i. datos generales del proyecto, del...

MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL MODALIDAD PARTICULAR – RIESGO AMBIENTAL

“CONSTRUCCION DE GASODUCTO DE 10” Y LÍNEA DE DESCARGA DE

4”Ø X 4 + 114.83 KM DE LONGITUD DEL POZO CAUCHY 81 A LA MACROPERA CAUCHY 2, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ.”

Capitulo I - 1

I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

I.1. Proyecto I.1.1. Nombre del Proyecto “CONSTRUCCION DE GASODUCTO DE 10” Y LINEA DE DESCARGA 4”Ø X 4 + 114.83 KM DE LONGITUD DEL POZO CAUCHY 81 A LA MACROPERA CAUCHY 2, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ” I.1.2. Ubicación del Proyecto El proyecto comprenderá la construcción de un Gasoducto de 10 y Línea de Descarga de 4” Ø x 4 + 114.83 Km., que partirá del Pozo Cauchy 81, en un trayecto de 4,114.83 metros hasta su punto de llegada en la Macropera Cauchy 2. El proyecto se localizará en el Municipio de Chacaltianguis, Veracruz y presenta las siguientes coordenadas geográficas:

Tabla I.1.2.1 Coordenadas del origen y destino del Gasoducto de 10” y 4” Ø X 4 + 114.83 Km. (Pozo Cauchy 81– Macropera Cauchy 2)

Punto Coordenadas UTM Coordenadas Geográficas X Y Latitud N Longitud W

Origen Pozo Cauchy 81 209,645.43 2’008,737.06 18°08'57.048" 95°44'39.012 Destino Macropera Cauchy 2 209,957.34 2’011,967.53 18°10'42.204" 95°44'30.047"

Fuente: Plano de trazo y perfil (Anexo 2, 2.17 Plano de trazo y perfil). I.1.3. Tiempo de Vida Útil del Proyecto Se considera que el Gasoducto de 10 y 4” Ø x 4 + 114.83 Km., que partirá del Pozo Cauchy 81 hasta la Macropera Cauchy 2, tendrá una vida útil de por lo menos 25 años, aplicando un programa de mantenimiento preventivo y correctivo adecuado. El proyecto contempla la construcción del Gasoducto y la Línea de Descarga en una sola etapa. I.1.4. Presentación de la Documentación Legal. No se cuenta con documentos legales debido a que actualmente se realiza la delimitación de los predios para gestionar el proceso de legalización por parte de la Unidad de Administración de Servicios Externos de PEMEX Exploración y Producción. Sin embargo, la realización del proyecto se respalda en la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional del Ramo Petrolero, en su Artículo 10 menciona que esta industria “…es de utilidad pública, preferente sobre cualquier aprovechamiento de la superficie y del subsuelo de los terrenos, incluso sobre la tenencia de los ejidos o comunidades y procederá la ocupación provisional, la definitiva o la expropiación de los mismos, mediante la indemnización legal, en todos los casos en que lo requieran la Nación o su industria petrolera”; I.2. Promovente I.2.1. Nombre o Razón Social. PEMEX Exploración y Producción, Subdirección Región Norte, Activo Integral Veracruz. (Anexo 1.1 Ley Orgánica de PEMEX y Anexo 1.2 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional). I.2.2. Registro Federal de Contribuyentes del Promovente PEP – 9207167XA. (Anexo 1.3 RFC del Promovente). I.2.3. Nombre y Cargo del Representante Legal Ingeniero Miguel Ángel Hernández García, representante de PEMEX Exploración y Producción en su carácter de Administrador del Activo Integral Veracruz de conformidad con el Artículo 12 de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. (Anexos 1.4 a 1.7).




Capitulo I - 2

I.2.4. Dirección del Promovente o su Representante Legal Edificio Corporativo de Petróleos Mexicanos Avenida Marina Nacional No. 329 C.P. 11311 México, Distrito Federal I.3. Responsable de la Elaboración del Estudio de Impacto Ambiental I.3.1. Nombre o Razón Social. Bufete de Mantenimiento Predictivo Industrial, S.A. de C.V. (Anexo 1.8.1 Acta Constitutiva) I.3.2. Registro Federal de Contribuyentes o CURP BMP-930726-DU0 (Anexo 1.8.2 RFC del responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental). I.3.3. Nombre del Responsable Técnico del Estudio Ing. María de Lourdes Blanco Orozco CURP: BAOL710806MDFLRR06 Cédula Profesional: 2212759 (Anexos 1.8.3 a 1.8.6, Identificación del Responsable Técnico del Estudio de Impacto Ambiental) I.3.4. Dirección del Responsable Técnico del Estudio. Tel: 01 (229) 921 11 28 E-mail: [email protected]




Capitulo I - 3

II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO II.1. Información General del Proyecto La Cuenca Terciaria de Veracruz es de gran importancia económico-petrolera debido a las dimensiones y potencia de su columna sedimentaria, historia de producción de más de 50 años y sus perspectivas en cuanto a gas seco. El campo Cauchy se localiza en la Depresión Central de la Cuenca Terciaria de Veracruz, sobre la Planicie Costera del Golfo de México, correspondiente al Proyecto e Inversión Cosamaloapan, en el sureste de la Republica Mexicana, dentro de la Provincia Geológica Cuenca de Veracruz. De acuerdo con los estudios realizados el Campo Cauchy se considera como análogo geológico y de producción a los campos Arquimia, Cocuite y Lizamba, debidos a su cercanía y similitud de los niveles estratigráficos objetivo, siendo el nivel de interés el Mioceno Superior. Para la explotación de los yacimientos del campo Cauchy Norte, se perforaron 17 pozos mediante cuatro macroperas y para continuar con la explotación del yacimiento, en la parte sur se han perforado a la fecha 4 pozos y se tiene en programa perforar 15 pozos adicionales mediante cinco macroperas. II.1.1. Naturaleza del Proyecto Las macroperas actualmente construidas son; Cauchy 2, Cauchy 81 y Cauchy 161. Por lo anterior se requiere contar con la infraestructura necesaria para transportar en forma eficiente y segura la producción de gas hacia el centro de proceso EMC Cauchy y se construirá en tres etapas. En la primera etapa se construyo un Oleogasoducto de 10” Ø, con origen la macropera Cauchy 2 y destino la EMC Cauchy. A este Oleogasoducto se le dejo instalado un disparo de 10”Ø con T recta y rejilla de 10x10x10 con válvula de retención y de bloqueo de 10”Ø tipo compuerta, de paso completo a la altura de la Macropera Cauchy 2 para incorporar la producción de la mezcla gas-liquido de la macropera Cauchy 81 y Cauchy 161. La segunda etapa (a la que pertenece el presente proyecto) consiste en la construcción de un Oleogasoducto de 10” Ø y una línea de descarga de 4” Ø ambos con una longitud de 4 + 114.83 Km., con origen la macrophera Cauchy 81 y destino la macropera Cauchy 2. Para la construcción del Oleogasoducto de 10”Ø de la macropera Cauchy 81 a la macropera Cauchy 2, se requiere instalar un disparo de 10”Ø con T recta y rejilla de 10x10x10 con válvula de retención y de bloqueo de 10”Ø tipo compuerta, de paso completo y brida ciega aproximadamente a la altura de la macropera Cauchy 81 para la incorporación de producción futura procedente de la macropera Cauchy 161. A continuación se presenta el resultado de la interacción en cada una de las etapas de desarrollo del proyecto con los componentes ambientales, indicando en cada caso la interacción potencial hacia el componente del medio natural (Indicador Ambiental). En los Capítulos V Identificación, Descripción y Evaluación de los Impactos Ambientales; y VI Medidas Preventivas y de Mitigación de los Impactos Ambientales; se desarrolla a mayor detalle la interacción de las etapas de desarrollo del proyecto con las componentes ambientales. En función de lo anterior se concluirá respecto de la factibilidad ambiental del desarrollo del proyecto.




Capitulo I - 4

Tabla II.1.1.1 Interacción del Proyecto con los Componentes Ambientales Actividad Componente del Medio Natural Interacción

Etapa de Preparación del Sitio Localización del Proyecto

(Trazo Topográfico) NINGUNA

Desmonte y Despalme de la superficie requerida para el

derecho de vía del Oleogasoducto y la LDD

AIRE Emisión de gases y polvo GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Levantamiento de la capa vegetal y terrígena rica en humus

SUELO Inestabilidad temporal VEGETACIÓN TERRESTRE Levantamiento de la capa vegetal

FAUNA TERRESTRE Ahuyentamiento de especies animales PAISAJE Cambio de vistas escénicas

Cortes y excavaciones

AIRE Emisión de gases y polvo, Ruido GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Levantamiento de la capa vegetal y terrígena rica en humus

SUELO Inestabilidad temporal VEGETACIÓN TERRESTRE Ninguna

FAUNA TERRESTRE Ninguna PAISAJE Cambio de vistas escénicas

Etapa de Construcción

Tendido de la tubería

AIRE Emisión de gases y polvo, Ruido GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGIA Levantamiento de la capa vegetal y terrígena rica en humus

SUELO Generación de residuos VEGETACIÓN TERRESTRE Ninguna

FAUNA TERRESTRE Ninguna PAISAJE Ninguna

Doblado de la tubería Ninguna

Alineado y soldado

AIRE Emisión de gases y polvo, Ruido GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGIA Ninguna

SUELO Ninguna VEGETACIÓN TERESTRE Ninguna


Inspección radiográfica de soldadura Ninguna

Protección mecánica anticorrosiva y parcheo Ninguna

Bajado y tapado de la tubería

AIRE Ninguna GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA Levantamiento de la capa vegetal y terrígena rica en humus



Prueba hidrostática y/o neumática

AIRE Ninguna GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA Ninguna



Reacondicionamiento del derecho de vía

AIRE Ninguna GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA Levantamiento de la capa vegetal y terrígena rica en humus



Señalización Ninguna Protección catódica Ninguna




Capitulo I - 5

Tabla II.1.1.1 Interacción del Proyecto con los Componentes Ambientales. Continuación

Actividad Componente del Medio Natural Interacción Etapa de Operación y Mantenimiento

Inspección y vigilancia




Mantenimiento preventivo




Mantenimiento correctivo



FAUNA TERRESTRE Ninguna PAISAJE Ninguno

Etapa de Abandono

Clausura y limpieza

AIRE Emisión de polvos GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA Ninguna

SUELO Generación de residuos VEGETACIÓN TERRESTRE Integración

FAUNA TERRESTRE Integración PAISAJE Ninguna

Fuente: Elaboración en gabinete a partir de la NRF-030-PEMEX-2009, Bases de Usuario y Tabla 1 de la Guía para la Presentación de la Manifestación de Impacto Ambiental, Industria del Petróleo, Modalidad Particular, SEMARNAT, 2002.

La descripción del proyecto se presenta de acuerdo a los requerimientos normativos de la NRF-030-PEMEX-2009, Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, así como de las Bases de Usuario proporcionadas por PEMEX. II.1.2. Selección del Sitio El sitio seleccionado para la construcción del Oleogasoducto de 10” ∅ y la LDD 4”∅ ambos de una longitud de 4 + 114.83 Km., del Pozo Cauchy 81 a la Macropera Cauchy 2, se proyectó con el objetivo de contar con la infraestructura necesaria para transportar en forma eficiente y segura el gas natural del Pozo Cauchy 81, hacia su punto de recolección, en la Macropera Cauchy 2, por lo tanto, para la ubicación del Oleogasoducto y la LDD no se pueden considerar sitios alternativos. Para la definición del proyecto del trazo del Oleogasoducto y la LDD se tomó en consideración los siguientes criterios: Criterios ambientales • Evitar interacción del Oleogasoducto y la LDD con ecosistemas críticos. De acuerdo a la Carta de Uso de Suelo Coatzacoalcos E-15-1-4 (Dirección General de Geografía, INEGI, ed.), la carta topográfica E15A81 Loma Bonita y visita de campo, el trazo del Oleogasoducto y la LDD atravesará principalmente cultivos agrícolas (piña y caña de azúcar) y pastizales. El Oleogasoducto y la LDD no atravesarán áreas naturales protegidas, regiones terrestres prioritarias, ni áreas de importancia de conservación de las aves. El proyecto si está inmerso en la Región Hidrológica Prioritaria “Humedales del Papaloapan, San Vicente y San Juan”, lo cual no compromete la viabilidad ambiental del mismo, dado que no se contempla perturbar, aprovechar y/o explotar los recurso hídricos en la zona de estudio. (Anexo 2, en las cartas temáticas referentes).




Capitulo I - 6

• Evitar el relleno, ocupación y cruces con cuerpos de agua: En el trazo del Oleogasoducto y la LDD, no se tienen cruces con cuerpos de agua.. Criterios técnicos • Optimizar el trazo, procurando ajustarse a un tendido recto, permitiendo con esto reducir los costos de terreno y materiales. El trazo del Oleogasoducto y la LDD consta de 26 vértices a lo largo de 4 + 114.83 Km., mismos que pretenden desarrollar un trazo siguiendo las mejores características topográficas que brinden estabilidad a la instalación de dicho ducto. En la tabla II.1.3.1 se indican las coordenadas de los puntos de origen y destino del Oleogasoducto y la LDD, y en la tabla II.1.3.2 se muestran sus puntos de inflexión. • Derechos de vía existentes. El derecho de vía (DDV) a analizar es nuevo en todo su trazo del Km 0 + 0.000 al Km 4 + 114.83 y de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2009 que especifica Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, para un Oleogasoducto de 10 y 4”Ø, el ancho del DDV será de 16 m de ancho (Anexo 2, 2.17 Plano de trazo y perfil). Criterios socioeconómicos • Disponibilidad de terreno para alojar el trazo del Oleogasoducto y la LDD. Durante la visita de campo y reconocimiento del sitio del proyecto se identificaron zonas de pastizal cultivado y zonas inundables a lo largo del trazo así como en los predios colindantes (Anexo 3, Memoria fotográfica). • Distancias a centros urbanos y áreas densamente pobladas. Las localidades y puntos de interés más cercanos al punto de origen, destino y trazo del proyecto se indican en las tablas II.1.2.1, II.1.2.2 y II.1.2.3.

Tabla II.1.2.1 Distancia del Pozo Cauchy 81 (origen) a algunas localidades y zonas vulnerables. Localidades Distancia (Km) Orientación

El Zapote 0.7 NE Rancho Tres Hermanos 1.3 NE

San Bernardo 1.2 NO Vista Hermosa 1.8 NO

Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y Google Earth, 2010. Tabla II.1.2.2 Distancia del trazo del Oleogasoducto y la LDD a algunas localidades y zonas vulnerables.

Localidades Distancia (Km) Orientación San Bernardo 0.5 O

El Zapote 0.3 E Vista Hermosa 0.7 O

Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y Google Earth, 2009.

Tabla II.1.2.3 Distancia de la Macropera Cauchy 2 (destino) a algunas localidades y zonas vulnerables. Localidades Distancia (Km) Orientación

Palo Alto 1.4 O

Las Mesas 2.2 NO Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y Google Earth, 2009.

Criterios Económicos • Ajuste del trazo y dimensiones del proyecto para reducir costos de material, equipo y movimiento de tierras.




Capitulo I - 7

II.1.3. Ubicación Física del Proyecto y Planos de Localización Ubicación del proyecto. El proyecto se localiza en el Estado de Veracruz-Llave, el origen del Oleogasoducto y la LDD (Pozo Cauchy 81) se localiza a 21.8 Km. al Noreste de la cabecera municipal de Chacaltianguis y el destino (Macropera Cauchy 2) a 17.8 Km. al Este del mismo.

Tabla II.1.3.1. Coordenadas de los puntos de ubicación: Pozo Cauchy 81, como punto de origen y Macropera Cauchy 2, como punto de destino.

Punto Coordenadas UTM Coordenadas Geográficas X Y Latitud N Longitud W

Origen Pozo Cauchy 81 209,645.43 2’008,737.06 18°08'57.048" 95°44'39.012 Destino Macropera Cauchy 2 209,957.34 2’011,967.53 18°10'42.204" 95°44'30.047"

Fuente: Plano de trazo y perfil (Anexo 2, 2.17 Plano de trazo y perfil).

Tabla II.1.3.2 Puntos de inflexión del Oleogasoducto y la LDD de 10” y 4” Ø X 4 + 114.83Km. (Pozo Cauchy 81 – Macropera Cauchy 2)

LADO RUMBO DISTANCIA V COORDENADAS EST PV Y X

1 2,008,731.42 209,612.05 1 2 N 00°01'32.33" E 52.72 2 2,008,784.13 209,612.07 2 3 N 07°01'17.95" W 209.88 3 2,008,992.44 209,586.41

3 4 N 02°16'09.40" W 33.72 4 2,009,026.13 209,585.08

4 5 N 29°55'20.26" E 140.92 5 2,009,029.80 209,719.96

5 6 N 62°57'35.92" E 148.27 6 2,009,148.27 209,655.37

6 7 N 57°16'24.38" E 42.35 7 2,009,171.16 209,691.00

7 8 N 43°50'51.79" E 13.20 8 2,009,180.68 209,700.14

8 9 N 24°45'10.24" E 19.61 9 2,009,198.49 209,708.35

9 10 N 48°17'06.60" W 392.28 10 2,009,283.33 209,521.23

10 11 N 145°20'51.74" W 521.22 11 2,009,459.52 209,415.53

11 12 N 76°36'17.36" W 262.88 12 2,009,583.36 209,309.91

12 13 N 107°42'58.75" W 305.99 13 2,009,520.42 209,159.80

13 14 N 20°42'38.80" W 331.49 14 2,009,830.49 209,042.57

14 15 N 00°42'09.72" E 210.41 15 2,010,040.89 209,045.15

15 16 N 00°42'09.72" E 143.31 16 2,010,184.19 209,046.91

16 17 N 20°30'00.94" E 40.66 17 2,010,222.28 209,061.15

17 18 N 34°11'13.19" E 91.70 18 2,010,298.13 209,112.68

18 19 N 43°10'28.23" E 81.51 19 2,010,357.57 209,168.45

19 20 N 43°06'14.95" E 81.95 20 2,010,417.40 209,224.45

20 21 N 37°17'21.89" E 96.77 21 2,010,494.39 209,283.07

21 22 N 25°30'24.66" E 173.23 22 2,010,650.74 209,357.67

22 23 N 02°18'54.58" E 6.98 23 2,010,657.71 209,357.95

23 24 N 02°18'54.58" E 906.23 24 2,011,563.20 209,394.56

24 25 N 42°07'59.42" E 295.50 25 2,011,782.34 209,592.80

25 26 N 52°28'05.26" E 308.15 26 2,011,970.07 209,837.16 Fuente: Elaborada a partir del plano topográfico Q-263 (Anexo 2, 2.17 Plano de trazo y perfil).

II.1.4. Inversión Requerida El costo total requerido para la instalación del Oleogasoducto y la LDD será de aproximadamente $22,500,000.00 (Veintidós millones, quinientos mil pesos 00/100 M.N.).




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II.1.5. Dimensiones del Proyecto a. Superficie total del predio (en m2) La superficie requerida para la instalación del Oleogasoducto y la LDD será de 65,837.28 m2, sumando toda la superficie del derecho de vía correspondiente requerido para el proyecto. La superficie requerida para la instalación del Oleogasoducto y la LDD será como se indica a continuación:

Tabla II.1.5.1 Superficie requerida para el Oleogasoducto de 10” y LDD de 4” Ø X 4 + 114.83 Km.

(Pozo Cauchy 81 – Macropera Cauchy 2) Cadenamiento Longitud (m) DDV (m) Superficie requerida en m²

0+000 al 4 + 114.83 (DDV Nuevo) 4,114.83 16 65,837.28 Superficie total 65,837.28

Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil, Anexo 2; Carta Topográfica E15A81 Loma Bonita. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI, y Visita de Campo.

Es importante señalar que no obstante que el Oleogasoducto y la LDD serán subterráneos, la superficie considerada por derecho de vía, se requiere para las maniobras y desplante de maquinaria y equipos durante la construcción y para las actividades de conservación, mantenimiento y salvaguarda. b. Superficie a afectar con respecto a la cobertura vegetal del área del proyecto, por tipo de comunidad

vegetal existente en el predio (selva, bosque, matorral, etc.). Indicar para cada caso su relación (en porcentaje), respecto a la superficie total del proyecto.

El tipo de comunidad vegetal por afectar, se determinó a partir de la inserción de datos vectoriales para la Carta de Uso de Suelo y Vegetación Serie 2 del INEGI, (Anexo 2); así como con la verificación de las condiciones generales en la zona durante la visita de campo, representando los aspectos más relevantes en el Anexo 3, Memoria Fotográfica. A continuación, en la tabla II.1.5.3 se detallan las longitudes de cada kilometraje del Oleogasoducto, los derechos de vía correspondientes; así como la superficie requerida en m2 y el porcentaje total de la superficie requerida.

Tabla II.1.5.3 Vegetación y Uso de Suelo en la Superficie a Afectar (Pozo Cauchy 81 – Macropera Cauchy 2)

Cadenamiento Longitud (m) DDV (m)

Superficie requerida en m² Tipo de vegetación Porcentaje del total de

la superficie requerida 0 + 000.00 al 0 + 700.00 700.00 16 11,200.00 Cultivos de Piña 17.01% 0 + 700.00 al 3 + 800.00 3,100.00 16 49,600.00 Pastizal cultivado 75.34%

3 + 800.00 al 4 + 114.83 314.83 16 5,037.28 Cultivos de Caña de Azúcar 07.65%

TOTAL 4,114.83 65,837.28 100 % Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil (Anexo 2); Carta Topográfica E15A81 Loma Bonita. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI (Anexo 2), y Visita de Campo.

La superficie del Oleogasoducto y la LDD, expresada en relación con las comunidades por afectar, de acuerdo al tipo de vegetación dominante es casi del 100 % de pastizal cultivado. En visita de reconocimiento del área, los datos levantados a partir de los recorridos muestran una dominancia de pastizal cultivado y cultivos de piña y caña de azúcar. c. Superficie (en m2) para obras permanentes Durante la construcción del proyecto, se requerirá de áreas provisionales para el almacenamiento de herramientas y equipo; servicios sanitarios portátiles, comedor y descanso. Su instalación será de manera temporal durante las actividades de construcción, para lo cual se dispondrá del terreno




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contemplado para el derecho de vía que no implicará el desarrollo de infraestructura, por lo que tampoco requiere de preparación previa del terreno. El 100 % de la superficie requerida por el proyecto será destinada a obras permanentes, mismas que serán delimitadas por los señalamientos considerados al final de la Sección II.2.4. II.1.6. Uso Actual de Suelo y/o Cuerpos de Agua en el Sitio del Proyecto y en sus Colindancias Como ya se ha mencionado con anterioridad, el uso de suelo dentro del sitio seleccionado para el emplazamiento del proyecto está considerado por el INEGI en la Carta de Uso de Suelo Coatzacoalcos E15-1-4 como de pastizal cultivado (ver cartografía temática, Anexo 2). El uso actual del suelo donde se ubicará el Oleogasoducto, en la colindancia del Pozo Cauchy 81 corresponde a cultivos de piña, y en el punto de destino (Macropera Cauchy 2) el tipo de vegetación a afectar corresponde es de cultivos de caña de azúcar; a su vez, en a lo largo del trazo, el uso de suelo es predominantemente de pastizal cultivado. Estas condiciones prevalecen en gran parte del municipio en donde se ubicará el proyecto (Chacaltianguis). Las localidades de la zona donde se proyecta el trazo, son principalmente rurales, por lo que sus habitantes explotan los recursos mediante agricultura y ganadería en mediana escala. Los escurrimientos de agua de la región son utilizados comúnmente para riego. En el Cap. IV, se presenta una descripción más amplia de este componente del medio. En las Tablas II.1.6.1 a II.1.6.3 se indican las colindancias del Pozo Cauchy 81 y la Macropera Cauchy 2 como punto de origen y destino del Oleogasoducto, respectivamente; en un radio de 500 m, así como de las colindancias en este mismo rango del trazo propuesto, para cada margen en el sentido de flujo.

