engenheiro Profissional formado em Ciências (Bacharelato em Engenharia Química) e
signatário devidamente autorizado de Avaliações de Risco em MHI, cumprindo assim os requisitos de
competência da SANAS para a avaliação de materiais perigosos, incluindo incêndios, explosões e emissões
tóxicas.
Eng. MP Oberholzer , BSc (Eng. Quím.), membro do Instituto Internacional de Engenheiros Químicos
MIChemE e do Instituto Sul-Africano de Engenheiros Químicos MSAIChE
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autorizada ou uso de material com direitos autorais é proibida por lei.
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Resumo Não Técnico
O projecto de Desenvolvimento no âmbito do APP e Projecto de produção de GPL da SASOL compreende
a expansão da Unidade Central de Processamento (CPF) para processar gás adicional, condensado e
petróleo proveniente da área definida no Acordo de Partilha de Produção (APP) com o Governo de
Moçambique. O projecto vai aumentar significativamente a capacidade da SASOL de processar gás e
líquidos e poderá incluir a possibilidade de produzir Gás de Petróleo Liquefeito (GPL), que substituiria uma
grande parte das 15.000 a 20.000 toneladas/ano, que são actualmente importadas a um custo significativo
para Moçambique.
O Projecto é composto por duas componentes principais:

A fase 1 do APP do Projecto de Desenvolvimento de Gás (o “Projecto de Gás”), que envolve seis
poços de produção no Campo de Temane e mais um Trem de Processamento de Gás (o 5º) na
Unidade Central de Processamento- CPF, concebida para processar o gás e condensados adicionais
provenientes dos poços e localizado dentro dos limites da planta já existente.