Tabla II.1.6.1 Colindancias del punto de origen del Oleogasoducto y la LDD (Pozo Cauchy 81) Intervalo a 100 m 100 ~ 200 m 200 ~ 300 m 300 ~ 400 m 400 ~ 500 m

N Agricultura de temporal (cultivos de piña)

Agricultura de temporal (cultivos de

piña)


piña)


piña)

Agricultura de temporal (cultivos de piña)

NE Agricultura de temporal (cultivos de piña)


piña)


piña)


piña)


E Agricultura de temporal (cultivos de piña)


piña)


piña)


piña)


SE Agricultura de temporal (cultivos de piña)


piña)


piña)


piña)


S Agricultura de temporal (cultivos de piña)


piña)


piña)


piña)


SW Agricultura de temporal (cultivos de piña)


piña)


piña) Pastizal cultivado Pastizal cultivado

W Agricultura de temporal (cultivos de piña)


piña)



NW Agricultura de temporal (cultivos de piña)


piña)



Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil (Anexo 2); Carta Topográfica E15A81 Loma Bonita. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI (Anexo 2), y Visita de Campo.




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Tabla II.1.6.2 Colindancias del punto de destino del Oleogasoducto y la LDD (Macropera Cauchy 2)

Intervalo a 100 m 100 ~ 200 m 200 ~ 300 m 300 ~ 400 m 400 ~ 500 m

N Agricultura de temporal

(cultivos de caña de azúcar)


caña de azúcar)

Agricultura de temporal (cultivos de caña de

azúcar)


caña de azúcar)


azúcar)

NE Agricultura de temporal



caña de azúcar)


azúcar)


caña de azúcar)


azúcar)

E Agricultura de temporal



caña de azúcar)


azúcar)


caña de azúcar)


azúcar)

SE Agricultura de temporal



caña de azúcar)


azúcar)


caña de azúcar)


azúcar)

S Agricultura de temporal



caña de azúcar)


azúcar)


caña de azúcar)


azúcar)

SW Agricultura de temporal



caña de azúcar)


azúcar)


caña de azúcar)


azúcar)

W Agricultura de temporal



caña de azúcar)


azúcar)


caña de azúcar)


azúcar)

NW Agricultura de temporal

(cultivos de caña de azúcar)/ corriente

intermitente


caña de azúcar)/ corriente intermitente


azúcar)/ corriente intermitente


caña de azúcar)/ corriente intermitente


azúcar)/ corriente intermitente


Tabla II.1.6.3 Colindancias del trazo del Oleogasoducto y la LDD (hasta 500 m alrededor del trazo) Cadenamiento

(Trazo del Gasoducto)

a 100 m 100 ~ 200 m 200 ~ 300 m 300 ~ 400 m 400 ~ 500 m M.I. M.D. M.I. M.D. M.I. M.D. M.I. M.D. M.I. M.D.

0+ 000 al 1 + 000.00


piña)


piña)


piña)

Agricultura de

temporal (cultivos de

piña)


piña)


piña)


piña)

Agricultura de


piña)

Agricultura de


piña)


piña)

1 + 000.00 al 2 + 000.00


piña) / pastizal

cultivado


piña) / pastizal

cultivado


piña) / pastizal

cultivado

Agricultura de


piña) / pastizal cultivado


piña) / pastizal

cultivado


piña) / pastizal

cultivado


piña) / pastizal

cultivado

Agricultura de



Agricultura de




piña) / pastizal

cultivado

2 + 000.00 al 3 + 000.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

3 + 000.00 al 4 + 114.83


caña de azúcar / pastizal

cultivado



cultivado



cultivado

Agricultura de


caña de azúcar / pastizal cultivado



cultivado



cultivado



cultivado

Agricultura de



Agricultura de





cultivado





Capitulo I - 11

II.1.7. Urbanización del Área y Descripción de Servicios Requeridos La zona correspondiente al proyecto de construcción es una zona rural y presenta un bajo grado de urbanización y cobertura de servicios; en la zona se cuenta con caminos de terracerías formados principalmente por los caminos de acceso a las áreas de aprovechamiento de PEMEX y de apoyo a las pequeñas comunidades. Los servicios de apoyo requeridos (drenaje, energía eléctrica y agua potable) serán proporcionados por la compañía que desarrolle la construcción del Oleogasoducto y la LDD. Agua Cruda En la etapa final de la construcción del Oleogasoducto y la LDD, se realizará una prueba hidrostática la cual requiere de un volumen aproximado de 1,688.12 m3 de agua, por lo que el contratista debe tramitar y contar con la autorización de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) para tomar el líquido del cuerpo de agua que considere; esto previamente a la realización de la prueba, y en consecuencia observar las disposiciones que en su caso determine la CONAGUA para el manejo y disposición final del agua al término del ciclo de prueba, así como las disposiciones de la legislación ambiental. El agua que se utilice debe ser neutra o libre de partículas en suspensión que no pasen la malla de 100 hilos por pulgada. (CID-NOR-N-SI-0001). Agua potable Este servicio no está disponible en la zona, por lo que para satisfacer los requerimientos para el consumo del personal que labore en la obra, el residente deberá adquirir el agua de consumo en la localidad más cercana a través de pipas o bien, con garrafones. Drenaje El servicio de drenaje no está disponible en la zona ya que en el Municipio de Chacaltianguis solamente cuenta con cobertura parcial de servicios en los principales núcleos poblacionales, por lo que la compañía contratista encargada de la construcción, es la responsable de proveer el servicio de sanitarios para los trabajadores, así como del manejo y disposición final de las aguas y residuos generados por este servicio. La instalación de los sanitarios portátiles durante la etapa de preparación y construcción debe hacerse sobre el terreno preparado para el derecho de vía exclusivamente. Electricidad Este servicio no se encuentra disponible en el área de construcción del proyecto por lo que la compañía encargada de realizar la construcción de la obra será responsable del transporte y operación de los equipos de generación de energía, para realizar los trabajos de soldadura y obras especiales durante la construcción. Combustible Para los trabajos de construcción del proyecto se requerirá diesel, gasolina y aceite lubricante para la operación de los equipos y maquinaria, por lo que se suministrará de la estación de servicio más cercana al proyecto. El suministro de combustible lo realizará la compañía a cargo de la construcción del proyecto. No está contemplada la habilitación de áreas temporales para el almacenamiento de combustibles y/o lubricantes. Durante la construcción del proyecto los servicios de apoyo los proporcionará la empresa designada al desarrollo de los trabajos de instalación, mediante el establecimiento de campamentos que proveen de letrinas, comedor e infraestructura para el aseo de personal y equipo. El personal de la compañía encargado de los trabajos, será trasladado diariamente al sitio de la obra. Respecto de la generación de residuos, manejo e infraestructura para su disposición, la información de presenta en el apartado II.2.9.




Capitulo I - 12

II.2. Características Particulares del Proyecto La descripción del proyecto se presenta de acuerdo con los requerimientos normativos de la NRF-030-PEMEX-2009, Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos así como de las bases de usuario proporcionadas por PEMEX. A. Construir un Oleogasoducto de 10” Ø y LDD 4”Ø nominal con tubería metálica para servicio estándar y longitud de 4 + 114.83Km. El punto inicial será el Pozo Cauchy 81 y el punto final será la Macropera Cauchy 2, el proyecto incluye lo siguiente. 1. El Oleogasoducto y la LDD será subterráneo desde el Pozo Cauchy 81, hasta la Macropera Cauchy

2. 2. El Oleogasoducto y la LDD se deberá construir en una sola etapa. 3. En el área del Pozo Cauchy 81, el Oleogasoducto y la LDD se deben conectar con el PRG. 4. El Oleogasoducto y la LDD deben incluir protección catódica, protección con anticorrosivo y

mecánica, de acuerdo a la Normatividad vigente y análisis de flexibilidad correspondiente; así mismo, el trayecto del Oleogasoducto y la LDD deben contar con señalización del derecho de vía de acuerdo a Normatividad vigente.

5. Todas las válvulas incluidas en la construcción del Oleogasoducto y la LDD deben ser de compuerta, paso completo y continuado, de acuerdo a la ANSI 600 RTJ.

6. Rotular el Oleogasoducto y la LDD indicando el pozo de procedencia, justo antes de la interconexión con la Macropera Cauchy 2.

7. Se deberá aplicar el marco normativo para la construcción del Oleogasoducto y la LDD. 8. Se debe realizar prueba hidrostática. 9. Se debe realizar la limpieza interior de las líneas (barrido con gas inerte), después de haber

realizado las pruebas correspondientes y debe ser entregada, lista para iniciar su operación. El proyecto para la construcción del Oleogasoducto y la LDD no contemplarán la construcción obras especiales, definidas como todas aquellas obras diferentes a la línea regular, las cuales requieren de consideraciones específicas para su diseño y construcción dado que interrumpen la instalación de la línea regular. II.2.1. Programa General de Trabajo El programa general de trabajo se presenta en la tabla II.2.1.1

Tabla II.2.1.1 Programa General de trabajo del proyecto del Oleogasoducto y la LDD

Etapa Actividades

Meses

2 4 6 8 10

12

18

24

Años

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

Bases de Diseño

Licitación de Construcción

Construcción Construcción Operación

Mantenimiento Fuente: PEMEX, Exploración y Producción. Los programas para las actividades específicas de trabajo se presentan de la tabla II.2.1.2 a la tabla II.2.1.4.




Capitulo I - 13

Tabla II.2.1.2 Programa General de trabajo del proyecto del Oleogasoducto y la LDD. Etapa Actividades

Meses 1 2 3 4 5

Licitación de Obra

Publicación de convocatoria

Junta de aclaraciones Apertura técnica -

económica

Evaluación técnica- económica

Dictamen y fallo

Presentación de garantías

Firma del contrato

Fuente: PEMEX, Exploración y Producción. NRF-030- PEMEX- 2009.

Tabla II.2.1.3 Programa general de trabajo del Oleogasoducto y la LDD. Etapa de preparación del sitio y construcción

Etapa Actividades Meses

1 2 3 4 5 6

Preparación del sitio

Localización del proyecto (Trazo Topográfico)

Desmonte y despalme de la superficie requerida

para el derecho de vía del Oleogasoducto y la LDD

Construcción



Doblado de tubería

Alineado y soldado de la tubería

Inspección radiográfica de soldadura

Protección mecánica anticorrosiva y parcheo


Trampas de diablos



Protección catódica

Señalización Fuente: PEMEX, Exploración y Producción. NRF-30- PEMEX- 2009.




Capitulo I - 14

Tabla II. 2.1.4 Programa general de trabajo del Oleogasoducto y la LDD. Etapa de Operación y mantenimiento

Etapa Actividad Periodicidad

Operación Transporte de Gas Natural Diario, Continuo

Mantenimiento

Sistema de protección interior Corrida con diablo de limpieza: cada 4 meses Corrida con diablo instrumentado: cada año

Evaluación Mensual Inyección de inhibidor Diario

Sistema de protección mecánica Cada 4 años

Sistema de protección catódica Semestral

Sustitución de tramos de tubería Después de revisión cada periodo de 20 años Prevención de fugas Según se presente

Celaje terrestre Una vez al mes Integridad mecánica Según requerimientos

Fuente: PEMEX, Exploración y Producción. II.2.2. Preparación del Sitio Desarrollo de la Ingeniería Básica y de Detalle Esta actividad se realizará en campo y gabinete para la localización del sitio del proyecto, del trazo en el derecho de vía a construir, y elaboración de los planos de detalle, trazo y perfil. Este proceso consiste en la revisión detallada de las bases de usuario con la finalidad de conocer los requerimientos técnicos del proyecto y en su caso, emitir comentarios o dudas que surjan de esta revisión, recabar toda la información necesaria para efectuar los trabajos, recorrido del derecho de vía, recorrido de instalaciones existentes y levantamientos en campo en general, para determinar las condiciones, criterios de diseño y requerimientos de servicios. En la realización de las Bases de Diseño se deberán contemplar los requerimientos establecidos en las bases de usuario, incluyendo la normatividad técnica que se aplicará en el desarrollo del proyecto, las cuales corresponden a las mejores prácticas de uso común en la industria petrolera y a lo establecido en la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización; el alcance del proyecto y el sistema de seguridad claramente definidos; información suficiente en cantidad y calidad para el diseño del proyecto; ubicación del proyecto tomando en cuenta la seguridad industrial, protección ambiental y condiciones sociales; adecuadas vías de comunicación existentes y por desarrollar; servicios requeridos, como son energía eléctrica, agua y drenajes; disposición y procesamiento adecuado de los residuos producto de la construcción, operación, mantenimiento y abandono del proyecto; selección de tecnologías adecuadas al país; consideración de materiales y equipos seguros al medio ambiente y al ser humano; consideraciones de futuras ampliaciones y de demanda de servicios. En cuanto al trazo, este se efectúa en campo, verificando las coordenadas plasmadas en los planos de trazo y perfil, utilizando equipos analógicos digitales para el establecimiento del derecho de vía mediante encalado y estacado, y ubicando posibles ductos o líneas existentes en el derecho de vía con detectores de metal. • Trazo y levantamiento topográfico Es importante determinar en campo el área en la que se localizará el proyecto así como el trazo por el que pasará el proyecto en estudio, mediante el estacado, para efectos de identificación de flora y fauna, así como para la realización del desmonte y despalme.




Capitulo I - 15

Se realizará el siguiente procedimiento: Se centrará, nivelará y visará un punto de referencia con el tránsito de un punto sobre tangente. Se reflexionará a 90º hacia la izquierda y derecha para determinar las dos líneas laterales. Se dejará balizado y estacado sobre las dos líneas del límite del derecho de vía. Durante esta etapa, las actividades de trazo y levantamiento topográfico se impactarán en forma directa sobre la vegetación, debido a la necesidad de retirar la maleza y vegetación para indicar los estacados y estaciones. • Adquisición de materiales La adquisición de materiales por parte de la empresa contratista encargada de los trabajos, se realizará de acuerdo con sistemas de calidad implantados en la empresa para verificar en cualquier momento la calidad de los materiales utilizados, su certificación, marcaje y seguimiento de cualquier material empleado en la obra, redundando en beneficio de la confiabilidad de operación del Oleogasoducto y la LDD en base a las políticas de calidad que exige PEMEX a los contratistas. Las actividades de aplicación de la protección anticorrosiva para conformar el Oleogasoducto se realizará en planta del proveedor. La protección anticorrosiva de los extremos del ducto se realizará en campo, bajo la supervisión del contratista y PEMEX, de acuerdo a las normas NRF-033-PEMEX-2003, lastre de Concreto para Tubería de Conducción y NRF-026-PEMEX-2001 Protección Anticorrosiva a Ductos Enterrados y Sumergidos. • Transporte de maquinaria y equipo de trabajo El transporte de materiales, maquinaria y equipo de trabajo se realizará mediante tractocamión con cama baja Low – boy para el traslado de maquinaria como retroexcavadoras, y con Camioneta 350 para el traslado de maquinas de soldar, herramientas, personal y materiales diversos. • Desmonte y despalme El derecho de vía a analizar de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2009 que especifica Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, para el derecho de vía del Oleogasoducto y la LDD que se va a construir será de 16 metros de ancho en todo su trazo. Lo anterior se describe en el plano ubicado en el Anexo 2,2.17 donde se especifica el derecho de vía que involucrará el proyecto a lo largo del trazo (ver plano anexo de trazo y perfil). El material producto del despalme, se depositará en lugares estratégicos para su posterior utilización en los arropes de taludes y terraplenes. Los trabajos de despalme y desmonte de la superficie se realizarán con maquinaria y de forma manual, respectivamente. El desmonte es la remoción de la vegetación existente en el derecho de vía, en las áreas que se destinan a instalaciones, con el objeto de eliminar la presencia de material vegetal, y así mejorar la visibilidad. El desmonte comprenderá:

• Tala que consistirá en cortar los arbustos aislados encontrados en las áreas de cultivos agrícolas y pastizales.

• Roza, que consistirá en cortar y retirar la maleza, hierba, zacate o residuos de siembras. • Desenraíce, que consistirá en sacar los troncos o tocones con o sin raíces. • Limpia y disposición final, que consistirá en retirar el producto del desmonte.

Despalme: El despalme consistirá en excavar 5 a 10 cm. del suelo natural mediante maquinaria, desalojando la capa superficial del terreno natural que por sus características no sea adecuada para la construcción. Se despalmará a lo largo y ancho del derecho de vía, colocando el producto del despalme




Capitulo I - 16

al lado contrario donde se ubicará el producto de la excavación y dentro de los límites del área del derecho de vía. El material producto del despalme, se almacenará temporalmente para su posterior utilización en el arrope del Oleogasoducto y la LDD. II.2.3. Descripción de Obras y Actividades Provisionales del Proyecto Para el desarrollo del proyecto se utilizarán las terracerías de acceso ya existentes, para el abastecimiento de servicios sanitarios, la empresa contratista se apoyará en letrinas portátiles y para los servicios de alimentación se tomará apoyo de las localidades más cercanas. No se contempla la instalación de campamentos para el alojamiento de personal. Tanto las letrinas portátiles como las áreas de almacenamiento de materiales y equipo se desplazarán del sitio donde se construya el trazo del Oleogasoducto. II.2.4. Etapa de Construcción La secuencia en que se describen las actividades, no indica necesariamente el orden de las actividades a realizarse durante la fase de construcción, ya que de acuerdo a las condiciones del terreno, tiempo y programas de entrega de materiales, las actividades pueden realizarse en una secuencia diferente, incluso de forma simultánea en un o más frentes de obra. • Cortes para la colocación del Oleogasoducto y la LDD Los cortes son ejecutados a cielo abierto en el terreno natural, en ampliación de taludes o terraplenes existentes y en derrumbes, con el objeto de preparar y formar la sección de la obra. La altura promedio de los cortes serán de 5 a 10 cm. de la capa terrígena de material tipo A, el cual es poco o nada cementado, por lo que puede ser manejado eficientemente sin ayuda de maquinaria. El nivel de suelo no deberá de tener irregularidades ni objetos que generen concentración de esfuerzos, ya que debe permitir un apoyo uniforme sin forzamientos ni dobleces mecánicos de la tubería. (N-CTR-CAR-1-01-003/00). El corte deberá de ser de por lo menos diez centímetros de espesor con material suelto, libre de rocas o componentes de aristas agudas o cortantes. Por la propia naturaleza del terreno no se contemplará la realización de actividades de estabilidad de los taludes. Al final se procede al extendido y nivelado de material del sitio con maquinaria, para proseguir con el afinamiento y dar el acabado final del corte con talud de 1:1.75. (N-CTR-CAR-1-01-003/00). • Excavación de zanja para colocación del Oleogasoducto y la LDD Se realiza de acuerdo a la siguiente secuencia de actividades: 1. Detección en toda la longitud del derecho de vía con equipo electromagnético previo a la excavación

para identificar posibles obstáculos con el tendido de la tubería dentro de la excavación y sondeos a cielo abierto donde se detecten subestructuras metálicas.

2. La zanja donde se alojará el Oleogasoducto y la LDD, debe tener el ancho y profundidad indicados en el proyecto de acuerdo con su diámetro. La profundidad de enterrado depende de la localización de la zona, el uso de la superficie del terreno y las cargas impuestas por el paso de vehículos y/o ferrocarriles, para este proyecto la profundidad mínima debe ser 1.20 metros, establecida en la norma de referencia NRF-030-PEMEX-2009, de acuerdo al tipo de clase, mas el diámetro exterior de la tubería recubierta. La superficie del fondo de la zanja debe quedar conformada a un nivel tal que la tubería al ser bajada se apoye totalmente en el terreno. El colchón mínimo de suelo debe cumplir con lo indicado en las Tablas 6 del apartado 8.1.11.2 de la norma NRF-030-PEMEX-2009. El ancho mínimo en el fondo de la zanja debe ser de 0.60 m. para tuberías de 12 pulg. de diámetro y menores, y de 0.30 m. más un diámetro para tuberías mayores de 12 pulg.

3. El material producto de la excavación, en ningún caso debe estar a menos de un metro de distancia de la orilla de la zanja, y la inclinación del material de la excavación no debe ser mayor de 45 grados con respecto a la superficie horizontal. El material se colocará en la zona de alojamiento del producto




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de la excavación correspondiente a 3 m medido desde el centro de la zanja, para un DDV nuevo (norma NRF-030-PEMEX-2009).

4. Remoción y extracción de raíces o materias extrañas que invadan el interior de la zanja, para que al rellenarla no se introduzcan en ella.

5. Desazolves y sobre excavaciones necesarias para proporcionar un debido alojamiento a la tubería conforme al proyecto.

• Tendido de la tubería El tendido de la tubería se efectuará acomodando los tubos a lo largo del derecho de vía, uno tras otro pero traslapados entre 5 y 10 cm., paralelos a la zanja del lado del tránsito del equipo, apoyados sobre polines o costales llenos de material suave, sin provocar derrumbes. Esta operación deberá realizarse sin que los tubos sufran ningún daño. (NRF-030-PEMEX-2009). El material se colocará en la zona de alojamiento de la tubería durante el tendido, correspondiente a 9 m medido desde el centro de la zanja. • Doblado de la tubería Debido a que la topografía del terreno por donde pasa el Oleogasoducto y la LDD presenta en ocasiones, pequeñas elevaciones, es necesario realizar dobleces a la tubería con la finalidad de lograr un adecuado acople de la misma con el terreno, para ello se utilizará una máquina dobladora. Con una biseladora se construyen los biseles a la tubería, de acuerdo a las especificaciones. El doblado de la tubería se hace en frío, teniendo cuidado y verificando, de tal manera que el tubo no se aplaste o se formen arrugas en el doblez, debiendo conservar sus especificaciones de dimensión de sección después de los dobleces. Una vez efectuado el doblez, debe revisarse el recubrimiento para verificar si no sufrió daños, en cuyo caso debe efectuarse las reparaciones de acuerdo al procedimiento autorizado para este propósito. Los tramos rectos se doblan en campo, en caso que el contratista ejecute los trabajos en taller, se debe de contemplar los movimientos, la carga, transporte y descarga adecuados (NRF-030-PEMEX-2009). • Alineado de la tubería y soldado Esta operación debe efectuarse, juntando los tubos extremo a extremo para preparar el Oleogasoducto que se debe colocar paralelo a la zanja, dejando constituida la junta con la separación y alineamiento entre tubos indicado en los procedimientos de soldadura, y manteniendo fijos los tubos mientras se deposita el primer cordón de soldadura. El Oleogasoducto y la LDD que se va construyendo debe ser colocado sobre apoyos, generalmente sobre polines de madera, dejando un claro de 40 cm mínimo entre la parte inferior del tubo y el terreno con el propósito de tener espacio para finalizar la soldadura, así como para ejecutar después las fases de prueba y las operaciones de protección mecánica. Se debe verificar que al ir alineando la tubería, se traslapen dentro del espacio superior de un ángulo de 30º a cada lado del eje vertical. El espacio entre biseles es de 3 milímetros como mínimo conforme al procedimiento de soldadura. A continuación se realizará la limpieza de los biseles y las maniobras con maquinaria para alinear la tubería a la que se va a soldar. Finalmente se realiza el alineamiento de los tubos, hasta dejar preparada la junta a soldar, utilizando alineador interior neumático. Para la ejecución del soldado, el personal debe ser especializado en aplicación de soldadura con calificación de soldador, siendo responsable de realizar lo especificado en el procedimiento, cumpliendo con todos los requisitos de seguridad y reportar todas las observaciones convenientes que ameriten la revisión.




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Las soldaduras deben ser realizadas mediante un procedimiento aprobado, supervisado por personal calificado, y que tenga conocimiento de los riesgos al estar expuesto utilizando equipos materiales apropiados para la construcción. • Inspección radiográfica de soldadura Se llevará a cabo con la selección de uno o varios especímenes dentro de un lote de uniones soldadas de acuerdo a criterios establecidos y se procede a realizar la inspección, calificando el procedimiento de soldadura y al soldador inicialmente (API-STD-1104 y la NMX-B-482-1991). • Protección mecánica anticorrosiva Se utilizará la cinta Polyken 980-15, que es un polietileno rígido, para dar mayor resistencia mecánica en las condiciones de operación de la tubería, para su aplicación se deberá limpiar primero la superficie del tubo y aplicar una película de 3 milésimas de pulgada de recubrimiento primario, posteriormente se realiza un sobre traslape del 50% (enrollado) resultando un espesor final del Polyken, de 30 milésimas de pulgada, la vuelta o punto final de la cinta debe aplicarse a mano sin tensión. El espesor final del sistema Polyken exterior deberá ser de 63 milésimas de pulgada (3 milésimas de primario, 30 milésimas de cinta anticorrosiva la cual tiene un espesor original de 15 milésimas de pulgada y con un traslape del 50% de un terminado de 30 milésimas). • Bajado y tapado de tubería Antes del bajado de la tubería se extraerán los materiales de derrumbe o azolve del fondo de la zanja y se aplicará una capa de tierra vega o similar para eliminar irregularidades que pudieran dañar el recubrimiento. Para el bajado de la tubería se utilizará la maquinaría adecuada para mover la tubería de los apoyos (polines o costales con material suave) hasta el centro de la zanja y depositarla en el fondo de la misma; esto debe hacerse sin dañar la protección mecánica soportando la tubería con eslingas. La tubería no debe sufrir deformaciones longitudinales ni transversales permanentes. Cualquier defecto del recubrimiento debe ser reparado. El tapado de tubería consistirá en que el material producto de la excavación debe ser devuelto a la zanja eliminando todo aquello que pueda dañar el recubrimiento, de manera que después del asentamiento la superficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la zanja o que el montón de tierra lateral interfiera con cualquier tráfico eventual o normal en el lugar. Después del relleno de la zanja se despejará el derecho de vía y otras áreas circundantes, si es el caso, y debe disponerse de todos los materiales de desperdicio, escombros y desechos resultantes. Debe emparejarse el terreno llenando hoyos, surcos y reparando cualquier daño, debiendo restaurarse el terreno para una condición estable y de uso y pueda razonablemente tomar la consistencia que tenía el terreno anterior a la construcción. • Limpieza interna con diablos (poly-pig) Después de realizarse la prueba hidrostática se deberán correr los diablos de limpieza para desprender materias que puedan resultar de cada junta soldada entre tubos y otros residuos que hayan quedado en el interior de la tubería. • Prueba hidrostática a la tubería Las pruebas hidrostáticas al Oleogasoducto se realizarán de acuerdo a las normas NRF-030-PEMEX-2009 y NRF-150-PEMEX-2005. Consiste básicamente en lo siguiente: Todos los ductos nuevos deben someterse a una prueba hidrostática para comprobar su hermeticidad. La prueba se debe hacer después de la corrida con el equipo medidor de la geometría y con el equipo de limpieza interior. El equipo mínimo necesario para la realización de la prueba hidrostática debe incluir: bomba de gran volumen, filtro para asegurar una prueba limpia, bomba de inyección de inhibidores de corrosión, instrumentos de medición, válvula de alivio y bomba para presurizar el ducto a niveles mayores a los indicados en el procedimiento de prueba. El agua que se utilice debe ser neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada.




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La duración de la prueba será de 8 horas mínimo y 4 horas en tubería (tramo corto) o secciones prefabricadas que sean parte y se integren al sistema del ducto sin prueba posterior. El valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1.25 veces la presión de diseño. Deben recabarse dos ejemplares de la constancia de las pruebas certificadas por los representantes de la residencia de construcción y de la rama operativa, y el permiso de uso expedidos por la Secretaría de Energía, la cual supervisará la ejecución de las mismas a través de un inspector autorizado, conjuntamente con las dependencias de inspección y seguridad industrial de las ramas operativas y de construcción. Cuando alguno de los elementos del sistema sea de menor resistencia, éste debe ser aislado para no ser probado con el resto. Después de hacer la prueba hidrostática, los ductos, válvulas y accesorios serán drenados completamente para evitar daños por congelamiento o por corrosión. El equipo de un sistema de tubería que no se sujete a la prueba debe desconectarse. La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso de que por las características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por secciones previo conocimiento y análisis del sistema de prueba respectivo. Las pruebas de presión hidrostática deben realizarse tanto en el sistema completo de ductos como en tramos y componentes terminados del sistema. Todos los dispositivos de seguridad como limitador de presión, válvulas de relevo, reguladores de presión y equipo de control, deben ser calibrados para corroborar que están en buenas condiciones mecánicas, capacidad adecuada, efectividad, confiabilidad de operación para el servicio a que se destinan y funcionamiento a la presión correcta. En caso de que algún dispositivo no cumpla, se debe reemplazar por otro que satisfaga todos estos requerimientos. Al comprobar satisfactoriamente las pruebas de las tuberías, se deben hacer todas las conexiones necesarias para eliminar el agua por medio de diablos o esferas corridas con aire. La Fuente de abastecimiento de agua y las áreas para desalojarla después de la prueba, deben cumplir con los requisitos de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) y también de las normas oficiales correspondientes; asimismo ordenará los análisis de laboratorio necesarios para verificar la calidad especificada. Durante la vida útil del sistema o parte del sistema de tubería, se deben conservar registros de las pruebas realizadas. La dependencia operativa debe recibir de la dependencia responsable de las pruebas, copia de esta información, que por lo menos será la siguiente: • Dependencia responsable de las pruebas y técnicos que las realizaron y aceptaron. • Procedimiento de realización de la prueba. • Tipo, medio y temperatura de la prueba. • Presiones de diseño, operación y prueba. • Duración de la prueba, gráficas y otros registros. • Fugas y otras fallas con sus características y localización. • Variaciones en cada prueba y sus causas. • Reparaciones realizadas como resultado de la prueba efectuada. Como alternativa se puede realizar una prueba neumática, en cuyo caso el fluido de prueba será algún gas inerte. La presión de prueba debe ser 1.25 veces la presión máxima de operación y el tiempo mínimo de prueba de 8 horas. Dicha prueba implica riesgo de que se libere la energía almacenada en el gas comprimido, por lo que se deben tomar medidas precautorias para minimizar el riesgo del personal por la posibilidad de una falla frágil, la temperatura de la prueba debe considerarse en función de los resultados de las pruebas de tenacidad del material del ducto.




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Se debe presentar un procedimiento de prueba neumática, el cual será autorizado por el representante de PEMEX. Asimismo debe contar con el permiso de trabajos con riesgo de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente. El equipo mínimo requerido para la realización de la prueba neumática incluye: dispositivo de alivio de presión, termómetro de registro gráfico y radios de intercomunicación. • Prueba Neumática La prueba neumática se realizará como alternativa en caso de no realizarse la prueba hidrostática, la cual consiste en que el fluido de prueba será algún gas inerte. La presión de prueba deberá ser 1.25 veces de la presión máxima de operación el tiempo mínimo de prueba de 8 horas. Dicha prueba implica riesgo que se libere la energía almacenada en el gas comprimido, por lo que se deben tomar medidas precautorias para minimizar el riesgo del personal por la posibilidad de una falla frágil, la temperatura deberá considerarse en función de los resultados de la prueba de tenacidad del ducto. Se deberá presentar un procedimiento de prueba neumática, el cual será autorizado por el representante de PEMEX. Asimismo deberá contar con el permiso de trabajos con riesgo de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente. El equipo mínimo requerido para la realización de la prueba neumática incluirá: dispositivo de alivio de presión, termómetro de registro gráfico y radios de intercomunicación. • Reacondicionamiento del derecho de vía Durante el reacondicionamiento del derecho de vía se deberá apegar a lo estipulado en el apartado 8.2.22 de la Norma NRF-030-PEMEX-2009 que dice:

• Se debe recolectar todo el material utilizable que haya quedado a lo largo del derecho de vía y transportarlo a los lugares adecuados para su almacenamiento. Se debe hacer una limpieza general del derecho de vía, despejándolo de toda clase de desperdicios que hayan quedado en él.

• Todo el material de relleno debe ser devuelto a la zanja, de manera que después del asentamiento, la superficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la zanja o que el montón de tierra lateral interfiera con cualquier tráfico eventual o normal en el lugar.

• La operación de relleno debe hacerse a mano o con el equipo adecuado, cuando se expongan edificios u otras estructuras a posibles daños por el equipo mecánico.

• Cuando la tubería sea atravesada por un drenaje subterráneo, éste debe ser protegido durante la construcción y restaurado al finalizar la obra.

• Para evitar posibles accidentes en cruces de caminos, debe rellenarse la zona durante la construcción del ducto, apisonando por capas y poniendo una capa final de grava, de 12 pulgadas de espesor.

• Los residuos de material de la construcción tales como: leña, terrones u otras concentraciones de materia orgánica que forman compuestos ácidos por putrefacción, deben ser removidos, incluso como protección de las piezas de acero de los equipos expuestos.

• En caso de afectar los señalamientos, postes e instalaciones existentes de cualquier tipo, se debe realizar su reposición.

• Se deben restaurar los terrenos atravesados por la tubería, los cuales se deben dejar hasta donde sea posible, en las condiciones anteriores a la ejecución de la obra, trátese de terrenos particulares o de cruces de obras operación y mantenimiento se deje en condiciones de estabilidad permanente de su superficie.

• Deben hacerse reparaciones duraderas de las bardas y otros cercados a través de los cuales se han tenido puertas temporales u otros medios de paso. Deben usarse materiales nuevos en las reparaciones. Las estructuras deben quedar con las mismas o mejores condiciones que había antes de la construcción. Todas las reparaciones deben ser a satisfacción de los propietarios o inquilinos. Se deben remover todos los medios temporales de acceso al derecho de vía, excepto aquellos que el proyecto señale para usos de mantenimiento o para uso del propietario del




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terreno, según la conveniencia. Se deben restaurar y reparar las condiciones originales de todos los derechos de vía públicos en los puntos donde fueron interceptados por el derecho de vía del ducto.

• Protección catódica La protección catódica se llevará a cabo mediante la aplicación de una corriente que se obtiene generalmente de un rectificador que convierte la energía alterna en una corriente directa y que se aplica a la tubería de acuerdo al diseño particular. La finalidad de la protección catódica es inhibir la corrosión de las instalaciones. Estos trabajos consistirán en la instalación de postes de registro (los cuales serán enterrados a una profundidad de 0.60 m y a una distancia de 1.50 m al lado derecho del Oleogasoducto) de ánodos de magnesio (enterrados a una profundidad de 0.80 m y a una distancia de 1.25 m a la parte del poste de registro de acuerdo con el sentido del flujo). De tal forma que los potenciales: ducto – suelo, tengan un valor mínimo acorde a la Norma CID-NOR-N-SI-0001, No. 2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”. El potencial entre el material anódico y la estructura debe ser una magnitud suficiente para sobreponerse al potencial de las celdas galvánicas y contrarrestar el flujo de corriente creado por estas en la estructura. • Señalamientos Sobre el derecho de vía y en las instalaciones de todo ducto de transporte, deben instalarse las señales necesarias para localizar e identificar estas instalaciones, así como para delimitar la franja de terreno donde se alojan, con el fin de reducir daños a las mismas. Los señalamientos se clasifican en tres tipos: informativo, restrictivo y preventivo y deben apegarse a los lineamientos indicados en el Anexo “C” de la norma NRF-030-PEMEX-2009.

• Señalamiento Tipo Informativo Las señales de tipo informativo tienen por objeto informar la localización de los ductos y caminos de acceso a campos, plantas e instalaciones de PEMEX para fines de identificación e inspección.

• Señalamiento Tipo Restrictivo Los señalamientos de tipo restrictivo indican la prohibición de actividades que pongan en riesgo la seguridad de las personas y las instalaciones de PEMEX, así como de las instalaciones y poblaciones aledañas a las mismas.

• Señalamiento Tipo Preventivo Los señalamientos de tipo preventivo tienen la función de informar al público acerca de las condiciones de riesgo en la ejecución de trabajos de construcción y de mantenimiento, advirtiendo los daños que éstos pueden ocasionar.

Obras especiales No se requerirá de obras especiales.

II.2.5. Etapa de Operación y Mantenimiento El Oleogasoducto y la LDD operarán 24 hrs. al día durante toda su vida útil. El Oleogasoducto y la LDD se emplearán para el transporte de gas natural desde el Pozo Cauchy 81 hacia la Macropera Cauchy 2. PEMEX Exploración y Producción cuenta con un programa de mantenimiento para tuberías de transporte, el cual será aplicado por el departamento correspondiente. A grandes rasgos este programa incluye las siguientes actividades: • Mantener actualizado el programa de medición de espesores. • Aplicación adecuada de los inhibidores de corrosión.




Capitulo I - 22

• Se debe mantener en buen estado la protección mecánica anticorrosiva (pintura) en las instalaciones superficiales.

• Mantener la protección catódica en un nivel aceptable. • Mantener un apriete adecuado en las conexiones mecánicas, esto con el fin de prevenir fugas. • Mantener en buen estado la señalización, así como mantener actualizado el tipo de localización del

derecho de vía, para tomar las acciones conducentes y reducir al mínimo los riesgos a las instalaciones.

• En su caso, llevar un registro de cada fuga donde se indique la localización, causa y tipo de reparación.

• Deben mantenerse los caminos de acceso al derecho de vía y a las instalaciones libres de maleza, escombro, materiales dispersos, basura, etc.

• Aplicar cuando se requiera el recubrimiento anticorrosivo a trampas de diablos y válvulas de seccionamiento.

• Realizar en los tiempos estipulados por el programa de mantenimiento la corrida de diablos de limpieza.

Para las etapas de operación y mantenimiento PEMEX se apega a las siguientes normas:

Tabla II.2.5.1 Mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo MANTENIMIENTO PREDICTIVO: Es el mantenimiento basado fundamentalmente en detectar una falla antes de que suceda, para dar tiempo a corregirla sin perjuicios al servicio, ni detención de la producción, etc. Estos controles pueden llevarse a cabo de forma periódica o continua, en función de tipos de equipo, sistema productivo, etc. Para ello, se usan instrumentos de diagnóstico, aparatos y pruebas no destructivas, como análisis de lubricantes, comprobaciones de temperatura de equipos eléctricos, etc. NO. 9.1.06 Instrumentación y Dispositivos de Protección para los Sistemas de Transporte por Tubería NO. 2.451.02 Instrumentos y Dispositivos de Control Parte II NO. 2.451.01 Instrumentos y Dispositivos de Control I MANTENIMIENTO PREVENTIVO: La programación de inspecciones, tanto de funcionamiento como de seguridad, ajustes, reparaciones, análisis, limpieza, calibración, que deben llevarse a cabo en forma periódica en base a un plan establecido y no a una demanda del operario o usuario; también es conocido como Mantenimiento Preventivo Planificado (MPP). NOM-117-SEMARNAT-1998.

Especificaciones de Protección Ambiental para la Instalación y Mantenimiento Mayor de los Sistemas para el Transporte y Distribución de Hidrocarburos y Petroquímicos en Estado Líquido y Gaseoso

NO.2.4.51.01 Instrumentos y Dispositivos de Control. CID-NOR-N-SI-0001

Requisitos Mínimos de Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Ductos de Transporte (FIRMADO)

CID-NOR-001 Criterio Normativo para Distancias Mínimas a Ductos que Transportan Hidrocarburos NRF-030-PEMEX-2009

Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y recolección de Hidrocarburos

NRF-026-PEMEX-2001

Protección con Recubrimientos Anticorrosivos para Tuberías Enterradas y/o Sumergidas

UPMP-204-21100-PO-02

Procedimiento para la Reparación Menor, Mayor y Mantenimiento de Válvulas Tipo Compuerta.

SIASPA-270-28900-IN-117-0014

Procedimiento para Inspección con Ultrasonido por Contacto Directo para Medición de Espesores.

UPMP-204-21510-PO-13

Procedimiento Operativo para efectuar una Prueba Hidrostática Superficial.

MANTENIMIENTO CORRECTIVO. Corrección de las averías o fallas, cuando éstas se presentan, y no planificadamente, al contrario del caso de Mantenimiento Preventivo. Estudio de riesgo. El análisis HazOp emanado del estudio de riesgo realiza de acuerdo al método y para cada nodo

operativo de estudio definió su función y sus variables importantes, aplicando las palabras guía (desviaciones) y analizándose las causas/consecuencias de la desviación, las salvaguardas existentes y su efectividad, así como las recomendaciones emanadas.

Fuente: Elaborada en gabinete.




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II.2.6. Descripción de Obras Asociadas al Proyecto Las obras asociadas para el Oleogasoducto y la LDD son las siguientes: Arreglo de tuberías El diseño y cálculo de las tuberías, se hará con base al código ASME B31.4 y la línea regular será de acuerdo al código ASME B31.8 última edición. Los arreglos de tuberías e interconexiones, serán de tal modo que se prevea la operación, se considere la seguridad y se facilite el mantenimiento, de tal forma que los arreglos serán los más recto posibles, cuidando la economía y la flexibilidad de la tubería, evitando esfuerzos excesivos en las líneas. Tuberías La tubería será de acero especial API-5L-X52 con o sin costura, fabricada de acuerdo a la norma API 5L última edición, en espesores de acuerdo al cálculo indicado en la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 última edición, tomando en cuenta la clasificación de localización y las cargas externas que existieran en el trayecto. Accesorios y bridas Los cambios de dirección para la línea regular se elaborarán con curvas hechas en campo de tuberías dobladas en frío. Las dimensiones de todos los accesorios de acero estarán de acuerdo a la NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y Accesorios para Ductos de Recolección y Transporte de Hidrocarburos y los estándares ASME AMSI B16.9 y MSS-SP-75. II.2.7. Etapa de Abandono del Sitio El Oleogasoducto y la LDD terminarán su vida operativa considerándose la vida útil promedio de 25 años, tomando en consideración la aplicación de todos los programas de mantenimiento preventivo y correctivo en los tiempos previamente establecidos. Asimismo, se considerará la protección mecánica para la línea, la cual consistirá en un recubrimiento anticorrosivo exterior que deberá garantizar la protección de la tubería para la vida útil de 25 años (mínimo), sin deterioro en sus propiedades físicas y químicas. Para poner fuera de servicio permanentemente el Oleogasoducto y la LDD, se llevarán a cabo las siguientes actividades: • Despresurización del sistema. • Aislar el sistema de cualquier posible suministro. • Purgado del Oleogasoducto y la LDD. • Drenado del Oleogasoducto y la LDD. • Desmantelamiento de la infraestructura del proyecto (válvulas, accesorios, señalamientos, etc.). • Desmantelamiento del Oleogasoducto y la LDD. • Restitución del área a las condiciones que se encontraron o adaptarlas a las necesidades actuales de

la zona. Al terminar el desmantelamiento de la tubería y de toda la infraestructura del proyecto que no sea útil para otras instalaciones, se recolectará el material utilizable que haya quedado a lo largo del derecho de vía y será transportado a lugares adecuados para su almacenamiento. Se hará una limpieza general del derecho de vía, despojándolo de toda clase de desperdicios que haya quedado en él. Todo el material que sea excavado o cortado, canales y otros sitios, será protegido contra deslizamientos y erosión durante y después de los trabajos, mediante compactación, rompecorrientes y drenes, hasta que el terreno se encuentre firme. Al terminar el proyecto se tiene contemplado la restitución mediante las siguientes actividades: • Limpieza del área (retiro de materiales y desechos varios). • Restauración del terreno (conformación del área).




Capitulo I - 24

Hasta el momento no se tiene contemplado los planes de uso del área al concluir la vida útil del Oleogasoducto y la LDD. Aunque se puede realizar la reposición de secciones del tubo para ampliar el tiempo de vida útil. Una de las actividades compensatorias para el área donde se localiza el proyecto es la restauración del terreno y reacondicionarlo con la finalidad de cambiar la apariencia que pueda tener por los trabajos realizados. Las Normas Oficiales Mexicanas que se vinculan con las actividades a desarrollar durante esta etapa del proyecto son las siguientes: NOM-041-SEMARNAT-2006, NOM-045-SEMARNAT-2006, NOM-080-SEMARNAT-1994 y algunos aspectos de la NOM-117-SEMARNAT-1998 (dado que esta Norma contempla actividades en Derechos de Vía existentes), vinculación que se describe más ampliamente en el Capítulo III. II.2.8. Utilización de Explosivos No se utilizará ningún tipo de explosivo para la realización de la obra. II.2.9. Generación, Manejo y Disposición de Residuos Sólidos, Líquidos y Emisiones a la

Atmósfera Etapa de Preparación del Sitio. 1. RESIDUOS SÓLIDOS URBANOS. En esta etapa se generarán residuos formados por material vegetal y orgánico, producto del desmonte. Se generarán también residuos provenientes de las letrinas portátiles, las cuales serán instaladas en terrenos desmontados para alojar el derecho de vía y serán manejadas para sacarlas fuera del sitio y dispuestas adecuadamente por la compañía que será contratada para proporcionar este servicio. De igual manera, serán generados residuos sólidos urbanos, producto de la alimentación de los trabajadores en el sitio. Con el fin de evitar que estos desechos sean dispersados por el área, se establecerá un programa de limpieza al final de cada día y se instalarán contenedores con tapa para el depósito de los residuos. 2. RESIDUOS PELIGROSOS. El mantenimiento a la maquinaría se realizará fuera de la zona del proyecto, por lo que no se contempla la generación de residuos por esta actividad, sin embargo en caso de reparaciones imprescindibles se deberá de notificar al residente de obra y observar las disposiciones para el control, manejo y disposición final de la legislación ambiental. Etapa de construcción 1. RESIDUOS SÓLIDOS URBANOS. Se generarán también residuos provenientes de las letrinas portátiles, las cuales serán instaladas en terrenos desmontados para alojar el derecho de vía y serán manejadas para sacarlas fuera del sitio y dispuestas adecuadamente por la compañía que será contratada para proporcionar este servicio. De igual manera, serán generados residuos sólidos urbanos, producto de la alimentación de los trabajadores en el sitio. Con el fin de evitar que estos desechos sean dispersados por el área, se establecerá un programa de limpieza al final de cada día y se instalarán contenedores con tapa para el depósito de los residuos. 2. RESIDUOS PELIGROSOS. El mantenimiento de la maquinaría se realizará fuera de la zona del proyecto, por lo que no se contempla la generación de residuos por esta actividad en el sitio donde se ubicará el proyecto, sin embargo en caso de reparaciones imprescindibles se deberá de notificar al residente de obra y éste observará las disposiciones para el control, manejo y disposición final de la legislación ambiental. En la etapa de construcción del proyecto se requerirá la utilización de maquinaria por lo que se pueden generar residuos como botes vacíos de lubricantes y estopas impregnadas con aceites, pintura y botes de residuos de recubrimiento. Debido a esto se instalarán depósitos de 200 L con tapa, dentro de las




Capitulo I - 25

áreas de trabajo para facilitar y controlar su manejo temporal. Durante la construcción se generarán tramos de tuberías, que se recuperarán en la fase de limpieza y que serán trasladados al almacén de salvamento de materiales de PEMEX, además de bolsas para cemento y madera, principalmente. 3. AGUAS RESIDUALES. El agua residual que se genere en la etapa de construcción del proyecto es la que se emplee en la prueba hidrostática que se le realizará a las tuberías, que por ser nuevas en su totalidad no están en contacto con ningún tipo de contaminante siendo un volumen aproximado de 851.08 m3. El área de desalojo para el agua empleada en la prueba hidrostática estará sujeta a la aprobación del supervisor de la construcción. 4. EMISIONES A LA ATMÓSFERA. Las emisiones a la atmósfera estarán representadas en su mayoría por aquellas provenientes de los vehículos de combustión interna, éstas se presentan durante las etapas de preparación, construcción y mantenimiento de la obra; durante el tiempo que duren las etapas respectivas y de ninguna manera serán significativas para generar algún grado de contaminación ya que las actividades son a campo abierto. Las Fuentes de generación de emisiones atmosféricas fugitivas son principalmente los vehículos automotores y los generadores de corriente alterna. Las emisiones más comunes que serán emitidas en este tipo de actividades son monóxido de carbono, monóxido de azufre, óxidos de nitrógeno, cenizas finas, humos e hidrocarburos quemados. Por lo anterior deberá haber un estricto control sobre la combustión de los motores cumpliendo con las Normas NOM-041-SEMARNAT-2006, NOM-045-SEMARNAT-2006, NOM-047-SEMARNAT-1999 y NOM-085-SEMARNAT-1994. 5. EMISIONES DE RUIDO. Durante la etapa de construcción, se generarán ruidos debido a la operación de Fuentes móviles, cuyos niveles por lo regular deben alcanzar 65 dB, estas acciones deben estar regidas bajo la Norma Oficial Mexicana NOM-080-SEMARNAT-1994. 6. MATERIALES PELIGROSOS. Para el desarrollo del proyecto se requieren las siguientes sustancias y materiales para las etapas de preparación del sitio y construcción y se presentan en la siguiente tabla:

Tabla II.2.9.1 Sustancias requeridas para el desarrollo del proyecto

Nombre comercial

Nombre técnico CAS1 Estado

físico Tipo deenvase

Etapa o proceso en

que se emplea

Cantidad de uso

mensual

Características CRETI2 IDLH3 TLV4

Destino o uso final C R E T I

Diesel Diesel 64741-44-2 Líquido Metálico


Construcción 2,400 L X

No aplica

(OSHA)

TWA 5mg/m3

STEL 10mg/m3

Com-bustible

Aceite Lubricante

Aceite Lubricante

64741-94-5 Líquido Plástico


Construcción Mantenimiento

40 L X No

aplica (OSHA)

5mg/m3 Lubri-cante

Gasolina Gasolina 8006-61-9 Líquido Metálico


Construcción Operación

MantenimientoAbandono

1,600 L X No

aplica (OSHA)

TWA-300ppm

STEL 500ppm

Com-bustible

1 CAS: iniciales del nombre en inglés del servicio de información de sustancias químicas de los Estados Unidos de América (Chemical Abstract Service). 2. Corrosivo, Reactivo, Explosivo, Toxico, Inflamable. 3. IDLH (Immediately Dangerous to Life or Health)-Inmediatamente peligroso a la vida o a la salud: Esto refiere a una concentración, especificada formalmente por un valor regulador, y definida como la concentración máxima de la exposición de un producto químico dado en el lugar de trabajo de el cual uno podría escaparse en el plazo de 30 minutos. 4. TLV (Threshold Limit Values)- Valor Limite Umbral: Concentración media ponderada en el tiempo de una jornada laboral de 8 horas/día. TLV-TWA.- limite medio ponderado de exposición de 8 -40 horas. TLV-STEL.- Limite de exposición de corta duración de 15 min.