A Fase 1 do APP do Projecto de Desenvolvimento de Líquidos (o “Projecto de Líquidos”), que
envolve doze poços de produção de petróleo e um poço de recolha de dados no campo de
Inhassoro, assim como uma nova planta de Processamento de Líquidos e Gás de Petróleo Liquefeito
(GPL), localizada adjacente à parte Nordeste da CPF. A planta deverá produzir 15.000 barris de
crude por dia (stbopd) e 20.000 toneladas de GPL por ano.
Os poços de petróleo que vão apoiar o Projecto de Desenvolvimento no âmbito do APP e Projecto de GPL
irão incluir os reservatórios G6 e G10 de Inhassoro. O G6 é um campo de gás com uma lâmina de petróleo
leve com espessura reduzida enquanto o G10 é uma acumulação de petróleo. Dado que os novos poços de
petróleo vão produzir uma proporção muito maior de hidrocarbonetos líquidos do que os poços já existentes
de gás e condensado, existe a preocupação sobre os possíveis impactos causados pela perda de material
tanto como resultado de uma explosão de um poço ou de um vasto vazamento de uma conduta,inundação
terrestre ou infiltração de águas subterrâneas em habitats aquáticos críticos, com a consequente
mortalidade de espécies aquáticas.
A finalidade deste estudo especializado foi modelar a provável dimensão de uma explosão e tomar em
consideração as possíveis rotas de transporte, determinar a probabilidade de uma significante ameaça aos
recursos aquáticos. No EPDA, o poço I-G6PX-1 foi apontado como uma preocupação especial, dado que se
situa a 90m de um dos vários riachos costeiros que desaguam no mar.
Ademais, o modelo foi usado para determinar o risco potencial para os seres humanos, em caso de uma
situação extrema que poderia resultar de um incêndio ou de uma explosão.
O estudo conclui que a probabilidade de explosão de um poço é muito baixa, sendo de uma frequência de
cerca de 4.4x10˗4 (uma em 44.000) por poço. Em caso de ignição de uma nuvem de vapor associada a uma
explosão de um poço, isso resultará em clarão de fogo e em incêndio que têm o potencial de causar
letalidade na área do poço. Para fora desta área, não se prevêem ferimentos. Não é igualmente provável
que a vegetação ao redor pegue fogo.
Se não houver obstrução da descarga e o poço ejectar mais ou menos verticalmente sem ignição, o modelo
PHAST não prevê nenhuma precipitação, dado os fluidos do poço na nuvem de vapor acabarem por se
dissiparem na atmosfera. A hipótese conservadora, dada a possibilidade de alguma lama, é que haveria
muito pouca precipitação. Uma obstrução da descarga poderia resultar no desvio dos fluidos de volta ao
solo e, nestas circunstâncias, formar-se-ia uma mancha/depósito de líquido. Assumindo uma superfície
impermeável lisa, a mancha espalhar-se-ia numa camada fina de cerca de 80m a partir do poço num
período de 30 minutos. Embora os dados disponíveis sobre falhas de poços não forneçam orientação
quanto ao tempo necessário para controlar uma explosão típica, é prática comum assumir uma emissão de
30 minutos. Se for considerada uma visão conservadora e o período de emissão descontrolada for
estendido por vários dias, a área coberta pela mancha de líquido aumentaria proporcionalmente ao tempo.
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A hipótese de um solo impermeável é uma limitação do modelo EFFECTS. Tomando em consideração a
natureza arenosa dos solos a Leste do Rio Govuro, a taxa provável de absorção de fluidos é alta e é
provável que haja uma absorção significativa para os solos e água subterrânea, assumindo-se um período
alargado de emissão. A rota que o fluxo poderá seguir está fora do âmbito deste relatório mas é
considerada em maior detalhe no Estudo Especializado 3, “Avaliação de Impacto Geohidrológico”.
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ABREVIATURAS E ACRÓNIMOS
Clarão de
Fogo
Um clarão de fogo é a combustão de um vapor inflamável com a mistura de are onde a chama
passa pela mistura a uma taxa inferior que a velocidade sónica de forma que se produz uma
sobrepressão com danos insignificantes.
Deflagração
Deflagração é a reacção química de uma substância, em que a frente de reacção avança para a
substância que não reagiu a uma velocidade menor que a do som.
Detonação
Detonação é a libertação de energia causada pela reacção química extremamente rápida de uma
substância em que a frente de reacção de uma substância é determinada pela compressão acima
da temperatura de auto-ignição.
Explosão
Uma explosão é a liberação de energia que causa uma interrupção da pressão ou onda de
explosão.
Explosão da
Nuvem de
Vapor
A explosão resultante da ignição de uma nuvem previamente misturada de vapor inflamável, gás,
ou pulverização com ar, em que as chamas sobem a velocidades suficientemente altas para
produzir uma sobrepressão significativa.
Frequência
A frequência é o número e vezes que um resultado pode ocorrer num determinado período de
tempo.
Fonte de
Ignição
Uma fonte de ignição é a fonte de temperatura e energia suficiente para iniciar uma combustão.
Jacto
O jacto é o fluxo de material que sai de um orifício com um impulso significativo.
Jacto de
Fogo/Chama
O Jacto de fogo/chama é a combustão de material que sai de um orifício com significante impulso.
LFL
Lower Flammable Limit (Limite Inflamável Inferior – LII) ver Limites Inflamáveis
Limites
inflamáveis
Limites inflamáveis são um intervalo das quantidades de gás ou vapor no ar que poderão arder ou
explodir caso exista chama ou outra fonte de inflamação. A parte mais baixa deste intervalo é
chamada de Limite Inferior Inflamável. Da mesma forma, o ponto mais alto deste intervalo é
chamado de Limite Superior Inflamável.
Líquido
Inflamável
A Lei Sul Africana de Saúde e Segurança, (South African Occupational Health and Safety) Lei 85
de 1993, define um líquido inflamável, como qualquer líquido que produz um vapor que forma
uma mistura explosiva com o ar e inclui qualquer líquido com um ponto de inflamação de menos de
55º C. Os produtos inflamáveis foram classificados de acordo com seus pontos de inflamação e
pontos de ebulição, o que, em última instância determina a propensão de se inflamar. As distâncias
de separação descritas nos diversos códigos dependem da classificação de inflamabilidade.
Classe Descrição
0
Gás de Petróleo Liquefeito
IA
Líquidos que têm um ponto de inflamação abaixo de 23ºC e um ponto de ebulição abaixo
de 35ºC
IB
Líquidos que têm um ponto de inflamação abaixo de 23ºC e de ebulição de 35ºC ou mais
IC
Líquidos que têm um ponto de inflamação de 23ºC e mais, mas abaixo de 38ºC
II
Líquidos que têm um ponto de inflamação de 38ºC e mais, mas abaixo de 60.5ºC
IIA
Líquidos que têm um ponto de inflamação de 60.5ºC e mais, mas abaixo de 93ºC
MMscfd
Million standard cubic feet per day (Milhões de metros cúbicos padrão por dia)
Perda de
Contenção
Perda de contenção é a ocorrência que resulta na emissão de material para a atmosfera
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stopd
Barris de armazenagem de petróleo por dia. Trata-se de uma medida de petróleo tratado
armazenado em depósitos de armazenagem. Um metro cúbico é de cerca de 6,29 barris de
armazenagem.
TVDSS
In a non – deviated vertical well, measured depth is true depth (TVD). TVDSS is measured depth
below well elevation and has a negative (-) associated with it. (Em um poço vertical sem desvios, a
profundidade medida é a profundidade verdadeira (TVD). TVDSS é a profundidade medida abaixo
da elevação do poço e tem um sinal negativo (-) associado)
UFL
Upper Flammable Limit (Limite Superior Inflamável (ver Limites Inflamáveis))
VCE
Ver Explosão de Nuvem de Vapor
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Índice
1.0
INTRODUÇÃO ........................................................................................................................................................... 1
1.1
Visão Geral do Projecto ................................................................................................................................ 1
1.2
Descrição do Projecto................................................................................................................................... 3
1.2.1
Os Poços ................................................................................................................................................ 3
1.2.2
As Linhas de Fluxo ................................................................................................................................. 3
1.2.3
O 5º Trem de Processamento de Gás (Projecto de APP de Gás) .......................................................... 3
1.2.4
O APP dos Líquidos e a Planta de GPL.................................................................................................. 3
1.2.5
Planta Autónoma de GPL ....................................................................................................................... 4
2.0
ÂMBITO DO TRABALHO.......................................................................................................................................... 5
3.0
DESCRIÇÃO DO RESERVATÓRIO DE PETRÓLEO ............................................................................................... 6
3.1
Composição dos Fluidos Produzidos............................................................................................................ 6
3.2
Taxas de Produção....................................................................................................................................... 7
3.3
Pressões de Explosão do Poço .................................................................................................................... 7
4.0
METODOLOGIA ........................................................................................................................................................ 8
5.0
RESULTADOS DA MODELAGEM ............................................................................................................................ 9
5.1
Incêndios e Jactos de Fogo .......................................................................................................................... 9
5.2
Manchas Líquidas....................................................................................................................................... 11
5.2.1
Emissão desimpedida ........................................................................................................................... 11
5.2.2
Emissão Impedida ................................................................................................................................ 11
5.3
Probabilidade de Explosão de Poço ........................................................................................................... 14
6.0
CONCLUSÕES ........................................................................................................................................................ 14
7.0
REFERÊNCIAS ....................................................................................................................................................... 15
TABELAS
Tabela 3-1: Propriedades dos Reservatórios G6 e G10 das Areias de Inhassoro .............................................................. 6
Tabela 3-2: Propriedades dos fluidos para os reservatórios G6 e G10 ............................................................................... 6
FIGURAS
Figura 1-1: Elementos do proposto Estabelecimento do APP e Projecto de GPL .............................................................. 2
Figura 5-1: O LFL da emissão do reservatório G6 para ventos de alta e baixa velocidade ................................................ 9
Figura 5-2: O /LFL/LII da emissão do reservatório G10 para ventos de alta e baixa velocidade ........................................ 9
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Figura 5-3: Fluxo da radiação térmica na direcção do vento a partir do jacto de fogo no reservatório G6 durante
ventos de velocidades alta e baixa................................................................................................................... 10
Figura 5-4: Fluxo da radiação térmica na direcção do vento a partir de um jacto de fogo no reservatório G10
durante ventos de velocidades alta e baixa. .................................................................................................... 10
Figura 5-5: Raio estimativo de cada componente versus o tempo para o derrame de um hidrocarboneto líquido
do Poço G6 ...................................................................................................................................................... 11
Figura 5-6: Raio estimativo de cada componente versus o tempo para o derrame de um hidrocarboneto líquido
do Poço G10 .................................................................................................................................................... 12
Figura 5-7: Raio estimado para cada cadeia de grandes componentes de carbono em função do tempo para um
derrame de um hidrocarboneto líquido do poço G6 ......................................................................................... 13
Figura 5-8: Estimativa de raio para cada grande cadeia de componentes de carbono em função do tempo para
um derrame de um hidrocarboneto líquido do poço G10 ................................................................................. 13
ANEXOS
ANEXO A
Curricula Vitae
ANEXO B
Limitações do Documento
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1.0
1.1
INTRODUÇÃO
Visão Geral do Projecto
A Sasol Petroleum Moçambique (SPM) tem um Acordo de Partilha de Produção (APP) com o Governo de
Moçambique e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos. Por sua vez, foi celebrado um Contrato de
Produção de Petróleo (CPP) entre a Sasol Petroleum Temane (SPT) e seus parceiros (Companhia
Moçambicana de Hidrocarbonetos (CMH), o IFC e o Governo de Moçambique, que abrange os activos
actualmente produtivos dos campos de Temane e Pande.
As licenças da APP e do CPP sobrepõem-se umas às outras em grande medida, em ambas as áreas de
Pande e Temane. A licença de CPP aplica-se a formações específicas com hidrocarbonetos dentro dessas
áreas. A licença de APP cobre todas as outras formações nas áreas geográficas de Temane e Pande que
estão neste momento a ser consideradas para desenvolvimento e incluem também outros campos e
perspectivas onde foram abertos poços de exploração e avaliação, mas que ainda não foram declarados
comerciais.
A planta de processamento de gás da Sasol, conhecida por Unidade Central de Processamento (CPF), está
situada a 40 km a Noroeste de Vilanculos. Actualmente, toda a produção da Sasol é exportada a partir da
CPF por via de um gasoduto, que é em grande parte destinada para uso na África do Sul, ou como
condensado, que é transportado para a Beira para posterior embarque. Uma proporção cada vez mais
crescente do gás está a ser utilizada em Moçambique, tanto para fins industriais como de geração de
energia. Na província de Inhambane, o gás é fornecido à Central Eléctrica da EDM, movida à gás, que gera
a electricidade fornecida a Inhassoro, Vilanculos e áreas circunvizinhas.
Desde que a planta foi estabelecida pela primeira vez em 2002, a Sasol ampliou a CPF e pôs em operação
novos poços de gás nos campos de gás de Pande e Temane. Actualmente, a CPF é composta por quatro
trens de processamento de gás, alimentados por vinte e quatro poços de produção, em terra, doze dos
quais estão no campo de Temane e doze no campo de Pande.
O Projecto de Desenvolvimento no âmbito do APP e Projecto de GPL (doravante aqui referido como "o
Projecto") envolve a expansão da CPF para processar gás adicional, condensado e petróleo da área
definida no Contrato de Partilha de Produção (APP) com o Governo de Moçambique. O projecto vai
aumentar significativamente a capacidade da Sasol de processar gás e líquidos e pode incluir a
possibilidade de produzir Gás de Petróleo Liquefeito (GPL), que substituiria uma grande parte das 15.000 a
20.000 toneladas/ano, que actualmente são importados a um custo significativo para Moçambique.
O Projecto consiste em duas componentes principais:

A Fase 1 do Desenvolvimento do APP de Gás (o "Projecto de Gás), que comporta seis poços de
produção no Campo de Temane e um trem adicional (o 5º) de gás na CPF, projectado para
processar o gás adicional e condensado dos poços e localizado dentro do espaço da planta
existente;