Capitulo I - 26

Etapa de operación y mantenimiento. En esta etapa los residuos generados serán estopas impregnadas de grasa, lubricantes, esto como resultado de las actividades de limpieza por lo que son residuos tóxicos por su clave CRETI corresponden a T,I. Para ello se instalarán contenedores con tapa dentro de las áreas de trabajo. Etapa de abandono Durante la etapa de abandono, no se generarán residuos peligrosos, sólo se generarán residuos sólidos urbanos, mismos que serán generados por el personal que se encargue de realizar las actividades de reacondicionamiento del área, al terminar la vida útil del Oleogasoducto. A continuación en el Tabla II.2.9.2 se presentan los tipos de residuos producidos en las etapas del proyecto, así como la cantidad o volumen producido, su disposición temporal, su destino y sus características.

Tabla II.2.9.2 Residuos generados durante el desarrollo del proyecto NOMBRE DEL

RESIDUO COMPUESTO DEL RESIDUO

ETAPA EN DONDE SE GENERA

VOL. APROX. CRETI ALMACENAMIENT

O TEMPORAL TRANSPORTE DESTINO

Aguas negras Sólidos suspendidos

Preparación del sitio y construcción, de la

obra. 40 L/mes N.D.

Tanque de almacenamiento del sanitario portátil

Auto tanque

Determinado por el

contratista conforme a NOM-001–

SEMARNAT-1996

Agua residual de la prueba

hidrostática para el

Oleogasoducto

Agua restos de materiales Prueba hidrostática

1,688.12 m3 una sola

vez.

Por evaluar

Definido por la empresa contratista según cond. en autorización de aprovechamiento

Definido por la empresa contratista

según condicionantes en

autorización

Definido por la empresa

contratista según

condicionantes en autorización

Maleza, hierba, zacate, arbustos

Materia orgánica, madera

Construcción, mantenimiento

79,004.74 m3 Una sola

vez No aplica Montículos en el

derecho de vía No requiere, solo movimiento local

Trituración y esparcimiento

in situ

Piedra, tierra Materia mineral Construcción 79,004.74

m3 Una sola vez

No aplica Costales En camión

Tiradero municipal y

esparcimiento in situ

Estopa impregnada de

pintura solventes Construcción,

mantenimiento 7 kg/mes T, I En contenedores

con tapa e identifica-dos

Vehículos * especializados


recolectora *

Aceite gastado Aceite gastado Construcción,

mantenimiento y abandono de sitio

7 L / mes T,I En contenedores




recolectora *

Botes con residuos de

recubrimiento primario RP-4

RP-4 inorgánico de Zinc

autocurante Construcción 40/mes T,I

En contenedores con tapa e identifica-

dos



recolectora *


recubrimiento de acabado RA-26

RA-26 epóxico catalizado altos

sólidos Construcción 40/mes T,I


dos



recolectora *


recubrimiento de acabado RA-28

RA-28 poliuretano Construcción 40/mes T,I En contenedores




recolectora *




Capitulo I - 27

NOMBRE DEL RESIDUO

COMPUESTO DEL RESIDUO

ETAPA EN DONDE SE GENERA

VOL. APROX. CRETI ALMACENAMIENT

O TEMPORAL TRANSPORTE DESTINO

Material ferroso Varios tipos de hierro

Construcción, mantenimiento y

abandono de sitio

1,800 Kg/mes No aplica


dos En camiones

Campamento de acuerdo

con supervisión

PEMEX.

Papel Celulosa

Preparación, construcción,

mantenimiento y abandono

15 kg/mes No aplicaEn contenedores


En camión Relleno Sanitario

Cartón Celulosa seca y comprimida

Construcción, mantenimiento y

abandono de sitio 15 kg/mes No aplica


dos En camiones Relleno

Sanitario

Estopa impregnada de

aceite Aceite gastado Construcción 50 L/mes T,I Cubetas de 19 L Vehículos *

especializados


recolectora *

* De acuerdo al Reglamento de la LGPGIR en materia de residuos peligrosos. ND: Información no disponible. II.2.10. Infraestructura para el Manejo y Disposición adecuada de los Residuos Para la disposición final de residuos peligrosos, se cuenta con un padrón de más de veinte empresas especializadas que prestan el servicio de transporte dentro del Estado de Veracruz Llave, por otra parte se cuenta con un padrón de, al menos, diez empresas especializadas en el manejo, tratamiento y reuso de materiales considerados como residuos peligrosos. Para la disposición final de residuos no peligrosos y no clasificados como industriales, se puede utilizar el sitio de disposición final de residuos sólidos que utiliza el municipio de Chacaltianguis, Ver. Residuos vegetales Los residuos provenientes de las actividades de desmonte y despalme se deberán triturar y reincorporar dentro del derecho de vía utilizando como relleno en aquellas áreas que se necesite nivelación. Residuos domésticos Estos deberán ser depositados en contenedores metálicos con tapa con una capacidad de 200 L para su posterior traslado al basurero municipal más cercano o como lo tenga destinado PEMEX. Se recomienda que aquellos residuos reciclables sean clasificados de acuerdo a su origen, almacenarlos y mandarlos a un centro de acopio. Residuos sanitarios Los residuos generados en las letrinas portátiles deberán ser transportados y dispuestos por la empresa encargada de proporcionar el servicio, la cual deberá contar con un permiso previo para su disposición. Residuos industriales Los restos de tubería serán transportados al campamento de PEMEX mas cercano bajo supervisión de la Coordinación de Servicios de Apoyo Operativo para su posterior comercialización. Asimismo el material considerado como peligroso deberá ser colectado en tambos debidamente cerrados y colocados estratégicamente en aquellas áreas visibles para su disposición, el trasporte y disposición final estará a cargo de la compañía que se encargue de la construcción del proyecto. Aguas residuales El área de desalojo para el agua empleada en la prueba hidrostática estará sujeta a la aprobación del supervisor de la construcción. Las aguas del área de servicios serán enviadas a una fosa séptica y las




Capitulo I - 28

aguas congénitas se enviarán a un tanque de almacenamiento para posteriormente transportarse hacia la batería Perdiz donde serán adecuadamente tratadas para su disposición final. Cabe hacer mención que en caso que la tubería sea diseñada con los códigos ASME B-31.4 y B-31.8 o equivalentes la prueba hidrostática será realizada a consideración de la compañía responsable de la construcción de acuerdo a la NRF-150-PEMEX-2005. Emisiones a la atmósfera Tanto los vehículos automotores como los generadores de corriente alterna serán sometidos a un chequeo y mantenimiento periódico con el fin de minimizar al máximo las emisiones a la atmósfera. III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA

AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN SOBRE EL USO DE SUELO. PEMEX Exploración y Producción (PEP) es parte de Petróleos Mexicanos y tiene por objeto la exploración y explotación del petróleo y el gas natural, su transporte, almacenamiento y comercialización. La Constitución Política De Los Estados Unidos Mexicanos, en su Articulo No. 27 señala: “La propiedad de las tierras y aguas comprendidas dentro de los limites del territorio Nacional corresponde originalmente a la Nación”; en su Articulo 90 señala: ”La administración publica federal será centralizada y paraestatal conforme a la Ley Orgánica que expida el Congreso, que distribuirá los negocios del orden administrativo de la Federación que estará a cargo de las Secretarias de Estado y Departamentos Administrativos y definirá las bases generales de creación de las entidades paraestatales y la intervención del Ejecutivo Federal en su operación”, para derivarse del Articulo 27 la: LEY REGLAMENTARIA DEL ARTICULO 27 CONSTITUCIONAL: “Corresponde a la Nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los carburos de hidrógeno que se encuentren en el territorio nacional, incluida la plataforma continental en mantos o yacimientos, cualquiera que sea su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que componen el aceite mineral crudo, lo acompañan o se derivan de él.” Otro documento en importancia es la LEY ORGANICA DE PETROLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS (ver Anexo 1), publicada en el Diario Oficial de la Federación), que establece que Petróleos Mexicanos tiene por objeto ejercer la conducción central y la dirección estratégica de todas las actividades que abarca la industria petrolera además crea una reestructuración interna por la cual Petróleos Mexicanos se transforma en una Dirección Corporativa y cuatro organismos Subsidiarios, ver Tabla III.1

Tabla III.1 Descripción de los cuatro organismos subsidiarios Organismo Actividad

PEMEX Exploración y Producción

Exploración, explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización.

PEMEX Refinación

Procesos industriales de la refinación; elaboración de productos petrolíferos y de derivados del petróleo que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas; almacenamiento transporte, distribución y comercialización de los productos derivados mencionados.

PEMEX Gas y Petroquímica

Básica

Procesamiento del gas natural, líquidos del gas natural y el gas artificial; almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de estos hidrocarburos, así como de derivados que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas.

PEMEX Petroquímica

Procesos industriales petroquímicos cuyos productos no forman parte de la industria petroquímica básica, así como su almacenamiento, distribución y comercialización.




Capitulo I - 29

En el Estado de Veracruz, el desarrollo que ha manifestado PEMEX ha sido sobre la base de la producción de energía secundaria obtenida a partir del petróleo y del gas natural. En cuanto al gas natural, la entidad ha mantenido una producción constante de este producto, desde inicios de la década (Anuario de Petróleos Mexicanos, 2009). Estudios realizados en el área de proyecto, han señalado la presencia de pozos productores de gas, lo cual ha llevado al establecimiento de la infraestructura necesaria para su manejo. Entre esta infraestructura es necesario contar con sistemas de transporte de hidrocarburos. Debido a la peligrosidad potencial que representan dichas instalaciones, estas reciben vigilancia y mantenimiento preventivo y correctivo por parte de PEMEX Exploración y Producción (PEP), que tiene como una de sus necesidades primordiales mantener el estado óptimo de las mismas, con el fin de evitar sucesos que puedan afectar la integridad del personal, de las instalaciones y las áreas aledañas. En la actualidad todas las actividades productivas se desarrollan dentro de un marco operativo que se fundamenta en la aplicación de las normas de seguridad industrial con el propósito de mejorar las condiciones laborales en las instalaciones de cualquier centro de trabajo, y así minimizar los riesgos al personal, a los equipos instalados y al entorno. PEMEX Exploración y Producción (PEP) tiene plena conciencia de que debe de ser una empresa vanguardista en los aspectos de seguridad integral y protección del ambiente, por lo que desarrollará este proyecto en base a los diferentes instrumentos de planeación que ordenan la zona en donde se ubica. II.3. Planes de ordenamiento Ecológico A partir de la interpretación del Plan de Ordenamiento Ecológico General del Territorio (POEGT), se determinó que la zona donde se emplazará el proyecto presenta las siguientes características:

Tabla III.1.1. Caracterización de la zona de estudio de acuerdo al POEGT Tipo Valor

• Calidad ecológica de los recursos naturales Media

• Estado general de la vegetación Vegetación totalmente substituida por áreas agropecuarias

• Acuíferos Subexplotados con recarga abundante

• Niveles de fragilidad del territorio Medio • Políticas generales para el uso del

territorio Aprovechamiento con limitaciones

• Regiones prioritarias para la conservación Región no prioritaria

Fuente: Instituto Nacional de Ecología, POEGT, 1995 – 2000. No se cuenta con un plan de ordenamiento ecológico local decretado para la zona, por lo que se tomó información elaborada por el Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI), y se determinó que el uso actual en la zona es de pastizales y agricultura de temporal, no indicando aptitud del suelo definida. II.4. Planes y programas de desarrollo Urbano, Estatal, Municipal o de Centro de Población • Programa de Desarrollo de la Región Papaloapan Dentro de la estrategia ambiental, este programa pretende rescatar, proteger, restaurar y conservar recursos naturales y áreas ambientalmente sensibles, garantizar la continuidad e integridad de funciones ambientales irremplazables y necesarias para el desarrollo social; evitar futuros impactos ambientales irreversibles y ofrecer opciones de aprovechamiento sustentable de los recursos naturales de la región,




Capitulo I - 30

incluye sitios que contribuyen de manera significativa a mantener ciclos biológicos o físicos, el área mas cercana al sitio donde se establecerá el presente proyecto y considerada por este instrumento de planeación es la región inundable de Tlacotalpan y Amatitlán, recibiendo una influencia importante de la ciudad de Cosamaloapan, por lo que el programa considera importante su protección. II.5. Programas de recuperación y restablecimiento de las zonas de restauración ecológica A la fecha, la zona en donde se ubicará el proyecto no se encuentra contemplada en ningún programa de recuperación o restauración ecológica; una causa probable de esto podría ser la transformación que ha sufrido el ambiente por actividades agrícolas y ganaderas. El proyecto si está inmerso en la Región Hidrológica Prioritaria “Humedales del Papaloapan, San Vicente y San Juan”, lo cual no compromete la viabilidad ambiental del mismo, dado que no se contempla perturbar, aprovechar y/o explotar los recurso hídricos en la zona de estudio. II.6. Normas Oficiales Mexicanas La construcción del Gasoducto y la Línea de Descarga estará regida por varias normas, tanto nacionales como internacionales, mismas que se detallan a continuación (PSC = Preparación del sitio y Construcción, O = Operación, M = Mantenimiento, A = Abandono del sitio):

Tabla III.4.1 Leyes, códigos, normas y reglamentos que rigen el proceso

Materia Norma Descripción Etapa PSC O M A

Calidad de agua residual

NOM-001-SEMARNAT-1996

Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.

X X

Emisiones de fuentes móviles


Que establece los niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible.

X X


Que establece los niveles máximos permisibles de emisión de hidrocarburos, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, partículas suspendidas totales y opacidad de humo provenientes del escape de motores nuevos que usan diesel como combustible y que se utilizaran para la propulsión de vehículos automotores con peso bruto vehicular mayor de 3,857 kilogramos

X X




Capitulo I - 31


Que establece los niveles máximos permisibles de opacidad del humo proveniente del escape de vehículos automotores en circulación que usan diesel ó mezclas que incluyan diesel como combustible.

X X


Que establece los niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gas licuado de petróleo, gas natural u otros combustibles alternos como combustible.

X X


Emisiones de fuentes móviles


Que establece los niveles máximos permisibles de emisión de hidrocarburos, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, partículas suspendidas totales y opacidad de humo provenientes del escape de motores nuevos que usan diesel como combustible y que se utilizaran para la propulsión de vehículos automotores con peso bruto vehicular mayor de 3,857 kilogramos

X X

Residuos peligrosos NOM-052-SEMARNAT-2005

Norma Oficial Mexicana, que establece las características, el procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos peligrosos.

X X

Protección de especies


Norma Oficial Mexicana, Protección ambiental-Especies nativas de México de flora y fauna silvestres-Categorías de riesgo y especificaciones para su inclusión, exclusión o cambio-Lista de especies en riesgo.

X

Contaminación por ruido


Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido proveniente del escape de los vehículos automotores, motocicletas y triciclos motorizados en circulación y su método de medición.

X X




Capitulo I - 32


Impacto ambiental


(Solo como referencia, ya que el proyecto

seguirá su trazo por un Derecho de Vía nuevo)

Que establece las especificaciones de protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y gaseoso por ducto, que se realicen en derechos de vía terrestre existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.

X X


Ambiente laboral

NOM-001-STPS-1999

Edificios, locales, instalaciones y áreas de los centros de trabajo-Condiciones de seguridad e higiene.

X X X X

NOM-002-STPS-2000

Condiciones de seguridad-Prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo.

X X X X

NOM-004-STPS-1999

Sistemas de protección y dispositivos de seguridad de la maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo.

X X X X

NOM-005-STPS-1998

Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas.

X X X

NOM-006-STPS-2000 Manejo y almacenamiento de materiales-Condiciones y procedimientos de seguridad.

X X X X




Capitulo I - 33


NOM-010-STPS-1999

Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se manejen, transporten, procesen o almacenen sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio ambiente laboral.

X X** X X

NOM-011-STPS-2001 Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido.

X X X


Ambiente laboral

NOM-012-STPS-1999

Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se produzcan, usen, manejen, almacenen o transporten fuentes de radiaciones ionizantes.

X X

NOM-013-STPS-1993

Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se generen radiaciones electromagnéticas no ionizantes.

X X

NOM-015-STPS-2000 Condiciones térmicas elevadas o abatidas de- Condiciones de seguridad e higiene.

NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal-Selección, uso y manejo en los centros de trabajo.

X X X X




Capitulo I - 34


NOM-018-STPS-2000

Sistema para la identificación y comunicación de peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo.

X**

NOM-019-STPS-2004

Constitución, organización y funcionamiento de las comisiones de seguridad e higiene en los centros de trabajo.

X X** X X

NOM-020-STPS-2002 Recipientes sujetos a presión y calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad.

X**

NOM-021-STPS-1993

Relativa a los requerimientos y características de los informes de los riesgos de trabajo que ocurran, para integrar las estadísticas.

X X X X


Ambiente Laboral

NOM-022-STPS-1999 Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad e higiene.

X X** X X

NOM-024-STPS-2001 Vibraciones-Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo.

X X X

NOM-025-STPS-1999 Condiciones de iluminación en los centros de trabajo. X X*

* X

NOM-026-STPS-1998

Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.

X**

NOM-027-STPS-2000 Soldadura y Corte – Condiciones de Seguridad e Higiene. X X X

NOM-028-STPS-2000 Organización del Trabajo-Seguridad en los Procesos de sustancias químicas.

X**




Capitulo I - 35

NOM-100-STPS-1994

Seguridad-Extintores contra incendio a base de polvo químico seco con presión contenida-Especificaciones.

X X** X X

NOM-101-STPS-1994 Seguridad-Extintores a base de espuma química. X X*

* X X

NOM-102-STPS-1994 Seguridad-Extintores contra incendio a base de bióxido de carbono-Parte 1: Recipiente.

X X** X X

NOM-103-STPS-1994 Seguridad-Extintores contra incendio a base de agua con presión contenida.

X X** X X

NOM-104-STPS-2001 Agentes extinguidores-Polvo químico seco tipo ABC, a base de fosfato mono amónico.

X X** X X

NOM-106-STPS-1994

Seguridad-Agentes extinguidores-Polvo químico seco tipo BC, a base de bicarbonato de sodio.

X X** X X

NOM-113-STPS-1994 Calzado de protección. X X X X

NOM-115-STPS-1994 Cascos de protección-Especificaciones, métodos de prueba y clasificación.

X X X X

NOM-116-STPS-1994 Seguridad-Respiradores y purificadores de aire contra partículas nocivas.

X X


Otras

NOM-008-SECRE-1999 Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas.

X X X

NRF-001-PEMEX-2007 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos X X

NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos

X X

NRF-018-PEMEX-2007 Estudios de Riesgo X X X X

NRF-026-PEMEX-2008

Protección con Recubrimientos Anticorrosivos para Construcción de tuberías Enterradas y/o Sumergidas.

X X

NRF-030-PEMEX-2009

Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos

X X X X




Capitulo I - 36

NRF-047-PEMEX-2007 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.

X X

NRF-150-PEMEX-2005 Pruebas Hidrostáticas de Tuberías y Equipo. X X

CID-NOR-N-SI-0001

Requisitos Mínimos de Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Ductos de Transporte.

X X

PSC= preparación del sitio y construcción, O=operación, M=mantenimiento, A=abandono. *No aplica al proyecto, solo como referencia ** Aplica en los puntos de inicio y fin del proyecto (área de trampas de diablos). Fuente: Elaborada a partir de bases de usuario Una de los objetivos del promovente es el cumplimiento de la Normatividad Mexicana en materia ambiental, y como parte de sus acciones está el obligar mediante contrato a las empresas encargadas de construir las obras dando cumplimento a la normatividad vigente. II.7. Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas Existen en el Estado de Veracruz-Llave 34 Áreas Naturales Protegidas; para el caso del proyecto, no se encuentra vinculado a ninguna de ellas, dada su distancia. El Área Natural Protegida más cercana es “Los Tuxtlas”, a una distancia aproximada de 180 Km de la zona del proyecto. El Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad de la CONABIO del año 2000, se orienta a la detección de áreas, cuyas características físicas y bióticas favorezcan condiciones particularmente importantes desde el punto de vista de la biodiversidad. En el Estado de Veracruz se encuentran un total de 9 Regiones Terrestres Prioritarias (RTP), la más cercana al sitio del proyecto es “Humedales del Papaloapan (RTP 124)”, con una superficie de 958 km2. La ubicación del proyecto se localiza a 100 Km., aproximadamente. Las Áreas de Importancia para la Conservación de las Aves (AICA), se han establecido con la finalidad de generar datos importantes acerca de la distribución y ecología de las aves en México. Su delimitación y estudio pretende ser una herramienta de difusión que sea utilizada como una guía para fomentar el turismo ecológico tanto a nivel nacional como internacional; en este sentido la información obtenida permitirá la renovación periódica que permita fomentar la cooperación entre los ornitólogos y los aficionados a las aves, para lograr que este documento funja siempre como una fuente actualizada de información. Las AICAS buscan fomentar la cultura "ecológica", especialmente en lo referente a las aves, sirviendo como herramienta para la formación de clubes de observadores de aves, y de otros tipos de grupos interesados en el conocimiento y la conservación de estos animales. La ubicación del proyecto se encuentra a 30 Km aproximadamente del AICA con una superficie de 208,815.94 m2 llamada “Los Humedales de Alvarado (AICA 50)”. Durante la visita de campo no se identificaron perturbaciones a la avifauna del sitio del proyecto. II.8. Bandos y Reglamentos Municipales De acuerdo con el Instituto Nacional para el Federalismo y el Desarrollo Municipal, los municipios no cuentan reglamentación aplicable en materia ambiental, por lo que aplica la Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y sus reglamentos.




Capitulo I - 37

IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA

AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO. Inventario Ambiental. El objetivo de este capítulo es ofrecer una caracterización del medio, con sus elemento bióticos y abióticos, en el cual se describirán y analizarán en forma integral los componentes del sistema ambiental donde se establecerá este proyecto; ello con la finalidad de hacer una correcta identificación de las condiciones ambientales, de las principales tendencias de desarrollo y/o deterioro de la zona. Para ello se hace la siguiente descripción:

• Criterios ambientales − Inexistencia de ecosistemas críticos o frágiles. − Zona no inmersa en áreas naturales protegidas. − Unidad de Gestión Ambiental aplicable al proyecto, de acuerdo al Programa Veracruzano de Ordenamiento Territorial.

• Criterios técnicos − Características del Gasoducto y la LDD tanto en longitud como en diámetro, para realizar la menor afectación posible.

• Criterios socioeconómicos − Disponibilidad de terreno para la implantación del proyecto (zonas de pastizales). − Distancias a centros urbanos y áreas densamente pobladas.

• Criterios Económicos − Valor del terreno en la zona. En la etapa de Preparación del Sitio, se llevarán a cabo las siguientes actividades:

• Desarrollo de la Ingeniería Básica y de Detalle • Trazo y levantamiento topográfico • Adquisición de materiales • Transporte de maquinaria y equipo de trabajo • Desmonte y despalme

En este caso particular, el proyecto no contempla establecer o construir obras provisionales ni asociadas en forma definitiva. Para el abastecimiento de servicios sanitarios la empresa contratista se apoyará en letrinas portátiles y para los servicios de alimentación se tomará apoyo de las localidades más cercanas. Tanto las letrinas portátiles como las áreas de almacenamiento de materiales y equipo se desplazarán conforme al avance de la instalación del Gasoducto y la LDD y la LDD. Para el almacenamiento temporal de los materiales a emplear se aprovechará el terreno seleccionado para el desarrollo del proyecto. En la Etapa de Construcción La etapa de construcción comprenderá las siguientes actividades:

• Cortes para la colocación del Gasoducto y la LDD. • Excavación de zanja para colocación del Gasoducto y la LDD. • Tendido de la tubería. • Doblado de la tubería. • Alineado de la tubería y soldado. • Inspección radiográfica de soldadura. • Protección mecánica anticorrosiva y parcheo. • Bajado y tapado de tubería.




Capitulo I - 38

• Prueba hidrostática a la tubería. • Reacondicionamiento del derecho de vía. • Prueba Neumática. • Limpieza interna con diablos (poly-pig). • Protección catódica. • Señalamientos.

La etapa de construcción será la que con mayor probabilidad de impactar en forma significativa sobre el ambiente, debido a la remoción total de la vegetación y la capa vegetal del suelo, la generación de residuos orgánicos, de combustibles y material de obra, emisiones a la atmósfera y la generación de residuos sólidos y líquidos de naturaleza sanitaria. En la Etapa de Operación y Mantenimiento, el Gasoducto y la LDD operarán 24 hrs., al día durante toda su vida útil. El Gasoducto y la LDD se empleará para el transporte de gas natural. PEMEX Exploración y Producción cuenta con un programa de mantenimiento para tuberías de transporte, el cual será aplicado por el departamento correspondiente. A grandes rasgos este programa incluye las siguientes actividades:

• Mantener actualizado el programa de medición de espesores. • Aplicación adecuada de los inhibidores de corrosión. • Mantener en buen estado la protección mecánica anticorrosiva (pintura) en las instalaciones

superficiales. • Mantener la protección catódica en un nivel aceptable. • Mantener un apriete adecuado en las conexiones mecánicas, esto con el fin de prevenir fugas. • Mantener en buen estado la señalización, como lo establece la Norma Núm. 03.0.2 “Derechos de

vía de las tuberías de transporte de fluidos”; así como mantener actualizado el tipo de localización del derecho de vía, para tomar las acciones conducentes y reducir al mínimo los riesgos a las instalaciones.

• En su caso, llevar un registro de cada fuga donde se indique la localización, causa y tipo de reparación.

• Mantener los caminos de acceso al derecho de vía y a las instalaciones libres de maleza, escombro, materiales dispersos, basura, etc.

• Aplicar cuando se requiera el recubrimiento anticorrosivo a trampas de diablos y válvulas de seccionamiento.

• Realizar en los tiempos estipulados por el programa de mantenimiento la corrida de diablos de limpieza.

Por último, en la Etapa de Abandono del Sitio. El Gasoducto y la LDD terminarán su vida operativa considerándose la vida útil promedio de 25 años, tomando en consideración la aplicación de todos los programas de mantenimiento preventivo y correctivo en los tiempos previamente establecidos. Para poner fuera de servicio permanentemente el Gasoducto y la LDD, se llevarán a cabo las siguientes actividades:

• Despresurización del sistema. • Aislar el sistema de cualquier posible suministro. • Purgado de línea. • Drenado de línea. • Desmantelamiento de la infraestructura del proyecto (válvulas, accesorios, señalamientos, etc.). • Desmantelamiento de la tubería. • Restitución del área a las condiciones que se encontraron o adaptarlas a las necesidades

actuales de la zona.




Capitulo I - 39

Residuos vegetales La vegetación que se elimine se triturará y dispersará en áreas aledañas al sitio propuesto para el establecimiento del proyecto. Residuos no peligrosos Estos serán depositados en contenedores metálicos con tapa con una capacidad de 200 litros para su posterior traslado al basurero municipal más cercano o a las áreas designadas por las autoridades municipales. Residuos sanitarios Los residuos generados en las letrinas portátiles serán transportados y dispuestos por la empresa encargada de proporcionar el servicio, la cual contará con un permiso previo para su disposición. Residuos industriales La compañía contratista será responsable de la disposición de los restos de tubería. Aguas residuales El área de desalojo para el agua empleada en la prueba hidrostática estará sujeta a la aprobación del supervisor de la construcción. Las aguas residuales que se generen durante las etapas de operación y mantenimiento serán manejadas por la contratista responsable de suministrar las letrinas portátiles. Emisiones a la atmósfera Tanto los vehículos automotores como los generadores de corriente alterna serán sometidos a un chequeo y mantenimiento periódico con el fin de minimizar al máximo las emisiones a la atmósfera. II.9. Delimitación del Área de Estudio. Debido a la inexistencia de un Ordenamiento Ecológico decretado para la zona donde se emplazará el proyecto, la delimitación del área de estudio (Figura IV.1) se realizará considerando el Programa Veracruzano de Ordenamiento Territorial y de los siguientes factores: a) Dimensiones del proyecto: La superficie requerida para la instalación del Gasoducto y la LDD será de 65,837.28 m2, sumando toda la superficie del derecho de vía correspondiente requerido para el proyecto. La superficie requerida para la instalación del Gasoducto y la LDD será como se indica a continuación:

Tabla IV.1.1 Superficie requerida para el Gasoducto de 10” Ø y la LDD de 4” Ø X 4 + 114.83 Km. (Pozo Cauchy 81 – Macropera Cauchy 2)

Cadenamiento Longitud (m) DDV (m) Superficie requerida en m²

0+000 al 4 + 114.83 (DDV Nuevo) 4,114.83 16 65,837.28

Superficie total 65,837.28 Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil, Anexo 2, 2.17; Carta Topográfica E15A81 Loma Bonita. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI, y Visita de Campo.

b) Poblados cercanos:




Capitulo I - 40

Las localidades más cercanas al punto de origen, destino y trazo del proyecto se indican en las tablas IV.1.2, IV.1.3 y IV.1.4.

Tabla IV.1.2 Distancia del Pozo Cauchy 81 (origen) a poblados cercanos. Localidades Distancia (Km) Orientación

El Zapote 0.7 NE Rancho Tres

Hermanos 1.3 NE

San Bernardo 1.2 NO Vista Hermosa 1.8 NO

Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y Google Earth, 2009.

Tabla IV.1.4 Distancia de la Macropera Cauchy 2 (destino) a poblados cercanos. Localidades Distancia (Km) Orientación

Palo Alto 1.4 O Las Mesas 2.2 NO

Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y Google Earth, 2009. Tabla IV.1.5 Distancia del Trazo del Gasoducto y la LDD a poblados cercanos.

Localidades Distancia (Km) Orientación San Bernardo 0.5 O

El Zapote 0.3 E Vista Hermosa 0.7 O

Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y Google Earth, 2009. c) Rasgos geomorfoedafológicos, hidrográficos, meteorológicos, tipos de vegetación. En todos los rasgos se aprecia continuidad y uniformidad, destacando que el uso agropecuario en la región donde pretende instalarse el proyecto, ha sido invariablemente impactado por actividades agropecuarias. De hecho, las actividades agropecuarias se estima que contribuyen con una tercera parte de los gases ligados al efecto invernadero, 62% de las aguas residuales, 83% al consumo de agua, 87% a la erosión y desertificación de suelos y 98% a la deforestación. Específicamente, en el área que abarcará el proyecto se aprecia continuidad hasta en un rango de 5 Km en los rasgos geomorfoedafológicos, hidrográficos, meteorológicos y tipos de vegetación. d) Tipo, características, distribución, uniformidad y continuidad de las unidades ambientales (ecosistemas). En la mayor parte de los alrededores del proyecto (hasta 5 kilómetros) se aprecia continuidad en los ecosistemas, todos ellos correspondientes a actividades agropecuarias. e) Usos del suelo permitidos por el Plan de Desarrollo Urbano o Plan Parcial de Desarrollo Urbano aplicable para la zona. El Programa de Desarrollo Regional de Papaloapan (2005 - a la fecha) promueve el desarrollo agropecuario, forestal, pesquero, acuícola, agroindustrial, así como el desarrollo sustentable de estos sectores en la cuenca del Papaloapan. f) Usos del suelo permitidos por el Programa Veracruzano de Ordenamiento Territorial, de acuerdo a la Unidad de Gestión Ambiental aplicable para la zona. Las Unidades de Gestión Ambiental (UGAs) para el Programa Veracruzano de Ordenamiento Territorial se definieron con base en la regionalización geomorfológica, los usos de suelo y vegetación, las cuencas hidrológicas de la entidad y discusión de expertos. El primer paso para la definición de las UGAs fue realizar una suma de los mapas temáticos antes mencionados. El mapa resultante fue ajustado de




Capitulo I - 41

manera manual mediante la eliminación de polígonos menores a 5,000 ha que fue el criterio empleado para definir el tamaño mínimo de una unidad de gestión. En total se definieron 668 UGAs para el Estado de Veracruz, cuya nomenclatura corresponde a un rasgo geográfico de relevancia para la Unidad, como puede ser una localidad mayor o un accidente geográfico. De acuerdo al Mapa de Unidades de Gestión Ambiental, el proyecto se ubica en la Región No. 8, UGA No. 545.

Figura IV.1 Área de estudio

Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil; Anexo 2,2.2 Colindancias; Imagen

SPOT y visita de Campo

II.10. Caracterización y Análisis del Sistema Ambiental. IV.2.1 Aspectos Abióticos. Clima. • Tipo de clima: A partir de información de Climas (Clasificación de Koppen, modificado por García)”, elaborada por la Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de la Biodiversidad (CONABIO), se identificó que en el área de estudio se presentan tres tipos de clima (Anexo 2, 2.4):

- Clima Aw2(w), cálido subhúmedo, más húmedo, con temperatura media anual mayor de 24.1ºC y temperatura del mes más frío mayor de 20ºC, precipitación del mes más seco entre 0 y 18.61 mm; lluvias de verano con índice P/T mayor de 55.3 y porcentaje de lluvia invernal del 5% al 10.2% del total anual (Pozo Cauchy 81).

- Clima Aw1(w), cálido subhúmedo, humedad media, lluvia de verano, con un porcentaje de lluvia invernal entre 5% y 10.2%, precipitación del mes más seco menor a 60 mm y una temperatura media anual mayor de 22°C (80% del trazo del Gasoducto y la LDD).

- Clima Aw2, cálido subhúmedo, más húmedo, humedad media, lluvia de verano, con un




Capitulo I - 42

porcentaje de lluvia invernal entre 5% y 10.2%, precipitación del mes más seco menor a 60 mm y una temperatura media anual mayor de 22°C (20% del trazo del Gasoducto y la LDD).

• Fenómenos climatológicos El registro de las variables climáticas para el área de estudio, se realizó basado en los registros de la estación meteorológica más cercana al área de estudio, en este caso fue la estación climática 00030152 Garro Ca., San Nicolás, en el municipio de Isla, Ver., obteniéndose los siguientes registros:

Tabla IV.2.1.1 Temperaturas media anual (oC)

Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio anual

° C 22.1 22.9 25.3 27.7 29.3 28.1 26.6 26.9 26.7 25.9 24.6 22.6 25.7 Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. 2003.

Tabla IV.2.1.2 Temperaturas máxima y mínima extrema (°C)

Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PromedioAnual

Max 26.8 28.1 31.2 33.9 35.6 33.3 31 31.2 30.8 30.1 29 27.1 30.7 Min 17.3 17.7 19.3 21.5 23.1 22.9 22.3 22.5 22.6 21.6 20.1 18.1 20.8

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. 2003. La temperatura mínima registrada fue de 17.3 °C durante el mes de Enero, mientras que la máxima fue de 35.6 °C durante el mes de Mayo. Debido a las características tropicales que presenta el área de interés, las mayores temperaturas se registran durante los meses de Marzo a Junio, mientras que en el inicio del periodo de lluvias de julio se nota una ligera disminución, mientras que de Noviembre a Febrero se registran las más bajas temperaturas. • Precipitación promedio mensual, anual y extremas Los datos de precipitación pluvial (pp) se muestran en la tabla siguiente:

Tabla IV.2.1.3 Precipitación total mensual (mm)

Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total Anual

pp (mm) 34.5 28.2 26.7 19.7 49.9 164.1 185.4 190.2 241.3 175.4 92.3 65.5 1,273.20

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional (Normales Climatológicas 1971 – 2000)

Tabla IV.2.1.4 Precipitación máxima mensual (mm) Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Max 142 218.4 386 138 250 355.3 372.6 408.6 608.6 483.4 324.3 224

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional (Normales Climatológicas 1971 – 2000) La precipitación pluvial mínima registrada fue de 19.7 mm durante el mes de Abril y la precipitación pluvial máxima de 241.3 mm durante el mes de Septiembre. De acuerdo a los datos históricos, el régimen de precipitación pluvial anual fue de 1,273.20 mm. • Dirección y velocidad del viento Los datos climáticos de la dirección y velocidad del viento fueron aportados por el Centro de Previsión del Golfo de México, perteneciente a la Comisión Nacional del Agua. Analizando el comportamiento de los vientos dominantes mensuales en el puerto de Veracruz para la década de 1992 al 2001, se observó que provienen del Norte (N) y Nornoroeste (NNW) en un 25.83% y 33.33% respectivamente.




Capitulo I - 43

A continuación se muestran las direcciones y las frecuencias de la velocidad del viento dominante, observada a intervalos mensuales correspondientes a la Ciudad de Veracruz para el periodo de referencia.

Tabla IV.2.1.5 Frecuencia de la velocidad del viento dominante para el periodo 1992-2001 Velocidad m/s

0 0.3~1.6 1.7~3.2 3.3~5.4 5.5~7.9 8~-10.7 10.8~-13.7 Total % Dirección

N 0 1 0 19 9 2 0 31 25.83 NNE 0 0 2 8 1 0 0 11 9.16 NE 0 0 11 5 0 0 0 16 13.33

ENE 0 0 0 3 0 0 0 3 2.5 E 0 0 3 10 4 0 0 17 14.17

NW 0 0 0 1 0 1 0 2 1.7 NNW 0 0 1 2 25 11 1 40 33.33 Total 0 1 17 48 39 14 1 120 100

Fuente: Comisión Nacional del Agua • Evaporación El promedio anual de evaporación registrada para ésta área región es de 4.3 mm/mes. El valor máximo ocurre en el mes de abril (6.1) mientras que el mínimo (2.7) durante el mes de diciembre. En la Tabla IV.2.1.6 se presenta el comportamiento promedio mensual. Tabla IV.2.1.6 Evaporación promedio mensual

Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total Anual

mm 73.5 91.3 145.6 177.6 186.5 154.1 130.9 129.7 110.6 106.3 76.7 63.9 1,446.70Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. 2003. • Humedad relativa Considerando las láminas de isolíneas de humedad relativa publicadas por el Servicio Meteorológico Nacional, se logró determinar que el sitio de proyecto, tiene una humedad relativa entre un rango de 75 a 80% en época de lluvias (Julio-Septiembre) y de 60 a 70% durante los meses más cálidos del año. • Frecuencia de heladas, nevadas, nortes, tormentas tropicales y huracanes, entre otros eventos climáticos extremos La frecuencia de estos elementos y fenómenos naturales en el área del proyecto solo ha ocasionado ciertas depresiones. En la Tabla IV.2.1.7 se muestra un resumen de estos parámetros. Tabla IV.2.1.7 Frecuencia de fenómenos especiales

Calamidad Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Anu

al

No. días c/lluvias aprec.

5.3 4.4 2.9 2.7 3.8 11.6 14.3 13.4 13.3 10.6 8 7.7 98

No. días con niebla 3.2 3.1 1.2 0.4 0.6 0.1 0.4 0.1 0.3 0.8 1 2.2 13.4

No. días con granizo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

No. días con Torm. Elec. 0.1 0.3 0.2 0.8 2.6 4.6 6.1 4.4 2.7 1 0.4 0.2 23.4




Capitulo I - 44

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. 2003. Considerando los patrones anuales de temperatura ambiente, precipitación y régimen de vientos, se determinaron a grandes rasgos tres épocas climáticas, a) época de lluvias de junio a octubre, b) época de secas entre marzo y abril y c) época de nortes de octubre a febrero caracterizada por vientos del norte acompañados con lluvias ocasionales. En cuanto a la presencia de eventos extremos, de acuerdo con el Atlas Estatal de Riesgos del estado de Veracruz-Llave, la zona de estudio se desarrolla sobre una zona con los siguientes grados de peligro (tabla IV.2.1.8).

Tabla IV.2.1.8 Peligros identificados para la zona (tormentas, depresiones y huracanes). Peligro Valor Significado

Peligro de precipitación por la presencia de huracanes categoría 3 Muy Bajo

Indica la frecuencia de incidencia de un huracán categoría 3 en el periodo 1886-2000 corresponde a 0

Peligro de precipitación por la incidencia de huracanes categoría 4 Muy bajo


Peligro por precipitación para depresiones tropicales Bajo

Indica la frecuencia de incidencia de un Huracán Categoría 1 en el periodo 1886-2000; perteneciendo al intervalo de 1-4 depresiones tropicales

Peligro por precipitación para huracanes categoría 2 Bajo

Indica la frecuencia de incidencia de un Huracán Categoría 2 en el periodo 1886-2000 pertenece al intervalo de 1-4 huracanes

Peligro por precipitación para tormentas tropicales Bajo

Indica la frecuencia de incidencia de un Huracán Categoría 1 en el periodo 1886- 2000 corresponde a 0

Peligro por precipitación para huracanes de categoría 1 Bajo

Indica la frecuencia de incidencia de un Huracán Categoría 1 en el periodo 1886-2000; perteneciendo al intervalo de 1-4 huracanes

Peligro por viento para depresiones tropicales Muy bajo

Indica la frecuencia de incidencia de una Depresión Tropical en el periodo 1886-2000, pertenece al intervalo de 0 depresiones tropicales;

Peligro por viento para Huracanes categoría 2 Bajo

Indica la frecuencia de incidencia de un Huracán Categoría 2 en el periodo 1886-2000 pertenece al intervalo de 1-3 huracanes;

Peligro por viento para huracanes categoría 3 Muy bajo


Peligro por viento para huracanes categoría 4 Muy bajo


Peligro por viento para tormentas tropicales Bajo

Indica la frecuencia de incidencia de una Tormenta Tropical en el periodo 1886-2000 corresponde al intervalo de 1-3 tormentas tropicales

Probabilidad de impacto por trayectoria de huracanes

Depresión tropical Evento más probable en la zona

Probabilidad de impacto por trayectoria de huracanes Bajo Comparativo ente bajo, medio y alto




Capitulo I - 45

Fuente: Atlas Estatal de Riesgos Estado de Veracruz

b) Geología y Geomorfología. • Características litológicas del área: En el área del proyecto se identificó la presencia de dos unidades geológicas:

- Suelo de la Era Cenozoica, Periodo Cuaternario, aluvial “Q(al)”. Este tipo de unidad geológica se caracteriza por una acumulación de material granular suelto como producto de los procesos de erosión e intemperismo. Incluyen tanto material fino (limo y arcilla) como grueso (arena y grava). Este tipo de terreno es apto para la agricultura, con permeabilidad variable.

- correspondientes a suelos de la era Cenozoica, Periodo Cuaternario. En el Conglomerado polimíctico cuarcífero Tm(cg), los cuarzos se encuentran muy alterados, se localizan esporádicos fragmentos de calizas, arenisca y algunos fragmentos anguloso de chapopote, en general la esfericidad va desde subredondeado a bien redondeados, en una matriz arcillo-arenosa de color rojizo semiconsolidada.