A Fase 1 do Desenvolvimento do APP de Líquidos (o "Projecto de Líquidos '), que comporta doze
poços de produção de petróleo e um poço de recolha de dados no campo Inhassoro, e uma nova
Planta de Processamento de Líquidos e de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL), situada do lado
Nordeste da CPF. A planta deverá produzir 15 mil barris de armazenamento de petróleo por dia
(stbopd) e 20.000 toneladas de GPL por ano. Alternativamente, a planta de GPL poderá ser
desenvolvida como uma unidade independente dentro da área da CPF, juntamente com o Projecto
de APP de Gás.
Todos os poços de gás e petróleo estarão ligados à CPF por tubagem enterrada conhecida pelo termo
‘linhas de fluxo’, num desenho semelhante à tubagem que actualmente fornece gás à planta. As novas
linhas de fluxo deverão, tanto quanto possível, seguir as linhas de acesso já existentes e na secção através
do Rio Govuro, serão ligadas a condutas já existentes, que atravessam o canal e foram montados durante o
projecto de construção em 2002, como forma de evitar mais perturbação causada por mais travessias.
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A Figura 1-1 mostra todos os elementos do Projecto do APP proposto, incluindo os novos poços de gás e
petróleo, linhas de fluxo e instalações de produção.
Figura 1-1: Elementos do proposto Estabelecimento do APP e Projecto de GPL
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1.2
1.2.1
Descrição do Projecto
Os Poços
A localização dos propostos poços de petróleo e gás está ilustrada na Figura 1-1. Serão semelhantes aos
poços de Temane e Pande já existentes, com uma infra estrutura de superfície que consiste numa cabeça
do poço (ou "árvore de Natal") centrada numa área segura e limpa de cerca de 100m x 100m. Não haverá
libertação de fluidos ou gases para a atmosfera (ventilação) nas cabeças dos poços durante as operações
normais - todos os fluidos extraídos serão transferidos através das linhas de fluxo para a CPF para
processamento
O posicionamento dos poços foi determinado com base em estudos preliminares de engenharia e poderá
estar sujeito a algumas mudanças durante as pesquisas detalhadas do projecto. Três dos poços de
produção a serem abertos no campo de Inhassoro ainda não foram posicionados e não estão ilustrados na
figura.
1.2.2
As Linhas de Fluxo
Os fluidos dos poços serão canalizados para a Central Colectora em Inhassoro (Projecto de APP de
Líquidos) ou para a CPF (Projecto de APP de Gás) por novas linhas de fluxo, enterradas no solo a cerca de
1m de profundidade e, principalmente seguindo canais, estradas e outras linhas de fluxo já existentes
Figura 1-1. Uma estrada de acesso permanente definitiva de cascalho será construída para acesso de
serviços de manutenção ao longo das linhas de fluxo nos poucos lugares onde o acesso rodoviário não
existe. A (Figura 1-1 destaca onde as linhas irão cruzar o Rio Govuro, ligando-se a secções já existentes de
tubagem extra que foram colocados sob o rio Govuro, em 2002, a fim de evitar a repetição de obras de
construção no canal do rio. Para o projecto de gás, um poço (T-19A) fica a leste do rio Govuro e usará uma
linha de fluxo livre através do rio. Para o projecto de líquidos, todos os poços de petróleo se encontram a
leste do rio Govuro. Estes serão combinados na Central Colectora em Inhassoro, a partir da qual um único
gasoduto vai transportar os fluidos, ligando-se a outro gasoduto de apoio já existente em todo o Rio Govuro
e, em seguida, o seu encaminhamento para a frente para a nova planta ao lado da CPF.
1.2.3
O 5º Trem de Processamento de Gás (Projecto de APP de Gás)
A actual provisão de separação de gás/líquido na CPF e os quatro trens de processamento serão
complementados por equipamento adicional, acrescentado em paralelo e ligado ao mesmo dispositivo de
distribuição. O novo equipamento estará localizado dentro dos limites da CPF. Um novo separador de
produção e um novo separador de líquidos serão adicionados, da mesa forma que as unidades existentes.
Um novo trem de processamento de gás será adicionado, este trem vai ser da mesma capacidade que os
trens existentes (150) MMscfd e equipamentos muito semelhantes serão fornecidos.
Todo o condensado estabilizado será enviado para os tanques de armazenamento na CPF. Não são
fornecidos tanques adicionais. O condensado será exportado por camião cisterna.
As unidades de compressão de baixa pressão (LP) e de alta pressão (HP) na CPF serão ampliadas com a
adição de uma nova unidade de cada. As unidades de compressão e auxiliares serão idênticas às unidades
já existentes.
A grande produção de água na CPF, resultante do APP do Projecto de Desenvolvimento de gás será
tratada e eliminada pelos sistemas existentes na CPF. Outros sistemas de serviços públicos, tais como
água, ar e nitrogénio, serão incrementados para que a nova planta de gás não seja limitada pelo
fornecimento de serviços públicos. Não são necessários novos sistemas de geração de energia para apoiar
o APP da planta de gás. Não serão adicionados novos sistemas de queima.
1.2.4
O APP dos Líquidos e a Planta de GPL
A Planta Integrada de Produção de Líquidos e de GPL no âmbito do APPficará baseada numa produção de
15.000 stbopd de petróleo e 40MMscfd de gás. Esta planta estará localizada numa nova área adjacente à
actual CPF à Nordeste. A nova planta compreende dois trens de tratamento que funcionam em paralelo,
cada um vai processar aproximadamente 50% da entrada de líquidos; um trem de 7500 stbopd de GPL que
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fará um máximo de 20.000 tpa de GPL (para além do petróleo estabilizado) e um trem de estabilização de
petróleo de 7.500 stbopd que produzirá apenas petróleo estabilizado e nenhum GPL.
As instalações de recepção do APP de Líquidos serão compostas de ligações para um receptor provisório
do gasoduto, seguido de um receptor de Lamas de depuração. Os líquidos do depurador de lamas serão
encaminhados para um separador de petróleo-água que separa o petróleo da água e remove o gás residual
também.
O fluxo do petróleo separado será encaminhado para dois trens de processamento de petróleo configurados
de forma diferente, para a estabilização. O primeiro é um trem de GPL de 7500 stbopd, que produz 20.000
tpa de GPL para além de petróleo estabilizado. O segundo é um trem de estabilização de petróleo de 7.500
stbopd, que produz apenas petróleo estabilizado e nenhum GPL. O petróleo estabilizado será enviado para
quatro novos tanques de armazenamento de petróleo de 15.000 bbl. Vão ser fornecidos quatro novos cais
de carga para camiões-cisterna. O GPL será armazenado acima do nível do solo em quatro compartimentos
de armazenamento de GPL e exportado a partir de dois cais de carga de camiões cisterna de GPL.
O gás proveniente do depurador e separador de lamas será combinado com o gás do trem de GPL e do
estabilizador para ser usado como gás combustível de baixa pressão e o remanescente encaminhado para
o sistema de tratamento de gás da CPF.
A água produzida será tratada num novo sistema de tratamento de água e enviada para um poço de
eliminação já existente.
1.2.5
Planta Autónoma de GPL
A viabilidade financeira Projecto de Desenvolvimento de Líquidos, no âmbito do APP, ainda está a ser