Figura IV.2.1.1 Unidades geológicas en el área de estudio

I

ò́

´

#

Q(al)

Tm(cg)

S/It

Las Mesas

95°42'0"

95°42'0"

95°44'0"

95°44'0"

95°46'0"

95°46'0"

95°48'0"

95°48'0"

18°1

2'0"

18°1

2'0"

18°1

0'0"

18°1

0'0"

18°8

'0"

18°8

'0"

Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil; Anexo 2,2.5, Carta Topográfica

E15A81 Loma Bonita. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, Escala 1:250,000

Serie II (Continuo Nacional) INEGI, y Visita de Campo

• Características geomorfológicas El proyecto se encuentra en la Llanura Costera del Golfo Sur, en la Subprovincia de la Llanura Costera Veracruzana. A diferencia de la Llanura Costera del Golfo Norte, es una llanura costera de fuerte aluviamiento por parte de los ríos, los más caudalosos del país, que la atraviesan para desembocar en el sector sur del Golfo de México. La mayor parte de su superficie, con excepción de la Discontinuidad Fisiográfica de Los Tuxtlas y algunos lomeríos bajos, está muy próxima al nivel del mar y cubierta de




Capitulo I - 46

material aluvial, donde es común encontrar extensas superficies bajas sujetas a inundación. La constitución mineralógica del material que forma esta Llanura es una mezcla donde predominan los minerales primarios y las arcillas expandibles. La Subprovincia de la Llanura Costera Veracruzana se localiza casi toda dentro de territorio veracruzano, y es la que ocupa mayor extensión, con 27,001.17 Km2, que representa el 37.29% de la superficie estatal. En ella está ubicada la Cuenca Baja del Río Papaloapan, situada en la porción central y noroeste; y la Cuenca del Río Coatzacoalcos, en el Sureste. De manera general esta Subprovincia se divide en tres grandes regiones: los sistemas de lomeríos del oeste, la llanura costera aluvial propiamente y los sistemas de lomeríos del sur y sureste. Los sistemas de topomorfas del oeste inician desde la Sierra de Chiconquiaco y constan de lomeríos tendidos con cañadas. Tales cañadas tienen una disposición radial y se aproximan a la costa, a la altura del Puerto de Veracruz. Más o menos a partir de Tierra Blanca los lomeríos son muy suaves, a veces simplemente ondulados, asociados con llanuras relativamente amplias. La Llanura Aluvial es angosta en el Norte, con una importante área alargada de dunas costeras cerca del Puerto de Veracruz. Se ensancha en forma considerable a la altura de Boca del Río, donde desemboca el Atoyac. La Llanura del Papaloapan y sus afluentes es también amplia, sufre inundaciones frecuentes en el Sur, en tanto que en el Norte, en la confluencia de los ríos Tesechoacán y San Juan con el Papaloapan, hay áreas de inundación permanente. El segundo sistema de lomeríos queda al Sur de la Discontinuidad de la Sierra de Los Tuxtlas. Son lomeríos suaves con materiales aluviales, casi todos menores de 100 msnm. Existen tres llanuras entre los lomeríos, dos inundables. La del Río Coatzacoalcos, con inundación permanente cerca de la desembocadura, es la de mayor extensión. • Características del relieve: El relieve en la zona de estudio se caracteriza por tener pendientes poco pronunciadas. La región se encuentra en la Vertiente del Golfo de México, la red de drenaje es de mediana densidad y se encuentra bien integrada, el patrón de drenaje es radial divergente en la bajada que se define en la Subprovincia de la Llanura Costera y anastomosado en las partes bajas. • Presencia de fallas y fracturamientos El área de estudio se considera estable por ser una zona de depósito aluvial, por lo que no se tienen evidencias de fracturas o fallas de importancia. • Susceptibilidad de la zona Según el Atlas Estatal de Riesgos Veracruz de Ignacio de la Llave en su edición más reciente año 2000, la zona de estudio es considerada de riesgo moderado, sin embargo, de acuerdo con registros del Servicio Sismológico Nacional en los últimos 100 años, el sismo de magnitud mayor registrado en la zona del proyecto tuvo un registro de 7.3 grados, y se presentó el 26 de julio de 1937, en la Región de Orizaba. La distancia aproximada del epicentro de este sismo hasta el punto más cercano del proyecto son 210 Km, aproximadamente. Un sismo de menor magnitud (5.6 grados) se presento el 30 de Enero de 2002 en el Estado de Oaxaca, cerca de la localidad Loma Bonita. A pesar de ubicarse el proyecto dentro de una zona de riesgo moderado, no se tienen antecedentes de afectaciones en instalaciones petroleras. Los datos, extraídos del Servicio Sismológico Nacional se muestran en la Figura IV.2.1.2




Capitulo I - 47

Figura IV.2.1.2, Incidencia de sismos en la zona del proyecto

Fuente: Atlas Estatal de Riesgos del Estado de Veracruz.

c) Suelos. • Tipos de suelo La zona donde se situará el proyecto presenta suelos de tipo Gleysol y Fluvisol (Macropera Cauchy 2 y trazo del Gasoducto y la LDD) y de tipo Feozem (Pozo Cauchy 81) (ver Anexo 2, 2.6). Específicamente, en la Macropera Cauchy 2 y en el 90% del trazo del Gasoducto y la LDD, se presenta una combinación edafológica con la siguiente clave, de acuerdo a la clasificación de suelos del INEGI: Gm + Ge + Jg/2. La clave Gm indica un tipo de suelo Gleysol mólico, el cual es un Gleysol con una capa superficial oscura, gruesa, rica en nutrientes y con buen contenido de materia orgánica. La clave Ge corresponde a un Gleysol éutrico, un subsuelo rico o muy rico en nutrientes. Por último, la clave Jg pertenece al Fluvisol gléyico, es un subsuelo de varios colores, propiedad causada por saturación periódica con agua. La fase física principal es de tipo 2, textura media. En el Pozo Cauchy 81 se presenta un tipo de suelo Hh, Feozem háplico, el cual es un Feozem con una capa superficial oscura, algo gruesa, rica en materia orgánica y nutrientes, sin ninguna otra propiedad especial




Capitulo I - 48

Figura IV.2.1.3 Unidades edafológicas en el área de estudio

I

ò́

´

#

Hh/1

Gv+Ge+Vp/3

Gm+Ge+Jg/2

Ge/3Rc+Bk/2/L

Lc+Ah/2 Las Mesas

95°42'0"

95°42'0"

95°44'0"

95°44'0"

95°46'0"

95°46'0"

95°48'0"

95°48'0"

18°1

2'0"

18°1

2'0"

18°1

0'0"

18°1

0'0"

18°8

'0"

18°8

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Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil; Anexo 2,2,6; Carta Topográfica E15A81 Loma Bonita. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI, y Visita de Campo d) Hidrología Superficial y Subterránea. • Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio. El municipio de Chacaltianguis, Ver., se encuentra localizado dentro de la Región Golfo-Centro, Región Hidrológica RH-28 denominada “Papaloapan” (Anexo 2, 2.7). • Hidrología superficial La Región Hidrológica RH-28 abarca gran parte de la porción centro-sur de Veracruz, las corrientes que la integran tienen una disposición radial y paralela, controlada por algunas elevaciones de la Sierra Madre Oriental y el Eje Neovolcánico (el Cofre del Perote y el Pico de Orizaba). Las cuencas que la conforman son: "Papaloapan" y "Jamapa". Esta Región cuenta con tres grandes Ríos:

- Al noroeste, el Río Papaloapan, con un escurrimiento promedio anual, del orden de 36,929.27 Mm³. El área de captación de la cuenca propia de este río, capta una precipitación promedio del orden de 1,807 mm.

- Dentro de la zona de estudio, confluye al Río Papaloapan el Río Tesechoacán, con un escurrimiento promedio anual de 1,932.4 Mm³. La precipitación promedio anual en el área de captación de esta corriente, asciende a 715 mm.




Capitulo I - 49

- Por último, el Río San Juan. Por este afluente del Papaloapan (que confluye aguas abajo del área de estudio) se registra un volumen promedio anual de 2,384.79 Mm³. La precipitación promedio anual en su cuenca, es de 1,805 mm.

En resumen, el gasto total que transita por las principales corrientes de la zona de estudio, es de 41,246.46 Mm³ al año, proporcional a 1,309 m³/s. Para el acuífero de Río Papaloapan, con base en registros de la Gerencia Regional Golfo Centro de la CONAGUA y estudios previos, se determinó que la magnitud de la descarga natural comprometida, asciende a 50’000,000 m³ / año, que representa el volumen de descarga natural por escurrimiento base a las corrientes locales y evapotranspiración vegetal en condiciones de aprovechamiento futuro. Relativamente cerca al trazo del Gasoducto y la LDD, se localiza una corriente perenne “La Canoa” a 0.6 Km y una corriente intermitente del mismo nombre, a 0.8 Km. El proyecto no impactará dichas corrientes superficiales, de manera que su cauce se mantendrá constante.

Figura IV.2.1.4 Hidrología superficial en el área de estudio

I

ò́

´

#

Las Mesas

95°42'0"

95°42'0"

95°44'0"

95°44'0"

95°46'0"

95°46'0"

95°48'0"

95°48'0"

18°1

2'0"

18°1

2'0"

18°1

0'0"

18°1

0'0"

18°8

'0"

18°8

'0"

Nota: Flecha indica dirección del flujo superficial; Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano preliminar de trazo y perfil; Anexo 2, Carta Topográfica E15A81 Loma Bonita y visita de Campo • Hidrología subterránea La permeabilidad en la zona de estudio es de baja. Los materiales son consolidados con probabilidades altas. Se tiene que el basamento geohidrológico del acuífero, corresponde a un espesor arcilloso, mientras que la unidad acuífera en explotación está formada por un espesor arenoso con intercalaciones de estratos areno arcillosos con un espesor entre 100 y 200 m, presentando también capas locales que lo confinan.




Capitulo I - 50

Suprayace a esta unidad el aluvión descrito, con un desarrollo en la totalidad de la superficie de la zona y un espesor variable entre 10 y 30 m, aunque en la porción central de la zona es prácticamente nulo.




Capitulo I - 51

Figura IV.2.1.5 Flujo subterráneo en la zona de estudio

ò́

´

#

Las Mesas

95°42'0"

95°42'0"

95°44'0"

95°44'0"

95°46'0"

95°46'0"

95°48'0"

95°48'0"

18°1

2'0"

18°1

2'0"

18°1

0'0"

18°1

0'0"

18°8

'0"

18°8

'0"

Fuente: A partir de carta de hidrología subterránea (Anexo 2.9). IV.2.2 Aspectos Bióticos. a) Vegetación Terrestre. La vegetación del área donde se efectuará la obra, es característica de zonas que presentan altos grados de perturbación, (sitios en donde se han alterado los elementos primarios característicos de la región por vegetación de tipo secundaria). El uso de suelo predominante en la zona del proyecto corresponde a agricultura de temporal con caña de azúcar (Saccarum officinarum) en los alrededores de la plataforma del pozo Cauchy 81) y cultivos de piña (Ananas comosus) aledaños a la Macropera Cauchy 2. En el trazo del Gasoducto y en la LDD predomina el pastizal cultivado. Las especies de pasto utilizadas en la zona son estrella (Cynodon plectostachyus) grama (Paspalum conjugatum), pangola (Digitaria Decumbens) y jaragua (Hyparrhenia rufa). En los alrededores de la zona se ha identificado palma dulce (Brahea dulces) y palo de rosa (Tabebuia rosea). b) Usos de la vegetación en la zona Al llevar a cabo los recorridos de campo, se observó y verificó que el uso de suelo actual en la zona donde se pretende llevar a cabo el proyecto corresponde a lo que INEGI indica en la Carta de Uso de Suelo y Vegetación (Anexo 2, 2.9), es decir, pastizal cultivado y áreas agrícolas. • Presencia de especies vegetales bajo régimen de protección legal De las especies vegetales identificadas en la zona de estudio, ninguna de ellas está marcada dentro de alguna categoría de riesgo que especifica la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001. c) Fauna • Composición de las comunidades faunísticas presentes en el predio La mayoría de los hábitats que se ubican dentro del área de influencia del proyecto han perdido sus características originales, por lo que la fauna se ha desplazado hacia otras regiones. Sin embargo,




Capitulo I - 52

algunas especies tolerantes pueden ser observadas. • Especies existentes en el área de estudio Las visitas de campo realizadas permitieron determinar que la fauna silvestre del área de estudio esta representada por algunas especies de aves como calandria (Icterus dominicensis), garza bueyera (Bubulcus ibis), cirujano o “gallito” (Jacana spinosa), pecho amarillo (Pitangus sulphuratus), zopilote aura (Cathartes aura), entre otras. Dentro de las especies de mamíferos reportados para el área encontramos al tlacuache (Didelphys marsupialis), zorrillo (Mephitis macroura), liebre (Sylvilagus audubonii), ardilla gris (Sciurus aureogaster) y murciélago (Artibeus jamaicensis). En cuanto a las especies de reptiles se encuentran la nauyaca (Bothrops asper), agujilla (Leptotyphlos phenops), el toloque (Bassiliscus vittatus), En el grupo de los anfibios el más común es el sapo (Bufo marinus), a este listado se incluye la abundante presencia de insectos (coleópteros, ortópteros, hemípteros, dípteros e himenópteros). • Abundancia, distribución, densidad relativa y temporadas de reproducción de las especies en

riesgo o de especial relevancia que existan en el predio del proyecto y su zona de influencia. No aplica, ya que en el área donde se realizará el proyecto no existe ninguna especie en categoría de riesgo según lo estipulado en la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001. • Localización en cartografía a escala adecuada, de los principales sitios de distribución de las

poblaciones de las especies en riesgo presentes en el área de interés. Destacar la existencia de zonas de reproducción y/o alimentación.

No aplica. En el área donde se llevará a cabo el proyecto no existen especies en riesgo.

Especies de valor científico: No se encontraron especies de valor científico dentro de la zona del proyecto.

Especies de valor comercial: No se encontraron especies con valor comercial dentro de la zona del proyecto.

Especies con valor estético: Las siguientes especies, son parte del paisaje de la de la zona: Amazona viridigenalis (Amazona), Casmerodius albus (Garzón blanco), Cathartes aura (zopilote) y Bubulcus ibis (Garza bueyera).

Especies con valor cultural: No se encontraron especies con valor cultural dentro de la zona del proyecto.

Especies para autoconsumo: No se encontraron especies para autoconsumo dentro de la zona del proyecto.

IV.2.3 Paisaje. La visibilidad. Debido a la suave pendiente del terreno y a la constante presencia de límites de propiedad (con alambre de púas y cortinas arbóreas), la visibilidad en el paisaje es constante aunque limitada a menos de 400 metros, situación que predomina en la mayor parte del área de estudio. Calidad paisajística No existen elementos que permitan considerar el paisaje como único o excepcional, ya que este es característico de zonas dedicadas a actividades agropecuarias. Fragilidad del paisaje Debido a la ausencia de especies sujetas a protección especial, el paisaje no se considera susceptible de ser afectado de manera significativa por la presencia del proyecto, ya que este se localizará por debajo del terreno, y la vegetación secundaria puebla rápidamente las áreas desmontadas.




Capitulo I - 53

IV.2.4 Medio Socioeconómico. a) Demografía.

Dado que en el área propuesta de estudio la mayoría de localidades son con menos de 500 habitantes, la población considerada para la descripción del medio socioeconómico se basará en los datos correspondientes al municipio de Chacaltianguis, Ver, que es el municipio donde se localizará el proyecto.

Tabla IV.2.4.1 Datos de población del municipio de Chacaltianguis, Ver.

Indicador No. De habitantesPoblación total 11,416

Población masculina 5,509 Población femenina 5,907 Población de 5 años 211

Población de 6 a 11 años 1,289 Población de 12 a 14 años 749 Población de 15 a 24 años 1,833

Población de 60 años y más 1,558 Fuente: Conteo de Población y Vivienda 2005, INEGI.

Para la presentación de la información no se considerarán las localidades menores a 10 habitantes, ya que por ser localidades con menos de 3 viviendas, INEGI no reporta datos de ellas, por lo que la población considerada para el estudio socioeconómico se basará en los datos correspondientes al municipio de Chacaltianguis, que es el municipio donde se localizará el proyecto. b) Dinámica de la población El municipio de Chacaltianguis, Ver., tiene una tendencia a decrecer a una tasa muy rápida, desde el punto inicial 2000, ésta tendencia decreciente inicia antes a este punto; para 2030 la población se reduce en una tercera parte.

Figura IV.2.4.1. Tendencia poblacional del municipio de Chacaltianguis, Ver.

15 500

16 000

16 500

17 000

17 500

18 000

18 500

19 000

2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030

Año

Chacaltianguis

Poblacio




Capitulo I - 54

Fuente: CONAPO. Proyecciones de la población del municipio de Chacaltianguis, periodo 2000-2030. c) Crecimiento y distribución de la población. Espacialmente, las localidades tienen su crecimiento y distribución cerca de vías de acceso y en donde las condiciones topográficas permitan un adecuado abastecimiento de servicios básicos (agua potable y energía eléctrica). Para el caso del municipio de Chacaltianguis, Ver., se registran 73 localidades, registrando su mayor cantidad de población en la cabecera municipal, Chacaltianguis, con 3,976 habitantes. d) Estructura por sexo Para la zona de estudio del municipio de Chacaltianguis, Ver., la población femenina representa el 51.74% del total, y la población masculina el 48.26% restante, la distribución de la población por edad se muestra a continuación:

Tabla IV.2.4.2 Distribución de la población por grupo de edad

Rango No. habitantes

Población de 0 a 4 años 906 Población de 5 años y más 10,502 Población de 6 a 14 años 2,038 Población de 12 años y más 9,002 Población de 15 años y más 8,253 Población de 15 a 24 años 1,833

Fuente: INEGI. Conteo de Población y Vivienda 2005. e) Natalidad y mortalidad Para el estado de Veracruz, la tasa bruta de natalidad fue de 16.86%, mientras que para el municipio de Chacaltianguis fue de 9.10%. f) Migración. De acuerdo con el Sistema Nacional de Información Municipal, la población migrante en el municipio de Chacaltianguis representa el 15.68% del total de la población. g) Población económicamente activa. La población económicamente activa del municipio de Ignacio de la Llave representa solo un 30.60% de la población en la zona, con un total de 3,424 habitantes, por ramo de actividad, la población se distribuye de la siguiente manera:

Tabla IV.2.4.4 Distribución de la población por actividad económica

Rango No habitantes

% con respecto a

la pobl. ocupada

Población ocupada 3,424 100 Sector primario 1,321 38.56 Sector secundario 542 15.82 Sector terciario 1,464 42.75 No definido 98 2.87

Fuente: Elaborada a partir de INEGI, Censo de Población (2005)




Capitulo I - 55

h) Factores Socioculturales.

Uso dado a los recursos naturales del área Las localidades de la zona donde se proyecta la construcción del Gasoducto y la LDD son principalmente rurales, por lo que sus habitantes explotan los recursos la agricultura y ganadería en gran escala.

Nivel de aceptación del proyecto PEMEX Exploración y Producción lleva cerca de 20 años realizando trabajos en los campos Mecayucan, Miralejos, Cópite, Angostura, Rincón Pacheco, Cocuite, Playuela, Veinte, Novillero, Matapionche y Lizamba, sin que se hayan reportado casos de rechazo a la perforación de pozos u obras asociadas.

Lugares de interés común. El trazo del Gasoducto y la LDD no afectará sitios que sean ocupados por los pobladores de la zona para realizar actividades de esparcimiento, recreación o de interés general, ni sitios de reunión.

Patrimonio histórico En la zona de influencia del proyecto, no existen sitios de valor histórico. IV.2.5 Diagnóstico Ambiental. a) Integración e interpretación del inventario ambiental

Normativos: No existen instrumentos que regulen el uso de suelo en la zona de estudio, por lo que existe diversidad de usos de suelo. De diversidad:

Debido a que es una zona con actividades agropecuarias predominantes, la zona se ha visto afectada en su composición original, por lo cual la diversidad de especies no es significativa. Rareza:

La distribución de los recursos naturales en la zona es homogénea. Naturalidad:

Dado que la presencia y las consecuencias de las actividades petroleras en el sistema ambiental son definitivas y llevan muchos años, se ha desarrollado un aparente equilibrio entre los diversos elementos, dando origen a comunidades con vegetación secundaria arbustiva y arbórea de selva alta perennifolia y subperennifolia, que se desarrollan junto con zonas de cultivo y pastizales. Grado de aislamiento:

No se identificaron comunidades susceptibles de aislamiento por parte del proyecto o de procesos naturales en la zona de estudio. Calidad:

Debido a que no existen industrias pesadas o de transformación cerca de la zona donde se pretende ubicar el proyecto, y la región ha sido deteriorada ambientalmente en gran medida por actividades agropecuarias, la calidad ambiental no se verá afectada de manera significativa b) Síntesis del inventario De acuerdo a la información descrita en los apartados anteriores, se concluye que en el área de estudio el sistema ambiental se encuentra perturbado por la presencia y desarrollo de actividades agropecuarias y de industria extractiva, prueba de ello es la existencia de campos de explotación de gas natural, y la zona donde se proyecta el trazo del Gasoducto y la LDD pertenece al Campo Cauchy (en desarrollo). En general la actividad de explotación de hidrocarburos y obras asociadas se encuentra consolidada y goza




Capitulo I - 56

de aceptación entre la comunidad, debido principalmente al pago a precio razonable de las superficies ocupadas por los proyectos y por la apertura de vías de comunicación (terracerías) que enlazan los pozos y ductos con las vías principales de comunicación y localidades urbanas. A continuación se presenta el resultado de la interacción en cada una de las etapas de desarrollo del proyecto con los componentes ambientales, indicando en cada caso la interacción potencial hacia el componente del medio natural (Indicador Ambiental). En los Capítulos V Identificación, Descripción y Evaluación de los Impactos Ambientales; y VI Medidas Preventivas y de Mitigación de los Impactos Ambientales; se desarrolla a mayor detalle la interacción de las etapas de desarrollo del proyecto con las componentes ambientales. En función de lo anterior se concluirá respecto de la factibilidad ambiental del desarrollo del proyecto.

Tabla IV.2.5.1 Interacción del Proyecto con los Componentes Ambientales

Actividad Componente del Medio Natural Interacción

Etapa de Preparación del Sitio

Localización del Proyecto (Trazo Topográfico) NINGUNA

Desmonte y Despalme de la superficie requerida para el

derecho de vía del Gasoducto y la LDD

AIRE Emisión de gases y polvo

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA

Levantamiento de la capa vegetal y terrígena rica en

humus SUELO Inestabilidad temporal

VEGETACIÓN TERRESTRE Levantamiento de la capa vegetal

FAUNA TERRESTRE Ahuyentamiento de especies animales

PAISAJE Cambio de vistas escénicas


AIRE Emisión de gases y polvo, Ruido

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA


humus SUELO Inestabilidad temporal

VEGETACIÓN TERRESTRE Ninguna FAUNA TERRESTRE Ninguna

PAISAJE Cambio de vistas escénicas

Tabla II.1.1.1 Interacción del Proyecto con los Componentes Ambientales. Continuación

Actividad Componente del Medio Natural Interacción




Capitulo I - 57

Etapa de Construcción



GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGIA


humus SUELO Generación de residuos


PAISAJE Ninguna Doblado de la tubería Ninguna

Alineado y soldado


GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGIA Ninguna

SUELO Ninguna VEGETACIÓN TERESTRE Ninguna


Inspección radiográfica de soldadura Ninguna

Protección mecánica anticorrosiva y parcheo Ninguna


AIRE Ninguna

GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA




PAISAJE Ninguna


AIRE Ninguna GEOLOGIA Y

GEOMORFOLOGÍA Ninguna




AIRE Ninguna

GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA




PAISAJE Ninguna Señalización Ninguna

Protección catódica Ninguna

Tabla II.1.1.1 Interacción del Proyecto con los Componentes Ambientales. Continuación Actividad Componente del Medio Interacción




Capitulo I - 58

Natural Etapa de Operación y Mantenimiento

Inspección y vigilancia





Mantenimiento preventivo





Mantenimiento correctivo




FAUNA TERRESTRE Ninguna PAISAJE Ninguno

Etapa de Abandono

Clausura y limpieza

AIRE Emisión de polvos GEOLOGIA Y


SUELO Generación de residuos VEGETACIÓN TERRESTRE Integración

FAUNA TERRESTRE Integración PAISAJE Ninguna

Fuente: Elaboración en gabinete a partir de la NRF-030-PEMEX-2009, Bases de Usuario y Tabla 1 de la Guía para la Presentación de la Manifestación de Impacto Ambiental, Industria del Petróleo, Modalidad Particular, SEMARNAT, 2002.

La descripción del proyecto se presenta de acuerdo a los requerimientos normativos de la NRF-030-PEMEX-2009, Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, así como de las Bases de Usuario proporcionadas por PEMEX.

III. IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES III.1. Metodología para Identificar y Evaluar los Impactos Ambientales La evaluación de los impactos en el ambiente depende de una adecuada identificación de los cambios potenciales al entorno, por lo que es necesario conocer los objetivos, así como todas las actividades que se realizaran en las diferentes etapas del proyecto. Es importante conocer el estado actual de las características físicas, biológicas, sociales y económicas de las áreas de las restricciones ambientales, el ordenamiento ecológico propuesto, la vinculación con los planes de desarrollo federal, estatal y municipal con respecto al uso de suelo del sitio involucrado, ya que esto constituye la base para la elaboración de la matriz de interacción proyecto-ambiente, donde el análisis de estos aspectos proporcionará los elementos necesarios para la identificación, evaluación e interpretación de los impactos al medio.




Capitulo I - 59

Para el presente estudio se realizaron visitas de campo al sitio y sus colindancias con la finalidad de conocer sus condiciones actuales y posteriormente relacionarlos con las afectaciones que se pudieran originar en estos medios. Las perturbaciones generadas en el medio pueden seguir varias rutas de acuerdo con la naturaleza de la obra, del impacto y las características del ambiente, por lo que se deben de seleccionar técnicas de identificación de impacto ambiental más adecuadas. En la Figura V.1.1 se presenta un esquema general del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental, señalando cada una de las etapas y la forma de evaluación:




Capitulo I - 60

Figura V.1.1 Esquema General del Proceso de EIA

Fuente: Centro de Estudios de Desarrollo de Chile. Banco Interamericano de Desarrollo. 2001

Considerar alternativas

Diseñar acción

Aplicar evaluación preliminar

Identificar necesidad de un EIA

ETAPA 1. Identificación y

clasificación

Control del plan de manejo ambiental

ETAPA 4. Control y

Seguimiento

Preparación del estudio

ETAPA 2. Preparación y

análisis

Valoración y jerarquización de los impactos

Plan de participación ciudadana

Plan de manejo ambiental

Identificación de impactos

Medición de impactos

Descripción de acción y medio ambiente

ETAPA 3. Calificación y

Decisión

Revisión del estudio

Consulta y participación

Adopción de decisiones Procedimientos Administrativos

Formales

Participación Ciudadana




Capitulo I - 61

Las técnicas utilizadas para la evaluación de este proyecto se mencionan a continuación: 1. Técnica de Listado Simple o Check List 2. Matriz de Interacción Proyecto - Ambiente (Matriz Modificada de Leopold, 1971) Para aplicar los subsecuentes métodos de evaluación como es el caso del método matricial es preciso definir los indicadores de impacto con respecto a los efectos potenciales sobre el ambiente durante las distintas etapas de la ejecución del proyecto. III.1.1. Indicadores de Impacto Se proponen en forma inicial los siguientes indicadores de impacto:

Tabla V.1.1.1 Indicadores de impactos propuestos

FACTOR AMBIENTAL COMPONENTE

AIRE Calidad del aire

Visibilidad Nivel de Ruido

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Microrelieve

SUELO Propiedades fisicoquímicas

Erosión Generación de residuos

AGUA SUPERFICIAL Afectación al borde o fondo

Drenaje Calidad

AGUA SUBTERRÁNEA Flujo

Nivel freático Calidad del agua

VEGETACIÓN TERRESTRE

Diversidad Abundancia Distribución

Especies según NOM-059-SEMARNAT-2001

Especies de interés comercial

FAUNA TERRESTRE

Diversidad Abundancia Distribución

Especies según NOM-059-SEMARNAT-2001

Especies de interés comercial

PAISAJE Vistas escénicas

Cualidades estéticas

Tabla V.1.1.1 Indicadores de impactos propuestos (continuación)




Capitulo I - 62

FACTOR AMBIENTAL COMPONENTE

SOCIOECONÓMICOS

Asentamientos humanos Empleo y mano de obra Agua potable y drenaje

Energía Medios de transporte y comunicación

Áreas recreativas, culturales o de valor estético

Economía regional Fuente: Elaborada en gabinete.

III.1.2. Lista de Indicadores de Impacto Técnica de Listado Simple

• Factores ambientales En la tabla V.1.2.1 se encuentran los factores ambientales y sus componentes específicos que podrían ser afectados por las acciones de la obra.

Tabla V.1.2.1 Indicadores de impactos propuestos, señalando si reciben o no afectación

FACTOR AMBIENTAL COMPONENTE IMPACTO

SI NO

AIRE Calidad del aire X

Visibilidad X Nivel de Ruido X

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Microrelieve X

SUELO Propiedades fisicoquímicas X

Erosión X Generación de residuos X

AGUA SUPERFICIAL Afectación al borde o fondo X

Drenaje X Calidad X

AGUA SUBTERRÁNEA Flujo X

Nivel freático X Calidad del agua X

VEGETACIÓN TERRESTRE

Diversidad X Abundancia X Distribución X

Especies según NOM-059-SEMARNAT-2001 X

Especies de interés comercial X

Tabla V.1.2.1 Indicadores de impactos propuestos, señalando si reciben o no afectación (continuación)




Capitulo I - 63

FACTOR AMBIENTAL COMPONENTE IMPACTO

SI NO

FAUNA TERRESTRE

Diversidad X Abundancia X Distribución X

Especies según NOM-059-SEMARNAT-2001 X

Especies de interés comercial X

PAISAJE Vistas escénicas X

Cualidades estéticas X

SOCIOECONÓMICOS

Asentamientos humanos X Empleo y mano de obra X Agua potable y drenaje X

Energía X Medios de transporte y comunicación X

Áreas recreativas, culturales o de valor estético X

Economía regional X De acuerdo con la Técnica de Listado Simple se identificaron en un total 9 factores ambientales con 32 componentes susceptibles a ser modificados. El análisis indica que en 7 (77.78%) de los factores ambientales existen impactos potenciales y en 12 (37.50%) de sus componentes podrían tener impacto potencial por las acciones de la obra.

• Acciones de la obra En la tabla V.I.2.2 se muestran las cuatro etapas para llevar a cabo el proyecto, las cuales son preparación del sitio, construcción, operación y mantenimiento, y abandono del sitio. Así mismo se enlistan las actividades que la obra requiere para su ejecución y las que potencialmente podrían alterar a uno o varios de los componentes ambientales.

Tabla V.1.2.2 Listado de las actividades que podrían causar Impactos ambientales durante el desarrollo del proyecto

ETAPA ACTIVIDAD IMPACTO SI NO

PREPARACION DEL SITIO

• Localización del Proyecto (Trazo Topográfico) X • Desmonte y Despalme de la Superficie Requerida para Alojar el Derecho de Vía del Gasoducto y la LDD X

• Cortes y excavaciones X

Tabla V.1.2.2 Listado de las actividades que podrían causar Impactos ambientales durante el desarrollo del proyecto (continuación)

ETAPA ACTIVIDAD IMPACTO




Capitulo I - 64

CONSTRUCCIÓN

• Tendido de la tubería X • Doblado de la tubería X • Alineado y soldado X • Inspección radiográfica de soldadura X • Protección mecánica anticorrosivo y parcheo X • Bajado y tapado de la tubería X • Obras especiales (Trampa de diablos) X • Prueba hidrostática y /o neumática X • Reacondicionamiento del derecho de vía X • Protección catódica X • Señalización X

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

• Inspección y vigilancia X • Mantenimiento preventivo X • Mantenimiento correctivo X

ABANDONO DEL SITIO • Clausura y limpieza X Fuente: Elaboración gabinete.

En el análisis se identificaron 18 actividades propuestas para ejecutar el proyecto hasta el término de su vida útil, de las cuales 11 (61.11%) podrían alterar a uno o varios de los componentes ambientales. Cabe mencionar que en la lista de actividades que podrían causar impactos, no se menciona la apertura de caminos de acceso, debido a que ya existen caminos de acceso construidos tanto para el pozo Cauchy 81, como para la Macropera Cauchy 2, por lo que no se incluyen dentro de las actividades de preparación del sitio. Resultados de la Matriz de Leopold En la Matriz de Leopold (véase Anexo 5) se observan las 216 probables interacciones entre los componentes ambientales y las acciones de la obra, sin embargo solo 35 (16.20%) impactos resultaron identificados, de éstas 27 (77.14%) son impactos adversos y 8 (22.86%) son benéficos. El análisis y la discusión de los impactos ambientales identificados se realizaron por factor ambiental de acuerdo con la Matriz de Leopold (véase Anexo 5). Una vez identificados los impactos ambientales, se procedió a describirlos indicando la importancia que tienen cada uno de ellos, en función de los criterios de evaluación establecidos. III.1.3. Criterios y Metodologías de Evaluación III.1.3.1. Criterios Los criterios de evaluación se describen a continuación: 1. Carácter del impacto. Se analiza si la acción del proyecto deteriora o mejora las características del

componente ambiental, esto es, si el impacto es: • Benéfico (+) • Adverso ( - )

2. Duración del impacto. Se considera la permanencia del impacto con relación a la actividad que lo genera, de acuerdo con los siguientes criterios:

• Temporal: El efecto del impacto dura el mismo tiempo que la actividad que lo genera. • Prolongado: El efecto del impacto dura más tiempo (de uno hasta cinco años) que la actividad

que lo genera. • Permanente: El efecto del impacto permanece en el componente ambiental afectado por un

tiempo mayor de cinco años.




Capitulo I - 65

3. Magnitud del efecto. Establece el área que puede resultar afectada por el impacto de acuerdo con los siguientes criterios:

• Puntual: El efecto se presenta directamente en el sitio donde se ejecuta la acción y hasta 200 m. • Local: El efecto se presenta después del los límites del sitio del proyecto hasta 5 km del punto

donde ocurre la acción que lo genera. • Regional: El efecto se presenta a más de 5 km del sitio donde se ejecuta la acción y dentro del área

de influencia del proyecto. 4. Calificación del impacto: Se evalúan cada uno de los impactos detectados considerando los valores de los criterios anteriormente descritos y se asigna una calificación al impacto de acuerdo con los siguientes valores cualitativos. • No significativo (1) • Poco significativo (2) • Significativo (3) Para manejar adecuadamente los diferentes criterios antes mencionados, se incorporaron a la Matriz modificada de Leopold, indicando el carácter, la duración, la magnitud y la calificación con claves y colores. III.1.3.2. Metodologías de evaluación y justificación de la metodología seleccionada Técnica de Listado Simple En esta técnica se realizó una identificación general de los impactos esperados del proyecto de acuerdo con los factores ambientales involucrados y con las actividades que se desarrollarán durante la ejecución de la obra. Para desarrollar esta técnica se realizaron reuniones con el grupo de trabajo (biólogos, ingenieros ambientales y químicos) que intervinieron en el estudio, los cuales, de acuerdo con su experiencia y criterio, analizaron cada una de las acciones del proyecto, se determinaron los impactos potenciales (positivos y negativos) a los diferentes factores ambientales y con los proyectistas (promovente, especialistas en el área de construcción) se identificaron las actividades que se llevarán a cabo para el desarrollo de la obra. Esta técnica consiste en la construcción de dos tablas: I. La primera corresponde a los factores ambientales: • En la primera columna se listan los factores ambientales que pudieran ser modificados • En la segunda columna se colocan los componentes de cada uno de los factores arriba

seleccionados, que puedan sufrir alteración. • En la tercera y cuarta columnas se determina si los componentes ambientales, de acuerdo con los

especialistas, tienen o no relación con la obra. • Por último, se hace una breve discusión de la tabla. II La segunda tabla corresponde a las acciones que el proyecto necesita para su ejecución y su

relación con los factores ambientales: • En la primera columna se ponen las diferentes etapas en las que se subdivide el proyecto. • En la segunda columna se colocan las actividades que se llevarán a cabo para desarrollar todo el

proyecto, las cuales se agrupan de acuerdo con su naturaleza, a fin de hacer manejable la tabla sin que pierda su representatividad y objetividad.

• En la tercera y cuarta columnas, los especialistas evalúan si las actividades impactarán uno o varios componentes ambientales.

• Finalmente se hace una breve discusión de la tabla.




Capitulo I - 66

Es importante señalar que las acciones de la obra y los factores ambientales identificados por esta técnica (sólo los que estén señalados en la columna de “sí”), se emplearán para elaborar posteriormente la Matriz modificada de Leopold. Matriz de interacción proyecto-ambiente (Matriz modificada de Leopold) Para la evaluación cualitativa de los impactos ambientales que el proyecto causará al ambiente, se seleccionó la metodología conocida como Matriz de Leopold (1971), modificada para las características particulares de esta obra. Las modificaciones particulares aplicadas para la evaluación de este proyecto se describen posteriormente. Esta matriz se basa en la Técnica de Listado Simple, descrita anteriormente, de la cual se tomaron en cuenta los componentes ambientales y las acciones de la obra que podrán tener impacto. El empleo de la matriz de interacción proyecto-ambiente, obedece fundamentalmente a la facilidad que se tiene para manejar un gran número de acciones de la obra con respecto a los diversos componentes ambientales del área del proyecto. De esta manera, se pueden identificar y evaluar adecuadamente las interacciones resultantes y posteriormente, determinar los impactos ambientales. La técnica consiste en interrelacionar las acciones de la obra (columnas), con los diferentes factores ambientales (renglones). Posteriormente, se describen cada una de las interacciones de acuerdo con los siguientes criterios: • Carácter del impacto • Duración del impacto • Magnitud del impacto La construcción de la Matriz se realiza de la siguiente manera (Véase Anexo 5): 1. En los renglones de la matriz se indican los factores ambientales y sus componentes, los cuales se obtuvieron aplicando la Técnica de Listado Simple. 2. En las columnas se colocan las acciones de la obra identificadas con la Técnica de Listado Simple. 3. Se determina si existe interacción entre el componente ambiental y la actividad marcando el cuadro. 4. Se analiza el carácter del impacto, en las casillas se coloca un signo negativo (-) al impacto adverso y un signo positivo (+) al impacto benéfico. 5. Se considera la duración del impacto, en las casillas se usan diferentes colores, el verde indica los impactos temporales, el amarillo los prolongados y el rojo los permanentes. 6. Para mostrar la magnitud del impacto, en las casillas se pondrán asteriscos, un asterisco (*) indica un impacto puntual, dos (**) un impacto local y tres (***) un impacto regional. 7. La calificación del impacto se realizará de acuerdo con la notación siguiente: (1) no significativo, (2) poco significativo y (3) significativo. 8. Se realizan reuniones multidisciplinarias y se elabora un texto explicativo de los principales impactos ambientales identificados. Por último se determinan las medidas de prevención, mitigación y/o compensación para cada uno de los impactos analizados.




Capitulo I - 67

III.1.3.3. Descripción de impactos ambientales por factor ambiental 1. ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO DE LAS OBRAS DEL PROYECTO 1. Factor Ambiental: Aire Componente: Calidad Acciones del proyecto que lo impactan negativamente: Desmonte y Despalme de la superficie requerida para el Gasoducto y la LDD, Cortes y Excavaciones. EVALUACION DEL IMPACTO La calidad del aire puede ser impactada por el empleo de la maquinaria pesada que genera emisiones a la atmósfera debido a la combustión interna incompleta de diesel y gasolina con posibilidad de dispersión de polvos y partículas. Por otro lado, la calidad puede verse afectada por partículas de polvo que se levantan al paso de los vehículos como camionetas y camiones de volteo en los caminos de terracería al circular éstos a velocidades mayores a 20 Km/h. Como accesos, únicamente se consideran aquellos de carácter temporal que acceden hasta el punto del trazo para colocar la tubería y excavar la fosa donde será colocado. El paso de vehículos por estos accesos, generará polvos por el movimiento de maquinaria y acomodo de tierras. Debido a que la topografía del terreno por donde pasará el Gasoducto y la LDD presenta variaciones topográficas (+/- 15 m), será necesario realizar en primer término el desmonte de la superficie así como cortes y excavaciones que permitan llevar a cabo la obra y colocar dichos ductos. Por dichas actividades, la calidad del aire se verá impactada por las actividades propias de las excavaciones en las cuales el material que se encuentre suelto habrá la posibilidad de dispersión de polvos y partículas por la acción del viento, así como gases contaminantes producto de la combustión incompleta de los motores que utilizan diesel y gasolina. La calidad del aire también se verá impactada debido a las actividades de excavación en las cuales el material extraído se encuentra suelto con posibilidad de dispersión de polvos por el viento, así como de gases contaminantes producto de la combustión incompleta de los motores que utilizaron diesel y gasolina. Tales efectos son temporales y las emisiones no serán muy significativas. Todas estas actividades se realizaran bajo las especificaciones de las Normas NOM-041-SEMARNAT-2006, NOM-044-SEMARNAT-2006, NOM-045-SEMARNAT-2006, NOM-050-SEMARNAT-1993, NOM-076-SEMARNAT-1995 donde se establecen los límites máximos permisibles de emisiones por contaminantes provenientes de vehículos. 1.1 Factor ambiental: Aire Componente: Nivel de ruido Acciones del proyecto que impactan negativamente: Cortes y Excavaciones. EVALUACION DEL IMPACTO Durante las obras que requieren cortes y excavaciones con maquinaria, así como la entrada de maquinaria y transporte de materiales con vehículos se generará ruido por la acción de los motores al operar sin silenciadores y el choque de partes metálicas. Esta situación puede agravarse si la maquinaria y equipo no cuentan con el mantenimiento adecuado. Se considera, tras la revisión del programa de obra que la emisión de ruido durante estas actividades no afectará de manera significativa.

AIRE: Calidad del aire Carácter Duración Magnitud Calificación Desmonte y Despalme - Temporal Puntual 2 Cortes y Excavaciones - Temporal Local 2




Capitulo I - 68

2. Factor ambiental: Geología y Geomorfología Componente: Microrelieve Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme, Cortes y Excavaciones. EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades de retiro de la capa vegetal y los despalmes producen modificaciones físicas en las capas más externas del suelo, el material a retirar previo a las obras de construcción (capa A terrígena) es rico en materia orgánica (humus) y es necesario para el sustento de vida vegetal, por lo que este recurso deberá ser debidamente manejado. Al término de la vida útil del proyecto, el área afectada deberá ser restaurada a sus condiciones originales de microrelieve en la medida de lo posible. Al momento de realizar las excavaciones, el material extraído será depositado a un costado de la zanja evitando el cambio de las corrientes superficiales o en su caso, canalizando el escurrimiento hacia el interior de la zanja. Los impactos generados por estas actividades son de efecto temporal y puntual en el sitio donde se proyecta el trazo del Gasoducto y de la LDD.

3. Factor ambiental: Suelo Componente: Erosión Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme, Cortes y Excavaciones. EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades de retiro de la capa vegetal y los despalmes producen modificaciones físicas en algunas capas del suelo, el material a retirar previo a las obras de construcción (capa A terrígena) es rico en materia orgánica (humus) y es necesario para el sustento de vida vegetal, por lo que este recurso deberá ser debidamente manejado. Se considera que la acción del despalme y limpieza podrá provocar el ablandamiento de la capa superficial del terreno afectando parte de su estabilidad generando efectos erosivos. El derecho de vía (DDV) por analizar de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2009 que especifica Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, para un Gasoducto de 10” Ø y una LDD de 4”Ø será de 16 metros en el 100% del trazo. Al momento de realizar las excavaciones, el material extraído será depositado a un costado de la zanja evitando el cambio de las corrientes superficiales o en su caso, canalizando el escurrimiento hacia el interior de la zanja. Los impactos generados por estas actividades son de efecto temporal y puntual en el sitio donde se proyecto el trazo del Gasoducto y la LDD, una vez que se lleve a cabo la compactación de la obra y el bajado y tapado de la tubería se evitarán efectos erosivos causados por el viento y/o el agua.

AIRE: Ruido Carácter Duración Magnitud Calificación Cortes y Excavaciones - Temporal Puntual 2

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA: Microrelieve Carácter Duración Magnitud CalificaciónDesmonte y Despalme - Temporal Puntual 1 Cortes y Excavaciones - Temporal Puntual 1

SUELO: Erosión Carácter Duración Magnitud Calificación Desmonte y Despalme - Temporal Puntual 1 Cortes y Excavaciones - Temporal Puntual 2




Capitulo I - 69

3. 1 Factor ambiental: Suelo Componente: Generación de residuos Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme. EVALUACION DEL IMPACTO Durante el desmonte y despalme del sitio del proyecto, se generará residuos vegetales producto de éstas actividades, además de residuos domésticos por parte del personal encargado de la obra. Este impacto se reducirá con supervisión y manejo adecuado de residuos. 4. Factor ambiental: Vegetación terrestre Componente: Distribución Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme. EVALUACION DEL IMPACTO La superficie requerida para la instalación del Gasoducto y la LDD es de 65,837.28 m2, para la construcción del proyecto, de donde se ha calculado retirar un total de 79,004.74 m3 de vegetación en una sola vez, considerando principalmente pastizales, cultivos de caña de azúcar y cultivos de piña. En visita de reconocimiento del área, los datos levantados a partir de los recorridos muestran una dominancia de pastizales cultivados. Es importante señalar que el trazo ha procurado evitar pasar por comunidades de árboles y otros ejemplares característicos de la zona, de manera que el proyecto se trazó evitando pasar por estas áreas, y para no generar impactos negativos a la vegetación. Una vez reincorporada la tierra sobre la excavación donde se colocará el Gasoducto y la LDD, la vegetación del estrato herbáceo volverá a crecer.

4.1 Factor ambiental: Vegetación terrestre Componente: Especies de interés comercial Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme EVALUACION DEL IMPACTO Gran parte del área que ocupa el proyecto se encuentra ocupada por zonas utilizadas para el ganado vacuno. La superficie que ocupará el Gasoducto y la LDD se encuentra ocupada por pastizales en su mayoría, aprovechados para el alimento de ganado. Dicha vegetación será retirada y los dueños de estas tierras deberán ser indemnizados adecuadamente como se instrumenta legalmente para los proyectos de PEMEX.

5. Factor ambiental: Fauna terrestre Componente: Distribución

SUELO: Generación de residuos Carácter Duración Magnitud CalificaciónDesmonte y Despalme - Temporal Local 2

VEGETACION TERRESTRE: Distribución. Carácter Duración Magnitud Calificación

Desmonte y Despalme - Temporal Puntual 2

VEGETACION TERRESTRE: Especies de interés comercial Carácter Duración Magnitud Calificación





Capitulo I - 70

Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme EVALUACION DEL IMPACTO Una vez retirada la vegetación durante el desmonte y despalme, la fauna migrará temporalmente a otras zonas donde aún existan las condiciones para su existencia. Dado que la mayor afectación puntual será sobre el derecho de vía del Gasoducto y la LDD, las colindancias podrán ser refugio de la fauna que aún exista en el predio, ya que contienen especies arbustivas. La afectación tendrá un efecto prolongado, mientras se reinstalan las poblaciones, por tal razón el impacto es puntual y poco significativo. 5. 1 Factor ambiental: Fauna terrestre Componente: Especies de interés comercial Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme EVALUACION DEL IMPACTO Gran parte del área que ocupa el proyecto se encuentra ocupada por zonas utilizadas para ganado vacuno. Por lo cual los dueños de dicho ganado habrán de habilitar nuevas zonas para el agostadero de los mismos, que serán desplazados por la etapa de preparación del sitio. 6. Factor ambiental: Paisaje Componente: Vistas escénicas Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme, Cortes y Excavaciones EVALUACION DEL IMPACTO El proyecto introducirá elementos contrastantes temporalmente al paisaje, por las obras de preparación del sitio que representan elementos poco comunes en la región. 7. Factor ambiental: Socioeconómico Componente: Empleo y mano de obra. Acciones del proyecto que impactan positivamente: Desmonte y Despalme, Cortes y Excavaciones EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades de desmonte y despalme, así como las obras de corte y excavaciones son las que demandarán mayor mano de obra. Las obras descritas requerirán del empleo de mano de obra local, por lo que acarreará un efecto benéfico a nivel socioeconómico en las pequeñas localidades cercanas al proyecto.