avaliada na Fase Conceitual do Projecto de Engenharia(FEED). Uma alternativa a ser considerada na AIA é
uma planta independente de GPL, localizada no 5º Trem de Processamento de Gás dentro da área da
actual CPF. Os compartimentos de armazenamento de GPL e os cais de carga de GPL permaneceriam na
área identificada para todo o APP da Planta de Líquidos e GPL. Neste caso, a planta de GPL iria processar,
em média, 1.500 stbcpd de condensado para produzir cerca de 5.000 toneladas de GPL por ano.
A planta irá processar o condensado não estabilizado proveniente da CPF. Isso vai ser encaminhado para
um recipiente (flash vessel) de GPL, projectado para maximizar a recuperação do GPL. O líquido não
estabilizado será então canalizado para o processo de produção de GPL que irá separar os componentes
mais pesados dos mais leves, produzindo GPL a partir da camada superior e condensado a partir da
camada do fundo.
O condensado estabilizado será enviado para os tanques de armazenamento existentes na CPF onde será
armazenado para exportação por camião cisterna. O GPL será armazenado em três tanques de
armazenamento de GPL montados acima do solo, localizados fora dos limites da actual CPF, no mesmo
local que os propostos tanques de armazenamento para o Projecto de Desenvolvimento de Líquidos no
Âmbito do APP e a Planta de GPL descrita na Secção 2.4 acima. Um dos tanques será utilizado para
depósito de GPL sem especificações.
Uma parte do gás saído do processo será usada como gás combustível de baixa pressão, enquanto o
remanescente será encaminhado para a CPF para tratamento e exportação. Os pequenos volumes de água
separados no processo serão devolvidos para o sistema de tratamento de água produzida na CPF
Os serviços de apoio serão fornecidos pelos sistemas já existentes na CPF.
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2.0
ÂMBITO DO TRABALHO
Os poços de petróleo que apoiarão o Projecto de Desenvolvimento no âmbito do Acordo de Partilha de
Produção (APP) e Projecto de Produção de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL) incluem os reservatórios G6 e
G10. O G6 é um campo de gás com um tipo de petróleo leve, enquanto o G10 é uma acumulação de
petróleo. Uma vez que os novos poços de petróleo vão produzir uma proporção muito maior de
hidrocarbonetos líquidos que os poços de gás e condensado existentes, há uma preocupação sobre os
possíveis impactos causados por uma explosão de poço em áreas onde as partículas perdidas poderiam
ser transmitidas, quer por vazamento, inundação terrestre ou infiltração subterrânea em habitats aquáticos
críticos, com a consequente mortalidade de espécies aquáticas.
O objectivo do estudo especializado é modelar o provável alcance de uma explosão e, levando em
consideração as possíveis rotas de transporte, determinar a probabilidade de uma ameaça significativa para
os recursos aquáticos. No EPDA, o poço I-G6PX-1 foi apontado como uma preocupação específica, uma
vez que este está a 90m de um dos vários riachos costeiros que desaguam no mar.
Além disso, o modelo foi utilizado para determinar o risco potencial para os seres humanos, no caso de um
acidente extremo, que poderia resultar de um incêndio ou de uma explosão.
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3.0
DESCRIÇÃO DO RESERVATÓRIO DE PETRÓLEO
Os aspectos relevantes da Base do Reservatório SPI (2013) encontram-se resumidos nas seguintes
subsecções.
Serão perfurados onze novos poços no reservatório de Inhassoro, como parte do Projecto de
Desenvolvimento de um APP e GPL. Os poços estarão localizados dentro dos limites dos campos G6 e G10
cujas propriedades são fornecidas na Tabela 3-1.
Tabela 3-1: Propriedades dos Reservatórios G6 e G10 das Areias de Inhassoro
Propriedade
Unidades
Areia G6
Areia G10
Profundidade média
TVDSS em m
1163
1480
Pressão inicial do
reservatório
psia
(bara)
1613
(111.2)
2173
(150)
psia
(bara)
1425
(98.3)
770
(53.1)
°F
(°C)
124.5
(51.4)
138
(59)
Pressão na cabeça da
tubagem selada.
Temperatura no
Reservatório
3.1
Composição dos Fluidos Produzidos
As propriedades dos fluidos para os horizontes G6 e G10 de Inhassoro encontram-se demonstrados na
Tabela 3-2. Os fluidos com cadeias de carbono alcano de C12e inferior estão expressos em componentes
verdadeiros, enquanto componentes com maior número de carbono estão representados por pseudocomponentes.
Tabela 3-2: Propriedades dos fluidos para os reservatórios G6 e G10
Componente
Composição do Fluido da Areia
G6 (Base Seca; Mol. %)
CO2
0.00
0.00
N2
0.98
0.42
C1
30.64
9.01
C2
8.08
3.02
C3
5.66
9.76
iC4
2.49
7.66
nC4
3.12
10.29
iC5
2.24
5.28
nC5
2.26
4.69
nC6
4.98
13.33
nC7
5.17
12.37
nC8
6.07
7.12
nC9
3.35
4.24
nC10
3.24
3.15
Outubro 2014
6
Componente
nC11
2.22
2.27
nC12
1.60
1.66
m-c-C5
1.77
Benzeno
0.16
c-C6
2.94
m-c-C6
5.00
Touleno
0.75
e-benzeno
0.21
m-xyleno
0.66
o-xyleno
0.32
C13–C16 (pseudo componente)
3.79
3.65
C17–C59 (pseudo componente)
2.30
2.08
Total
100.00
100.00
3.2
Taxas de Produção
A taxa média assumida de produção de cada poço será de 1,500 stbopd de petróleo e entre 0.7 e 1.2
MMscfd de gás.
3.3
Pressões de Explosão do Poço
Uma emissão descontrolada de fluidos do poço (ou “explosão”) pode ocorrer por várias razões. Para este
estudo interessam a explosão de superfície, em que os vapores e líquidos são emitidos para a atmosfera.
Durante a perfuração, isto deve-se essencialmente à perca de controlo da pressão do poço.
As explosões de poços podem ocorrer durante a construção ou operação. Muitas razões foram registadas
para estas explosões. Para a finalidade do presente estudo, aceita-se que os poços serão desenhados com
a experiência e conhecimento do engenheiro do reservatório e que um considerável conjunto de evidências
sobre o comportamento dos campos de Temane e Inhassoro já foi adquirido. Isto implicaria que na falta de
factores externos, as explosões de poços seriam muito provavelmente associados a falhas na manga do
poço ou elevador (raiser) do que de erros no desenho ou então devido a pressões inesperadas e
incontroláveis.
A pressão esperada nos poços está descrita no SPI (2013). A pressão inicial do reservatório é medida no
reservatório, a 1-1.4km abaixo da superfície. A pressão inicial à cabeça da tubulação é a pressão máxima à
superfície quando o poço está fechado. Esta é também a pressão máxima de uma explosão de um poço.
Note-se que existe uma diferença de pressão entre o reservatório a cerca de 1-1,4 km abaixo da superfície
e a pressão da cabeça de tubulação fechada, medida ao nível do solo. Esta diferença de pressão é
principalmente devido à diferença nas alturas das pressões medidas.
Com o historial dos poços à volta, bem como o conhecimento dos autores do SPI (2013), não devemos
esperar grandes variações da pressão à cabeça da tubagem dos poços para o projecto em curso. Este
estudo usou a pressão à cabeça da tubagem como a pressão provável do material emitido.
Outubro 2014
7
4.0
METODOLOGIA
O programa informático (software) usado para o estudo foi o PHAST v. 6.7 para as simulações com vários
componentes, das fracções flash. Os raios da mancha de evaporação foram calculados usando o modelo
EFFECTS v.9.0.18. Tomando em consideração as pressões do poço, o tamanho do furo e a natureza dos
fluidos (tal como descrito na Tabela 2-2) os modelos foram usados para calcular:

A dimensão de um incêndio no caso de uma ignição de uma emissão descontrolada (veja o prefácio
para uma definição de incêndio);

A extensão de um jacto de fogo em caso de inflamação de uma emissão descontrolada (veja o
prefácio para a definição de jacto de fogo)

A extensão do raio de uma mancha de líquido, assumindo uma emissão livre vertical a partir do furo
do poço; e

A extensão do raio de uma mancha de líquido assumindo impedimento no furo do poço ou outras
obstruções.
Os modelos de programas informáticos são baseados em fluxos externos, fogo, explosões e modelos de
dispersões internacionalmente reconhecidos e desenvolvidos por empresas internacionalmente
reconhecidas. Contudo, os modelos de programas informáticos são limitados ao 2D, a simulações estáticas
sem tomar em consideração o terreno à volta. A simulação estática não considera condições transitórias
nem mudanças na composição do fluido. Enquanto o modelo abrange um fluxo de duas fazes, este não
cobre emissões de líquidos lamacentos intermitentes que podem alterar o tamanho e composição das
manchas de líquidos que possam ser formadas como resultado de tais lamas.
Os modelos assumem que o solo é plano e impermeável. Quanto à evaporação, os componentes
individuais dos fluidos são considerados separadamente sem que os impactos combinados dos
componentes afectem cada um deles. Estes devem ser somados.
Outubro 2014
8
5.0
5.1
RESULTADOS DA MODELAGEM
Incêndios e Jactos de Fogo
Os hidrocarbonetos ardem numa mistura de oxigénio e só pegam fogo num intervalo muito estreito,
conhecido como os limites inferiores e superiores inflamáveis. A ejecção descontrolada de gás, líquidos
finos e vapor a partir do poço, sob pressões de cerca de 100 bars, resultam assim numa nuvem de vapor,
que se propaga por altitudes consideráveis. Contudo, a parte inflamável desta nuvem, será limitada à parte
que se situa entre os limites superior e inferior de inflamabilidade. As Figuras 5-1 e 5-2 ilustram o alcance
vertical ou horizontal do incêndio que resultaria da inflamação da nuvem e sob condições de menor e maior
velocidade do vento. Os gráficos mostram que a emissão é inicialmente ditada pelo ímpeto, mas que após
alguma distância é inclinada consoante o vento. Dado que o buraco do poço está centrado numa área de
poço que é uma área desmatada com uma dimensão de aproximadamente 100 m x 100 m, a
probabiliddade de que a chama venha a pegar fogo na vegetação por trás desta área é muito reduzida
Não foram previstas quaisquer explosões de nuvens de vapor.
Figura 5-1: O LFL da emissão do reservatório G6 para ventos de alta e baixa velocidade
Figura 5-2: O /LFL/LII da emissão do reservatório G10 para ventos de alta e baixa velocidade
Outubro 2014
9
Um incêndio duraria pouco tempo e seria substituído por um jacto de fogo ao longo da emissão. O jacto de
fogo normalmente segue-se a um incêndio. A radiação térmica a favor do vento a partir de um jacto de fogo
a uma velocidade alta e baixa do vento para um único poço nas formações G6 e G10, respectivamente,
está ilustrada na Figura 5-3 e Figura 5-4. A radiação térmica de 12,5 kW/m2 seria o limite inferior para
incendiar a vegetação, que se estenderia por aproximadamente 26-28m a partir da emissão na direcção do
vento. Enquanto esta se estende mais que a combustão instantânea, ela ainda fica contida bem dentro da
área limpa da plataforma do poço, o que indica que a probabilidade global de propagação do fogo para além
da plataforma é pequena.
Figura 5-3: Fluxo da radiação térmica na direcção do vento a partir do jacto de fogo no reservatório G6 durante ventos
de velocidades alta e baixa.
Figura 5-4: Fluxo da radiação térmica na direcção do vento a partir de um jacto de fogo no reservatório G10 durante
ventos de velocidades alta e baixa.
Outubro 2014
10
5.2
5.2.1
Manchas Líquidas
Emissão desimpedida
O modelo estabelece que uma explosão de um poço com furo completo resulta em emissão vertical sem
queda de líquidos para o solo. Isto significa que o jacto de líquido em alta pressão proveniente do poço
resultará em nuvem de vapor que se dissipará na atmosfera, desde que não se incendeie.
5.2.2
Emissão Impedida
O modelo de “emissão com obstrução” assume que uma obstrução impede a descarga vertical desimpedida
dos fluidos do poço, o que resulta em o fluxo ser desviado de volta para o solo. Neste caso, formar-se-ia
uma mancha/poça de hidrocarbonetos líquidos, que se espalharia para além do poço. O volume do fluxo
seria reduzido pela evaporação das partículas mais leves do hidrocarboneto, que são altamente voláteis. O
modelo toma isto em consideração. O raio estimado da mancha, assumindo-se uma dispersão concêntrica
para fora do poço, nenhuma absorção dos solos e a emissão com duração de 30 minutos (1,800 segundos),
seria de 36m – 36.5m para os poços G6 E G10 respectivamente. Na fase inicial da emissão o fluido deverá
comportar-se como a água, como um fluxo de poucos milímetros de profundidade. A maior parte dos
componentes mais leves evaporariam numa hora, enquanto alguns dos componentes mais pesados
manter-se-iam no solo após 24 horas. A Figura 5-5 e Figura 5-6 ilustram o raio individual de cada
componente de fluido que devem ser somados para dar a medida global da mancha. Assumindo-se que a
emissão é controlada entre meia hora a uma hora, o resto dos componentes voláteis da fracção líquida
evaporam e o tamanho de cada mancha reduz-se gradualmente na falta de uma fonte contínua.
Figura 5-5: Raio estimativo de cada componente versus o tempo para o derrame de um hidrocarboneto líquido do Poço
G6
Outubro 2014
11
Figura 5-6: Raio estimativo de cada componente versus o tempo para o derrame de um hidrocarboneto líquido do Poço
G10
Após 7 dias (assumindo-se que o fonte de emissão foi tapada após 30 minutos), apenas restariam cadeias
de carbonos de alcanos C12 ou acima destes, sendo que todos os outros componentes se evaporariam, tal
como ilustrado na Figura 5-7 e Figura 5-8 para um único poço G6 E G10, respectivamente. As pequenas
quantidades de pseudo-componentes de C13 e acima destes iriam, muito provavelmente, formar uma fina
camada de alcatrão viscoso que permaneceria na superfície e com pouca evaporação.
Estas simulações assumem que os hidrocarbonetos permaneceriam na superfície para evaporação. Na
realidade, este não é o caso. A hipótese de uma superfície impermeável é uma limitação do modelo
EFFECTS. Tomando em consideração a natureza dos solos a Leste do Rio Govuro, a taxa provável de
absorção dos fluidos é alta e não se considera provável uma grande inundação para além da plataforma do
poço (mesmo assumindo uma emissão prolongada por vários dias). É também razoável assumir que o
levantamento de uma berma para conter quaisquer fluxos de líquidos que escapem da plataforma poderia
ser realizada de forma simples e rápida, o que significa que quaisquer fluxos que não tenham sido
absorvidos pelos solos poderiam ser contidos perto da plataforma do poço.
Embora os dados disponíveis sobre falhas de poços não forneçam informação sobre o tempo que leva a
controlar uma explosão típica, a prática padrão é assumir 30 minutos de emissão (RIVM, 2009). Caso se
faça uma análise conservadora e o período de emissão descontrolada for estendido por vários dias, a área
coberta pela mancha de líquido aumentaria proporcionalmente ao tempo.
Outubro 2014
12
Figura 5-7: Raio estimado para cada cadeia de grandes componentes de carbono em função do tempo para um
derrame de um hidrocarboneto líquido do poço G6
Figura 5-8: Estimativa de raio para cada grande cadeia de componentes de carbono em função do tempo para um
derrame de um hidrocarboneto líquido do poço G10
Outubro 2014
13
5.3
Probabilidade de Explosão de Poço
A Alberta Energy and Utilities mantém uma extensa base de dados de incidentes internacionais de
perfuração em terra relatados. De 1979-1990 a frequência de poços foi considerada como sendo 1.1x10˗3
(um em 1100) por poço. Para o período 2002-2006, a frequência de explosões de poços foi considerada
como sendo 4.4x10˗4 (um em 44.000) por poço. Isto é aproximadamente 40% das explosões
correspondentes de perfuração offshore. Note-se que a maioria dos poços perfurados em Alberta eram
ácidos, isto é, continham sulfureto de hidrogénio que tem propriedades tóxicas e potencialmente corrosivas.
A probabilidade de explosões de poços para poços contendo líquidos doces, como no caso dos poços G6 e
G10, ou seja, nenhum sulfureto de hidrogénio é, provavelmente, menor do que os valores citados.
6.0
CONCLUSÕES
A ignição da nuvem de vapor associada à explosão de um poço resultará num incêndio e jacto de fogo que
têm o potencial para causar letalidade na plataforma do poço. Sob condições de vento forte, um jacto de
fogo das emissões iniciais poderá resultar em ferimentos e na ignição da vegetação para além da área do
poço de 100m x 100m.
Se não houver obstrução da descarga e o poço ejectar mais ou menos verticalmente sem ignição, o modelo
prevê que não haverá vazamento, dado que os fluidos do poço na nuvem de vapor irão dissipar-se na
atmosfera. Uma suposição conservadora, dada a possibilidade de algum escorrimento, é que haverá uma
atomização muito reduzida e sob estas circunstâncias, formar-se-ia uma mancha líquida. O raio estimado da
mancha, assumindo-se uma dispersão concêntrica para fora do poço, nenhuma absorção dos solos e a
emissão com duração de 30 minutos. Num espaço de algumas horas irá ocorrer a evaporação dos
componentes mais leves de hidrocarbonetos, enquanto os fluidos remanescentes, com a excepção de
compomente mais reduzido de óleo pesado viscoso irá evaporar dentro do prazo de 7 dias. Estas
simulações são baseadas nas suposições de que os hidrocarbonetos irão permanecer na superfície. Na
realidade, provavelmente não é isso o que irá acontecer. A suposição de uma superfície impermeável
constitui uma limitação ao modelo EFFECTS. Tomando em consideração a natureza arenosa dos
Arenossolos a este do Rio Govuro, a taxa provável de absorção dos fluidos é elevada e significante no fluxo
que se alarga por terra para além da área do poço é considerada como sendo improvável (mesmo fazendo
a suposição uma descarga prolongada durante vários dias). .
A rota que o fluxo poderá seguir está fora do âmbito deste relatório mas é considerada em maior detalhe no
Estudo Especializado 3, “Avaliação de Impacto Geohidrológico”.
Outubro 2014
14
7.0
REFERÊNCIAS
OGP (2010). Blowout Frequencies. Report No. 434-2.
RIVM (2009). Reference Manual BEVI Risk Assessments. Edition 3.2.Bilthoven, the Netherlands:
National Institute of Public Health and the Environment (RIVM).
SASOL PETROLEUM INTERNATIONAL (2013). Mozambique PSA Surface Facilities Basis of
Design.Document No. MSDP1301-GEN-0000-08001-BOD- 0003 Ver. 0.
Outubro 2014
15
GOLDER ASSOCIADOS MOÇAMBIQUE LIMITADA
Dr. M P Oberholzer
No. de Reg. 2002/007104/07
Directores: R Hounsome, G Michau, RGM Heath
A Golder, Golder Associates e o desenho do globo da GA são marcas registadas da Golder Associates Corporation.
Outubro 2014
16
ANEXO A
Curricula Vitae
Outubro 2014
CURRICULUM VITAE:
LUCIAN BURGER
Name:
Lucian Willem Burger
Company Position:
Managing Director- Airshed Planning Professionals (Pty) Ltd
Director- Riscom (Pty) Ltd
Profession:
Chemical Engineer
Date of birth:
24 May 1960
Nationality:
South African
Membership in Professional Societies:







South African Institute of Chemical Engineers (Fellow: No. 4533)
American Institute of Chemical Engineers (Senior Member: No. 0090107071)
National Association of Clean Air (NACA)
Accredited Inspectorate Authority (AIA) for completion of risk assessments as partial
fulfilment of Major Hazard Installation Regulations (Reference MHI013)
SANAS Risk Assessment Specialist Technical Committee (2003 - ongoing)
Member of the Technical Committee on Air Quality Standards Setting (2002-2003)
SABS Air Quality Standards Specialist Technical Committee (Chairman of Working Group 1)
EDUCATION
University
1984 - 1986
:
PhD student at the University of Natal (Department of Chemical
Engineering), Durban.
Completed December 1986. Degree awarded March 1987
Supervisor: Prof M Mulholland
1983 - 1984
:
MSc Eng student at the University of Natal (Department of Chemical
Engineering), Durban.
Completed April 1984. Degree awarded March 1985
Supervisor: Prof M Mulholland
1980 - 1982
:
BSc Eng student at the University of Natal, Durban. Completed a BSc
Eng (Chemical Engineering) - Cum Laude
1979
:
BSc Eng student at the University of Port Elizabeth, 1st Year
Chemical Engineering
Matriculated
1978
:
Cradock High School, Cradock, South Africa. Aggregate: A
EMPLOYMENT RECORD
1990 - Present :
1989
:
Airshed Planning Professionals (Pty) Ltd and Riscom (Pty) Ltd (Previously
known as Environmental Management Services 1990 to 2003)
Airshed Planning Professionals (Pty) Ltd – Air Pollution and Noise
Impact Assessment Consultants
Riscom (Pty) Ltd – Process Risk Assessment Consultants
Process Engineer. AECI Engineering Department, Modderfontein
1987
:
Council for Scientific and Industrial Research (CSIR), Pretoria
1984 - 1986
:
Research Assistant, Department of Chemical Engineering, University of
Natal, Durban
LANGUAGE SKILLS
Language
English
Afrikaans
Reading
Speaking
Writing
Excellent
Excellent
Excellent
Excellent
Excellent
Excellent
KEY QUALIFICATIONS AND EXPERIENCE
28 years’ experience in:












Air Pollution Dispersion Modelling
Loss of Containment Simulations and Consequence Modelling (Fires, Explosions, Toxic Clouds)
Process Failure Rate Analysis
Micrometeorology
Quantitative Risk Assessment
Nuclear Site Safety Report Analysis – Meteorology and Dispersion Modelling
Ambient Air Monitoring
Chemical Engineering
Development of Air Emissions Inventories (Mining and Ore Handling, Metal Recovery, Chemical
Industry, Petrochemical Industry, Power Generation, Waste Disposal and Recycling, Transport)
Air Quality Management Programmes
Formulation of National Strategies
Project Management
A general list of projects completed in various sectors and applications is given below.
Policy, Strategic Planning and Air Quality Management:

As chairman of Working Group 1, Lucian Burger was involved in the development of the South
African Air Quality Standards Framework (SANS 69) and the Air Quality Standards for Criteria
Pollutants (SANS 1929), in conjunction with the South African Bureau of Standards (SABS).

Mercury emission limits - The South African Regulations for Mercury Waste Disposal was
drafted in 2001. These regulations were completed together with Infotox (Pty) Ltd, specialists
in toxicology.

Dispersion modelling regulations – Chairman of the Dispersion Modelling Working Group for
standardizing and setting requirements for the use of dispersion models for regulatory
purposes, in conjunction with the Department of Environmental Affairs. This project is current
and due to be completed in 2011.

Guidelines For Thermal Treatment Of Wastewater Sludge – Development of the position
paper and subsequent guidelines on the air emissions impact from thermal treatment options
of wastewater sludge. The Water Research Commission published the complete set of
guidelines in 2009 [Herselman JE; Burger LW; Moodley P (2009) Guidelines for the utilisation
and disposal of wastewater sludge Volume 5 of 5: Requirements for thermal sludge
management practices and for commercial products containing sludge, ISBN No: 978-177005-711-1].

Review and Implementation of the new Air Emission License (National Environmental
Management Air Quality Act) role out programme (2006-2008).
This included the
development of the framework, technical workshops with industry and training of local
authorities. The tasks were divided between principal consultants within Airshed Planning
Professionals. Lucian Burger was responsible for the Power Generation and Pulp & Paper
sectors.

List of Activities, Setting of Minimum Emission Standards. Served as technical advisor to the
Department of Environmental Affairs for the development of air pollution emission rates for all
major stationary industrial activities. Published in 2010 (Government Gazette 33064)

NEDLAC 'Dirty Fuels Project' - The project undertaken for NEDLAC comprised the
development of emissions inventories for several major conurbations across South Africa, the
prediction of resultant air pollutant concentrations and the quantification and costing of health
risks due to inhalation exposures. Project was completed in 2004.

Low Smoke Fuels Standards- Served on the Technical Committee on the Low Smoke Fuels
Standards Development Committee administered by the Department of Minerals and Energy
(1998-2003).

Projects related to Air Quality Management
o Saldanha Industrial Development Zone (IDZ) – Part of an integrated team of
specialists that developed the proposed development and management strategies for
the IDZ. Air quality guidelines were developed and a method of determining
emissions for potential developers. The investigation included the establishment of
the current air emissions and air quality impacts (baseline) with the objective to further
development in the IDZ and to allow equal opportunity for development without
exceeding unacceptable air pollution levels.
o Vaal Triangle Airshed Priority Area Air Quality Management Plan– Served as
technical advisor to the Department of Environmental Affairs for the development of
South Africa’s first air pollution priority area air quality management plan. This
included the establishment of a comprehensive air pollution emissions inventory,
atmospheric dispersion modelling, focusing on impact area “hotspots” and quantifying
emission reduction strategies. The management plan was published in 2009
(Government Gazette 32263)
o Cape Town - An air quality situation assessment was undertaken on behalf of the City
of Cape Town in 2002 in support of their plans for the development of an air quality
management plan for the City.
o Johannesburg - An air quality baseline assessment was undertaken and an air quality
management plan compiled for Joburg on behalf of the City. The project was
completed during September 2003.
o Coega - An air pollution management strategy was developed in 1997 for the Coega
Industrial Development Zone. Air quality guidelines were developed and a method of
determining emissions for potential developers. The objective was to allow equal
opportunity for development without exceeding unacceptable air pollution levels.
Developed an airshed air quality management model for application at Coega in 1999.
The model was developed in-house so as to assist the Coega Development
Corporation in the proactive allocation of emission limits to prospective investors in
the IDZ. The purpose being to maximise development opportunities whilst ensuring
the maintenance of good air quality in the long-term.
o Gauteng - An air quality baseline assessment was completed for Gauteng in 1999 to
inform their proposed air quality management plan. This project was funded by
DANIDA.
o Gauteng - Part of the Environomics/Africon project team to develop industrial buffer
zones for Gauteng was undertaken by members of our project team. These buffer
zones have been implemented in a GIS system for DACEL and are meant as an early
o
o
o
warning decision-support tool to indicate possible conflicts between sensitive activities
(including residential development, hospitals, etc.) and pollution caused by industrial
activities.
Ekurhuleni – An air quality baseline study and an Air Quality Management Plan has
been developed for the Ekurhuleni Metropolitan Municipality. This work was
completed in 2005.
UMhlathuze – An air quality situation analysis has being undertaken for the
uMhlathuze District Municipality and guidance given in terms of the air quality
implication of the municipality’s spatial development framework. Work is was
completed in 2005.
Tswane – An air quality baseline study was completed for the Tswane Metropolitan
Municipality (2005).
Transport Sector: Bakwena Toll Road Concession (Pretoria – Rustenburg); N1/N2 Protea Toll Road
(Cape Town – Paarl – Somerset West); Protea Toll Road Tunnel Options; N14 (Germiston) On/Offramp; N3TC Toll Road Concession De Beers Pass Alternatives; Gauteng Heavy Vehicles Freeway
Re-Routing Study; SAPIA Vehicle Emissions Management Strategy; Gauteng Department of
Transport Air Quality Management Plan; MMT Fuel Additive Monitoring Campaign (Afton); Sasol
Vehicle Emissions Ambient Air Monitoring Campaign; Cape Town International Airport Air Quality
Management Plan; OR Tambo International Airport Detailed Air Emission Inventory and Air Quality
Management Plan; Sir Seretse Kama (Botswana) Air Impact Assessment; Iron Ore Train Transport
(Sishen Mine to Saldanha Bay Iron Ore Port); Coal Train Transport (Moatize to Nicala Port,
Mozambique); Bauxite Ore Long-haul Road Transport (Bakhuis to Nickerie, Suriname); Baseline
Assessment of Iron Ore Transport (Zanaga Mine to Pointe Noir, Republic of Congo (Brazzaville)).
Provision of Expert Testimony: [e.g. Herbicide Contention Case: Victory Farm v HL&H Timber
Products (Pty) Ltd, Rautenbach Aerial Spraying Ltd, Alan James McEwan; SAPREF Alkylation Unit
Fire, Rhone-Poulenc Warehouse fire, Shell-Sasol Alcohol Reformulation Contention; Kudu Oils v
Department of Environmental Affairs and Tourism), Global Forest Products (Pty) Ltd & Others v Lone
Creak River Lodge (Pty) Ltd & Others; Pride Milling Company (Pty) Ltd v Klipspruit Colliery & Others;
Triple S Diensstasie Edms Bpk / P Senekal; PetroSA v Langeberg Shopping Mall, PetroSA v Visigro
Investments.
Quantitative Risk Assessments and Consequence Modelling: Air Products Durban plant (Hydrogen);
Comprehensive Risk Assessment of AECI (chlorine, ammonia, acrylonitrile, sulphur dioxide),
Umbogintwini Factory Complex; Oleum Storage Tank Farm Lever Brothers. Boksburg; Ammonia
Tank Farm Palabora Mining Company, Palaborwa; Ammonia Refrigeration Unit, Palabora Mining
Company, Palaborwa; Chlorine Dosing facility Palabora Mining Company, Palaborwa; Accidental
liquid Bromine spills and fugitive gas emissions at Delta-G Scientific, Halfway House; Accidental
emissions and spills of organo-pesticides at Sanachem, Verulam. Burning of waste dumps in
Botswana (Botswana Government). Chlorine Dosing Facility at mining operations (Rustenburg);
Dispersion and Consequence Modelling of Toxic Liquid Spills (e.g. Acrylonitrile and Propylene Oxide),
Combustion Products (e.g. Hydrogen Cyanide), Bund Fires and Vapour Cloud Explosions of a large
number of storage tanks at Vopak Tank Terminals, Durban Harbour, Investigation of Fire at Sapref
Refinery Alkylation Unit; Risk assessment of ammonia, hydrogen fluoride and nitric acid Columbus
Stainless (Middelburg); Natural Gas Pipeline from Mozambique to Secunda (Sasol Gas). Hydrogen
gas pipeline from Vanderbijlpark to Springs (Air Products), Crude oil and white product pipelines from
Chevron Refinery (Cape Town) to Cape Town Harbour, Crude oil and white product pipelines from
Chevron Refinery (Cape Town) to Saldanha Bay, Liquid Fuels Transportation Infrastructure from
Staatsolie Refinery To Ogane, Sol And Chevron Product Storage Depots, Suriname (Staatsolie
Maatschappij Suriname N.V.) – Overland and Riverbed assessments; Liquid Fuels Transportation
Infrastructure From Milnerton Refinery Area To Ankerlig Power Station (Atlantis Industrial Area),
Western Cape Province (Eskom). Sunrise Liquid Petroleum Gas Ship Offloading and Pipeline
Transportation Saldanha Bay – Sea and Land Spillages.
Mining and Ore Handling (Blasting; quarrying; grinding; crushing; conveying; vehicles; tailings dams).
BHP-Billiton Bauxite Mine (Suriname), Exxaro Heavy Minerals Mine and Processing (Madagascar),
Tenke Copper Mine and Processing Plant (DRC), Sari Gunay Gold Mine (Iran), Zaldivar Copper Mine
(Chile); Gold Mine at Omagh (Ireland); ZCCM Luancha Copper mine (Zambia); Skorpion Zinc mine
(Namibia); Rossing Uranium (Namibia); Trekkopje Uranium (Namibia); Gokwe Coal Mine (Zimbabwe);
Murowa Diamond Mine (Zimbabwe); Gamsberg Zinc Mine (Aggeneys); Prieska Copper mine
(Prieska); Numerous coal collieries, including Riversdale (Tete Province Mozambique, Anglo Coal,
Exxaro, Xstrata); Lime Quarries (La Farge, formerly Blue Circle, East London and Otjiwarongo,
Namibia); Clinker Grinding and Cement Blending Plant (La Farge, Richards Bay); Bluff Mechanical
Appliances – Durban Coal Terminal; Portnet’s Saldanha Ore Port Facility; and others.
Metal Recovery (Smelting; electro-wining). Samancor Air Quality Baseline for all South African
Chromium Smelter and Mines (Ferroveld, Ferrometals, MFC, Columbus, Tubatsi, Western Chrome
Mines, Eastern Chrome Mines), Hexavalent Chromium Air Quality Reference Document (FAPA),
Hartley Platinum Smelter (Zimbabwe); Mufulira Smelter (Zambia), Nkana Smelter (Kitwe, Zimbia);
Waterval Smelter (Amplats, Rustenburg); Lonrho Smelter (Brits); Ergo (Anglo American Corporation,
Springs); Coega Zinc Refinery (Billiton, Port Elizabeth); Hexavalent Chrome and Lead (Winterveld
Chrome Mines); Hexavalent Chrome Xstrata (Rustenburg); Pitch releases from graphite electrode
(EMSA, Union Carbide, Meyerton); Copper Smelting (Palabora Mining Company, Phalaborwa);
Portland Cement Plant (La Farge, East London and Otjiwarongo, Namibia); Westplats – Mooinooi
Smelter (Brits), Holcim Alternative Fuels Project (Lichtenburg, Ulco and Blending Plant – Roodepoort),
PPC Riebeeck West Expansion Project, Expansion projects for ArcelorMittal South Africa
Vanderbijlpark Works, Expansion projects for ArcelorMittal South Africa Saldanha Bay Works
Chemical Industry (bulk chemical; fertilizer; herbicides; pesticides). Comprehensive air pollution
impact assessment of AECI (Pty) Ltd Operations, including Modderfontein, Umbogintwini, Somerset
West, New Germany and Richards Bay; Kynoch Fertilizer plants in Milnerton and Potchefstroom;
Fedmis Fertilizer Plant in Phalaborwa; Pesticides and Herbicides at Sanachem (Canelands); Chrome
Impacts from various Bayer (Pty) Ltd operations (Newcastle and Durban); Fibre Production (Sasol
Fibres, Durban); NCP Chloorkop Expansion project, NCP Chloorkop Contaminated Soils Recovery
Petrochemical Industry (Petroleum refineries, tank farms). Baseline and Expansion of Liquid Natural
Gas Refinery (Equatorial Guinea); Site Selection for New South African Petroleum Refinery (DME),
Proposed new Greenfields Petroleum Refinery at Coega (PetroSA), Hydrogen sulphide and sulphur
dioxide emissions from SASOL operations (Sasolburg and Secunda); Sasol Coal to Gas Conversion
Project (Sasolburg), Natref Refinery Expansion Project (Sasolburg); Engen Emissions Inventory
Functional Specification (Durban); Air impact of air emissions from Sapref Refinery (Durban) Odour
Impact assessment at ChevronTexaco Refinery (Cape Town); StaatsOlie expansion project
(Suriname); Marathon LNG Expansion (Equatorial Guinea); PetroSA (Mossel Bay), Air impact of air
emissions from Killarney, Milnerton and Saldanha Bay bulk storage tanks, Ambient air sampling
campaign and Health Risk Analysis at Highway, Toll Plazas, Filing Stations & Taxi Ranks (Sasol)
Pulp and Paper Industry. Expansion of Mondi Richards Bay, Odour Assessment and Panel
Development for Mondi Richards Bay, Multi-Boiler Impact Assessment for Mondi Merebank (Durban),
Impact Assessment for Sappi Ngodwana (Nelspruit), Impact Assessment for Sappi Stanger, Air
Quality Monitoring Network and Air Pollution Management Plan for Sappi Saiccor (Umkomaas),
Comprehensive Emissions Inventory and Screening Health Risk Assessment for Sappi Enstra
(Springs), Impact Assessment for Sappi Tugela, Expansion Project for Cape Sawmills (Stellenbosch),
Comprehensive Emissions Inventory and Screening Health Risk Assessment for Global Forest
(Sabie), Air Impact Assessment for Pulp United (Richards Bay), MTO George Saw Mill (George)
Power Generation (stack emissions; coal and ash dump). Kelvin Power Station (Johannesburg);
Athlone Power Station (Cape Town); Tatuka, Kendal, Matimba, Duvha and Majuba Power Stations,
ESKOM; Open Cycle Gas Turbine Peaking Power Station (Mosselbay), Inhambane Power Station,
Mozambique, Combined Cycle Gas Turbine Power Plant In Moamba, Mozambique.
Waste Disposal (Incineration; landfill; evaporation; waste water treatment) All Enviroserv disposal sites
(Chloorkop, Margolis, Umlazi, Vissershok, Shongweni, Aloes, Holfontein, Rosslyn), and city/district
landfill facilities, including Cape Town City Council, Durban City Council, Johannesburg City Council;
East London City Council; Port Elizabeth City Council, Eden District Municipality, Beluluane landfill
facility [Matola, Mozambique])
Nuclear Installations. Participating member in the ATMES Phase 1 project to assess the emergency
preparedness to nuclear accidents following the Chrenobyl Accident, Development and
Implementation of a real-time emergency dispersion model for NECSA (Pelindaba); Development of a
real-time emergency dispersion model for Koeberg Nuclear Power Station, Environmental Impact
Assessment for the proposed demonstration Pebble Bed Modular Reactor (PBMR); Environmental
Impact Assessment for the proposed Nuclear-1 Power Station; Meteorological monitoring and
development of Meteorological Chapter of Site Safety Report for potential Nuclear-1 Power Station
(Thyspunt, Bantamsklip and Duynefontein).
Software Development Development of real time atmospheric dispersion model - HAWK: Atomic
Energy Corporation of South Africa; CALTEX, Cape Town; NCP CHLOORKOP, Kempton Park;
MOSSGAS, Mosselbay; PALABORA MINING COMPANY, Palaborwa; AECI, Umbogintwini; AECI,
Modderfontein; SASOL, Secunda; SASOL, Sasolburg; SAPREF Refinery, Durban; ENGEN Refinery,
Durban; ESKOM, Majuba Power Station; South Durban Air quality management system (Joint venture
between major industries, authorities and community); SAPPI-SAICCOR, Umkomaas; HARTLEY
PLATINUM, Zimbabwe, Richards Bay Air Quality Committee (Joint venture between major industries,
authorities and community), ISCOR, Newcastle; ISCOR, Vanderbijlpark.
CERTIFICATION
I, the undersigned, certify that to the best of my knowledge and belief, these data correctly describe
me, my qualifications and my experience.
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22/03/2013
ANEXO B
Limitações do Documento
Outubro 2014
LIMITAÇÕES DO DOCUMENTO
O presente documento foi providenciado pela Golder Associados Moçambique Lda. (Golder) sujeito às
limitações seguintes:
i)
Por definição a AIA é um processo preditivoque ocorre na fase mais cedo possível do processo de
desenvolvimento do projecto. O principal benefício de realizar uma AIA numa fase logo de início é que
os resultados da AIA podem ser usados para influenciar o desenho do projecto. Ao mesmo tempo, os
regulamentos aplicáveis à AIA exigem que seja obtida autorização antes de se iniciar qualquer
actividade e determinam também que a AIA deve estar finalizada numa fase inicial do processo de
desenvolvimento do projecto. Embora estes requisitos sejam importantes, estes impõem uma limitação
importante à AIA, que é o facto de que a AIA é baseada no que é em grande parte um desenho básico
e não um desenho detalhado.
ii)
A transição de desenho básico para desenho detalhado, e as limitações resultantes sobre a informação
que se encontra disponível é um facto amplamente reconhecido no processo da AIA. Na realidade os
profissionais envolvidos na Avaliação dos Impactos Ambientais irão directamente visar obter
informação que é vital para a AIA, mas que tipicamente só se encontra disponível durante o desenho
detalhado do projecto. Por exemplo, os dados relativos a todos os aspectos ambientais devem estar
disponíveis para a realização da AIA, e estes incluem emissões atmosféricas, descarga de águas
residuais, tipos e quantidades de resíduos sólidos e outra informação semelhante. Nos casos em que
esta informação não se encontre directamente disponível, o profissional da AIA irá usar suposições
conservadoras com base nos ‘piores casos possíveis’ a fim de assegurar que os impactos sejam
exagerados em vez de serem subestimados na AIA.
iii)
O âmbito e o período de Serviços da Golder são conforme se encontram descritos na proposta da
Golder, e estão sujeitos a restrições e a limitações. O presente Documento foi elaborado com a
finalidade específica delineada na proposta da Golder, e não é aceite qualquer responsabilidade pelo
uso do presente Documento, no todo ou em parte, em outros contextos ou para quaisquer outros fins.
iv)
Nos casos em que os dados fornecidos pelo cliente ou por outras fontes externas tenham sido usados,
incluindo dados de pesquisa anterior realizada no local, foi feita a suposição de que a informação está
correcta a menos que de outra forma especificado. A Golder não aceita qualquer responsabilidade por
dados incompletos ou inexactos que tenham sido disponibilizados por outras partes.
v)
O decorrer do tempo afecta a informação e a avaliação apresentada no presente Documento. As
opiniões da Golder são baseadas em informação que existia na altura em que foi elaborado este
Documento.
vi)
Como resultado do que foi descrito acima, a informação detalhada específica ao local do projecto só se
torna disponível à medida que o gasoduto vá sendo progressivamente estabelecido e é óbvio que tal
limita a informação que se encontra disponível na altura da finalização da AIA. Este facto não deve ser
considerado como debilitando a integralidade da AIA, mas serve simplesmente para facilitar o
entendimento de que certa informação não está directamente disponível na altura em que a AIA foi
finalizada. É importante sublinhar nesta altura do processo que a finalidade principal da uma AIA é a
tomada de decisão. Constitui assim encargo e responsabilidade dos profissionais envolvidos na AIA
certificarem-se que identificaram e avaliaram na AIA, todas as questões que são relevantes para a
tomada de decisão. Foram envidados esforços significantes na recolha das fontes para fins da
presente AIA, não de toda a informação, mas certamente de toda a informação necessária para
proporcionar a tomada de uma decisão eficaz.
vii) O Cliente concorda que só avançará com a apresentação de quaisquer reclamações e com vista a
procurar recuperar perdas, danos ou outras responsabilidades da parte da Golder Associados
Moçambique Lda. e não de qualquer das empresas afiliadas à Golder. Na medida do que é permitido
em termos da lei, o Cliente reconhece e concorda que não terá qualquer recurso legal e renuncia a
qualquer despesa, perda, reclamação, demanda ou instauração de caso contra as empresas afiliadas
da Golder, seus trabalhadores, técnicos e directores.
Outubro 2014
viii) Qualquer uso do presente Documento por uma terceira parte, ou qualquer consideração sobre o
Documento ou decisões tomadas com base no mesmo, constituem a responsabilidade única das
terceiras partes em questão. A Golder não aceita qualquer responsabilização por danos, caso existam
alguns, incorridos por qualquer terceira parte como resultado de decisões ou acções tomadas com
base no presente Documento.
GOLDER ASSOCIADOS MOÇAMBIQUE LDA.
Outubro 2014
Golder Associados Moçambique Limitada
Avenida Patrice Lumumba Nº 577
Cidade de Maputo
Moçambique
T: [+258] (21) 301 292