FAUNA TERRESTRE: Distribución Carácter Duración Magnitud Calificación


FAUNA TERRESTRE: Especies de interés comercial Carácter Duración Magnitud Calificación


PAISAJE: Vistas escénicas Carácter Duración Magnitud Calificación

Desmonte y Despalme - Temporal Puntual 2 Cortes y Excavaciones - Temporal Puntual 2




Capitulo I - 71

7.1 Factor ambiental: Socioeconómico Componente: Medios de transporte y comunicación Acciones del proyecto que impactan negativamente: Desmonte y Despalme EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades de Desmonte y Despalme, son las que demandarán mayor mano de obra, así como el transporte constante de dicho personal a las instalaciones.

2. ETAPA DE CONSTRUCCIÓN Descripción de los impactos ambientales por factor ambiental. 1. Factor ambiental: Aire Componente: Calidad del aire. Acciones del proyecto que impactan negativamente: Tendido de la tubería, Alineado y soldado. EVALUACION DEL IMPACTO Durante las obras constructivas se generarán gases y polvos. Los primeros generados por los vehículos que transporten el material de construcción, así como el equipo. Por el movimiento de los vehículos, se ocasionan emisiones temporales a la atmósfera que se genera debido al producto de la combustión incompleta de los motores que utilizan diesel y gasolina. El mantenimiento preventivo brindado a los vehículos automotores tendrá gran importancia para controlar en gran medida las emisiones a la atmósfera. Su correcta aplicación incidirá en la calidad del aire. 1.1 Factor ambiental: Aire Componente: Nivel de ruido. Acciones del proyecto que impactan negativamente: Alineado y soldado. EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades de alineado y soldado generarán ruido, de manera temporal. La falta de mantenimiento al equipo y maquinaria utilizados provocarán la generación de ruido por la acción de los motores al operar sin silenciadores y el choque de partes metálicas, por lo que se considera que la emisión de estas no afectará de manera significativa, puesto que su utilización como se mencionó será por tiempos cortos.

SOCIOECONOMICO: Empleo y mano de obra Carácter Duración Magnitud Calificación

Desmonte y despalme + Temporal Local 2 Cortes y excavaciones + Temporal Local 2

SOCIOECONOMICO: Medios de transporte y comunicación Carácter Duración Magnitud Calificación

Desmonte y despalme - Temporal Local 1

AIRE: Calidad del aire Carácter Duración Magnitud CalificaciónTendido de la tubería - Temporal Puntual 1 Alineado y soldado - Temporal Puntual 1




Capitulo I - 72

Se estima que en ocasiones debido al movimiento de vehículos se rebasarán los parámetros permitidos en la NOM-080-SEMARNAT-1994, sin embargo se respetarán los horarios de trabajo para no sobrepasar los 65 dB(A) establecidos por dicha Norma. 2. Factor ambiental: Geología y geomorfología Componente: Microrelieve. Acciones del proyecto que impactan negativamente: Tendido de la tubería, Bajado y tapado, Reacondicionamiento del derecho de vía. EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades de tendido de la tubería, bajado y tapado y reacondicionamiento del derecho de vía, producirán el retiro de la capa vegetal produciendo modificaciones físicas en las capas más externas del suelo, el material a retirar previo a las obras de construcción, y durante la misma (capa A terrígena) es rico en materia orgánica (humus) y es necesario para el sustento de vida vegetal, por lo que este recurso deberá ser debidamente manejado. Al término de la vida útil del proyecto, el área afectada deberá ser restaurada a sus condiciones originales de microrelieve en la medida de lo posible. Los impactos generados por esta actividad son de efecto temporal y puntual en el sitio donde se proyectó el trazo del Gasoducto y la LDD.

3. Factor ambiental: Suelo Componente: Generación de residuos Acciones del proyecto que lo impacta negativamente: Tendido de la tubería, Bajado y tapado, Reacondicionamiento del derecho de vía, Prueba hidrostática y/o neumática EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades de tendido de la tubería, bajado y tapado y reacondicionamiento del derecho de vía, producirán el retiro de la capa vegetal y terrígena, generando residuos previos y durante la construcción, por lo que estos residuos deberán ser debidamente manejados. Al término de la vida útil del proyecto, el área afectada deberá ser restaurada a sus condiciones originales de suelo en la medida de lo posible. En la etapa final de la construcción del Gasoducto y la LDD, se realizará una prueba hidrostática la cual requiere de un volumen aproximado de 1,688.12 m3 de agua, por lo que el contratista debe tramitar y contar con la autorización de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) para tomar el líquido del cuerpo de agua que considere; esto previamente a la realización de la prueba, y en consecuencia observar las disposiciones que en su caso determine la CONAGUA para el manejo y disposición final del agua al término del ciclo de prueba, así como las disposiciones de la legislación ambiental. El agua que se utilice debe ser neutra o libre de partículas en suspensión que no pasen la malla de 100 hilos por pulgada (CID-NOR-N-SI-0001).

AIRE: Nivel de ruido

Carácter Duración Magnitud Calificación

Alineado y soldado - Temporal Puntual 1

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA: Microrelieve Carácter Duración Magnitud Calificación

Tendido de la tubería - Temporal Puntual 1 Bajado y tapado - Temporal Puntual 1

Reacondicionamiento del derecho de vía - Temporal Puntual 1




Capitulo I - 73

En caso que se realice la prueba neumática y no realizarse la prueba hidrostática, no se generará ningún tipo de residuo.

4. Factor ambiental: Socioeconómico Componente: Empleo y mano de obra Acciones del proyecto que impactan positivamente: Bajado y tapado. EVALUACION DEL IMPACTO Durante las actividades de bajado y tapado del Gasoducto y la LDD, se requerirá de mano de obra especializada en instalaciones de este tipo y en el seguimiento de la normatividad pertinente para la instalación de este tipo de obras.

3. ETAPA DE OPERACION Y MANTENIMIENTO Descripción de los impactos ambientales por factor ambiental. 1. Factor ambiental: Suelo Componente: Generación de residuos. Acciones del proyecto que lo impactan positivamente: Inspección y vigilancia, Mantenimiento preventivo, Mantenimiento correctivo. EVALUACION DEL IMPACTO Las actividades que involucran la operación del Gasoducto y la LDD son la inspección y vigilancia, el mantenimiento preventivo y el correctivo, que tienen impactos positivos durante la operación. Estos elementos de operación son los que proporcionan la seguridad del Gasoducto y la LDD y llevan al cumplimiento adecuado de las medidas de mitigación en materia de impacto ambiental. La programación de inspecciones, tanto de funcionamiento como de seguridad, ajustes, reparaciones, análisis, limpieza, calibración, que deberán llevarse a cabo en forma periódica con base en un plan establecido y no a una demanda del operario o usuario. El caso de Mantenimiento Preventivo es la actividad donde se disminuyen los riesgos de toda índole. 4. ETAPA DE ABANDONO DEL SITIO Descripción de los impactos ambientales por factor ambiental.

SUELO: Generación de residuos Carácter Duración Magnitud CalificaciónTendido de la tubería - Temporal Puntual 1

Bajado y tapado - Temporal Puntual 1 Reacondicionamiento del derecho de vía - Temporal Puntual 1

Prueba hidrostática y/o neumática - Temporal Local 2

SOCIOECONÓMICO: Empleo y mano de obra

Carácter Duración Magnitud Calificación

Bajado y tapado. + Temporal Local 2

SUELO: Generación de residuos Carácter Duración Magnitud CalificaciónInspección y vigilancia + Prolongado Puntual 3

Mantenimiento preventivo + Permanente Puntual 3 Mantenimiento correctivo + Permanente Puntual 3




Capitulo I - 74

1. Factor ambiental: Aire Componente: Calidad del aire. Acciones del proyecto que lo impactan negativamente: Clausura y limpieza EVALUACION DEL IMPACTO Se realizarán las actividades de desmantelamiento de los equipos por lo que se utilizará maquinaria y vehículos de transporte de materiales y personal, por lo que se verá afectada la calidad del aire por la emisión de humos, producto de la combustión de gasolina/diesel. 2. Factor ambiental: Suelo Componente: Generación de residuos Acciones del proyecto que lo impactan negativamente: Clausura y limpieza Se generarán residuos propios del mantenimiento del equipo y maquinaria como estopas y aceites quemados, mismos que serán dispuestos temporalmente en recipientes metálicos, para su posterior traslado a un sitio de disposición final. 3. Factor ambiental: Vegetación terrestre Componente: Distribución Acciones del proyecto que lo impactan positivamente: Clausura y limpieza Al finalizar la vida útil del proyecto, las actividades de supervisión y mantenimiento se suspenderán lo cual ocasionará que la vegetación se empiece a recuperar sobre el trazo del derecho de vía.

4. Factor ambiental: Fauna terrestre Componente: Distribución Acciones del proyecto que lo impactan positivamente: Clausura y limpieza Al finalizar la vida útil del proyecto, las actividades de supervisión y mantenimiento se suspenderán lo cual ocasionara que la fauna del sitio comience a migrar de nuevo al sitio cerca el trazo del derecho de vía.

Aire: Calidad del aire Carácter Duración Magnitud Calificación Clausura y limpieza - Temporal Puntual 2

SUELO: Generación de residuos Carácter Duración Magnitud CalificaciónClausura y limpieza - Temporal Puntual 2

VEGETACIÓN TERRESTRE: Distribución Carácter Duración Magnitud CalificaciónClausura y limpieza + Prolongado Puntual 2

FAUNA TERRESTRE: Distribución Carácter Duración Magnitud CalificaciónClausura y limpieza + Prolongado Puntual 2




Capitulo I - 75

IV. MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES IV.1. Descripción de la Medida o Programa de Medidas de Mitigación o Correctivas por

Componente Ambiental Como medidas de mitigación quedan comprendidas aquellas acciones que tiendan a prevenir, disminuir o compensar los impactos adversos que provoquen las diferentes actividades del proyecto. La aplicación de las medidas de mitigación en cada una de las etapas de ejecución, permiten al proyecto ser compatible con el medio ambiente. En el capitulo V se identificaron los posibles impactos que se pueden generar en las diferentes etapas del proyecto de construcción del Gasoducto y la LDD, de los cuales, la mayor parte de las medidas se deben implementar principalmente durante las etapas de preparación del sitio y construcción, por lo que el residente de obra deberá llevar un registro del cumplimiento de las mismas dentro de la bitácora de la obra. VI.1.1 ETAPA: PREPARACION DEL SITIO FACTOR AMBIENTAL: AIRE Modificación al componente: Calidad del aire

Actividad: Desmonte y Despalme de la superficie requerida para el proyecto, Cortes y excavaciones

Medida de prevención:

Control de polvos, Mantenimiento del equipo de trabajo, Supervisión.

Especificaciones: 1. Se deberá prohibir la quema a cielo abierto del producto del desmonte y despalme. 2. Rociado de agua cruda para compactar los polvos producto de las actividades de desmonte, despalme, cortes y excavaciones. El riego de impregnación en las zonas despalmadas se hará mediante pipas y en las partes que no afecten los frentes de trabajo. 3. Se recomienda depositar el material de desmonte y despalme en un solo sitio y retirarlo a la brevedad. 4. Realizar los cortes y excavaciones con el suelo húmedo y no en seco. 5. Antes de iniciar las obras de construcción del Gasoducto y la LDD, se deberá verificar que la empresa encargada de mantenimiento a sus vehículos que mantengan los motores afinados y en condiciones óptimas de operación. Aquellos vehículos que no cumplan estos requisitos no podrán utilizarse en las obras. 6. No se deberán rebasar los límites máximos permisibles establecidos en: NOM-041-SEMARNAT-2006, NOM-044-SEMARNAT-2006, NOM-045-SEMARNAT-2006, NOM-050-SEMARNAT-1993, NOM-076-SEMARNAT-1995, que establecen los límites máximos permisibles de emisiones por contaminantes provenientes de vehículos.

FACTOR AMBIENTAL: AIRE Modificación al componente: Nivel de ruido Actividad: Cortes y excavaciones Medida de prevención:

Mantenimiento del equipo de trabajo, Supervisión.

Especificaciones: 1. Mantenimiento a las unidades móviles para el cumplimiento de la NOM-080-SEMARNAT-1994, que regula la operación de fuentes móviles, cuyos niveles por lo regular deben alcanzar 65 dB. 2. Antes de iniciar las obras, los propietarios de las unidades, deberán mantener los motores de los vehículos afinados y en condiciones óptimas de operación. Aquellos vehículos que no cumplan estos requisitos no podrán circular en el área de estudio ni utilizarse para las obras de construcción del Gasoducto y la LDD. 3. Los conductores de los camiones tendrán la obligación de cerrar los escapes de las unidades, cuando se encuentren circulando cerca de las poblaciones aledañas al sitio del proyecto.




Capitulo I - 76

FACTOR AMBIENTAL: GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Modificación al componente: Microrelieve Actividad: Desmonte y Despalme, Cortes y excavaciones. Medida de mitigación:

Se deberán supervisar las excavaciones.

Especificaciones: 1. Se debe mantener la tierra por lo menos a 0.6 m de la orilla de la excavación. Si el espacio no lo permite, se deben usar medidas de retención adecuadas, para prevenir que la tierra caiga a la excavación de nuevo. Lo mismo aplica para los demás materiales, se mantendrán por lo menos a 0.6 m de la orilla o se deben usar medidas de retención. 2. El mantenimiento de la obra incluye la observación y cuidado de las excavaciones para evitar efectos erosivos por el paso de personal o escurrimientos. 3. Se debe inspeccionar el trazo de la obra diariamente y después de cada lluvia. 4. La vegetación retirada de las etapas de desmonte y despalme deberán triturarse y esparcirse en áreas adyacentes para su rápida integración al suelo, dentro del área especificada como derecho de vía.

FACTOR AMBIENTAL: SUELO Modificación al componente: ErosiónActividad: Desmonte y Despalme, Cortes y excavaciones. Medida de Mitigación:


Especificaciones: 1. Se debe mantener la tierra por lo menos a 0.6 m de la orilla de la excavación. Si el espacio no lo permite, se deben usar medidas de retención adecuadas, para prevenir que la tierra caiga a la excavación de nuevo. Lo mismo aplica para los demás materiales, se mantendrán por lo menos a 0.6 m de la orilla o se deben usar medidas de retención.

2. El mantenimiento de la obra incluye la observación y cuidado de las excavaciones para evitar efectos erosivos por el paso de personal o escurrimientos.

3. Se debe inspeccionar el trazo de la obra diariamente y después de cada lluvia. 4. La vegetación retirada de las etapas de desmonte y despalme deberá triturarse y

esparcirse en áreas adyacentes para su rápida integración al suelo, dentro del área especificada como derecho de vía.

FACTOR AMBIENTAL: SUELO Modificación al componente: Generación de residuos Actividad: Desmonte y despalme Medida de mitigación:

Adecuada gestión de los residuos. Supervisión y mantenimiento preventivo.

Especificaciones: 1. Los residuos vegetales generados durante el despalme, se deberán triturar y dispersar para facilitar su integración al suelo.

2. No se deben dejar materiales o residuos dentro o cerca de los cauces existentes. 3. Se deberán instalar letrinas portátiles para los trabajadores que ejecuten las

actividades de obra, las cuales deberán estar acreditadas en el servicio.




Capitulo I - 77

FACTOR AMBIENTAL: VEGETACIÓN TERRESTRE Modificación al componente: Distribución Actividad: Desmonte y Despalme Medida de Mitigación:

Prohibición de colecta de especies vegetales, Supervisión.

Especificaciones: 1. Se deberá capacitar y sensibilizar ambientalmente a los trabajadores como medida preventiva de protección a la vegetación.

2. Se indicará de manera estricta a la empresa constructora la prohibición de colecta furtiva de especies silvestres.

3. Queda prohibida la introducción de vegetación exótica o diferente de la de distribución local en el sitio del proyecto.

FACTOR AMBIENTAL: FAUNA TERRESTRE Modificación al componente: Distribución Actividad: Desmonte y despalme Medida de Mitigación:

Prohibición de captura de especies animales, Supervisión

Especificaciones: 1. Se deberán ahuyentar hacia los sitios más cercanos que contenga vegetación similar a los hábitat originales de las especies animales que se encuentren cerca del derecho de vía.

2. Se deberá capacitar y sensibilizar ambientalmente a los trabajadores como medida preventiva de protección a la fauna.

3. Se indicará de manera estricta a la empresa constructora la prohibición de caza y captura furtiva de especies silvestres.

4. Queda prohibida la introducción de fauna exótica o diferente de la de distribución local en el sitio del proyecto.

FACTOR AMBIENTAL: PAISAJE Modificación al componente: Vistas escénicas Actividad: Desmonte y despalme, Cortes y excavaciones Medida de Mitigación:

Supervisión del programa de obra, Mantenimiento preventivo y correctivo.

Especificaciones: 1. Se deberá evitar al máximo la afectación a terceros con material producto de excavación y/o residuos de construcción. Los efectos de las obras tales como ruidos y polvos deberán tenerse bajo control y corregir aquellas que en un momento causen molestias a las colindancias y vecindades.

2. La obra se deberá limitar únicamente a la superficie marcada en este documento FACTOR AMBIENTAL: SOCIOECONÓMICO Modificación al componente: Medios de transporte y comunicación Actividad: Apertura de caminos Medida de Mitigación:

Supervisión del programa de obra, Instalación de señalización pertinente.

Especificaciones: señalización deberá informar sobre el periodo de afectación a las terracerías, y las precauciones a tomar en caso de ser factible el tránsito por las mismas, y proporcionar rutas alternas de acceso.




Capitulo I - 78

VI.1.2 ETAPA: CONSTRUCCIÓN FACTOR AMBIENTAL: AIRE Modificación al componente: Calidad del aire Actividad: Tendido de la tubería, Alineado y soldado Medida de prevención:

Control de polvos, Mantenimiento del equipo de trabajo, Supervisión.

Especificaciones: 1. Se deberá prohibir la quema a cielo abierto del producto del desmonte y despalme. 2. Se recomienda depositar los residuos del tendido de la tubería, del alineado y

soldado en un solo sitio y retirarlo a la brevedad. 3. Antes de iniciar las obras de construcción del Gasoducto y la LDD, se deberá

verificar que la empresa encargada de mantenimiento a sus vehículos, que mantenga los motores afinados y en condiciones óptimas de operación. Aquellos vehículos que no cumplan estos requisitos no podrán utilizarse en las obras.

4. No se deberán rebasar los límites máximos permisibles establecidos en: NOM-041-SEMARNAT-2006, NOM-044-SEMARNAT-2006, NOM-045-SEMARNAT-2006, NOM-050-SEMARNAT-1993, NOM-076-SEMARNAT-1995 que establecen los límites máximos permisibles de emisiones por contaminantes provenientes de vehículos.

FACTOR AMBIENTAL: AIRE Modificación al Componente: Nivel de Ruido Actividad: Alineado y soldado Medida de prevención:

Supervisión del programa de obra. Mantenimiento preventivo y correctivo.

Especificaciones: 1. Restricción del horario de operaciones de las obras de construcción. La utilización de maquinaria con altas emisiones de ruido (vibrocompactadores, bombas, compresores, cortadoras, vibradores) se restringirá al horario de 8:00 – 20:00 h.

FACTOR AMBIENTAL: GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Modificación al componente: MicrorelieveActividad: Tendido de la tubería, Bajado y tapado, Reacondicionamiento del derecho de vía Medida de Mitigación:


Especificaciones: 1. Se debe mantener la tierra por lo menos a 0.6 m de la orilla de la excavación. Si el espacio no lo permite, se deben usar medidas de retención adecuadas, para prevenir que la tierra caiga a la excavación de nuevo. Lo mismo aplica para los demás materiales, se mantendrán por lo menos a 0.6 m de la orilla o se deben usar medidas de retención.

2. El mantenimiento de la obra incluye la observación y cuidado de las excavaciones para evitar efectos erosivos por el paso de personal o escurrimientos.

3. Se deben inspeccionar el trazo de la obra diariamente y después de cada lluvia. 4. La vegetación retirada de las etapas de desmonte y despalme deberá triturarse y

esparcirse en áreas adyacentes para su rápida integración al suelo, dentro del área especificada como derecho de vía.

FACTOR AMBIENTAL: SUELO Modificación al componente: Generación de residuos Actividad: Tendido y bajado de la tubería, Bajado y tapado, Reacondicionamiento del derecho

de vía, Prueba hidrostática. Medida de Mitigación:

Adecuada gestión de los residuos generados durante las actividades de tendido de la tubería, bajado y tapado, reacondicionamiento del derecho de vía. Disposición final adecuada de dichos residuos se llevará a cabo mediante la empresa contratista encargada de llevar a cabo estos rubros.




Capitulo I - 79

Adecuada gestión de las aguas residuales. Disposición final adecuada de las aguas producto de la prueba hidrostática.

Especificaciones: 1. Tramitar y contar con la autorización de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) para tomar el líquido del cuerpo de agua que considere; esto previamente a la realización de la prueba, y en consecuencia observar las disposiciones que en su caso determine la CONAGUA para el manejo y disposición final del agua al término del ciclo de prueba.

VI.1.3 ETAPA: OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO FACTOR AMBIENTAL: SUELO Modificación al componente: Generación de residuos Actividad: Inspección y vigilancia, Mantenimiento preventivo, Mantenimiento correctivo Medida de prevención:

Adecuada gestión de los residuos. Supervisión y mantenimiento preventivo.

Especificaciones: 1. Se deben instalar contenedores metálicos suficientes para el depósito de residuos, los cuales deben contar con tapa y estar en perfectas condiciones. Se retiran una vez llenos para dar su disposición final de acuerdo lo marque la autoridad competente. 2. Para los residuos industriales y peligrosos se deberán recolectar y almacenar temporalmente y por separado en contenedores metálicos, para luego ser dispuestos por una empresa especializada en el ramo. 3. Los residuos sólidos urbanos, de manejo especial y peligroso deberán almacenarse por separado en contenedores con tapa, para ser dispuestos por la empresa encargada del proyecto; así como establecer procedimientos para el almacenamiento adecuado de materiales y residuos que presenten riesgo de contaminación al suelo. 4. El almacenamiento de los residuos peligrosos deberá realizarse en recipientes identificados considerando las características de peligrosidad de los residuos, así como su incompatibilidad, previniendo fugas, derrames, emisiones, explosiones e incendios. 5. Se deberán instalar letrinas portátiles para los trabajadores que ejecuten las actividades de obra, las cuales deberán estar acreditadas en el servicio. 6. La introducción del mantenimiento preventivo y correctivo dentro de las actividades de operación diaria son elementos que impactan directa y positivamente en la seguridad y medio ambiente. 7. Se deben colocar los señalamientos preventivos y restrictivos de acuerdo a la Normas CID-NOR-N-SI-0001, Ref. ASME B31.4, Capítulo VII, párrafo 451.3; D.O.T. subparte "F", párrafo 195.410 y NORMA PEMEX No. 2.421.01, Capítulo 6, párrafo 6.3.1 8. Se deben tener establecidos programas de mantenimiento preventivo y correctivo en tiempos establecidos en los procedimientos elaborados para tal fin por PEMEX Exploración y Producción (PEP). 9. Para el mantenimiento correctivo se deben de contar con una base de datos que registre cada efecto o fuga, en donde se indiquen: localización, causa, tipo de reparación, etc. Este tipo de información servirá como base para tomar las medidas correctivas necesarias. 10. Se deberá verificar y calibrar los dispositivos de medición.




Capitulo I - 80

VI.1.4 ETAPA: ABANDONO DEL SITIO FACTOR AMBIENTAL: AIRE, SUELO, VEGETACIÓN TERRESTRE Y FAUNA TERRESTRE Modificación al componente: Calidad del aire, Generación de residuos, Distribución de la Vegetación, Distribución de la Fauna Actividad: Clausura y limpieza Medida de prevención:

Se deberá contar con procedimientos donde se detalle y se indique los requisitos máximos de seguridad para poner fuera de servicio el Gasoducto y la LDD.

FACTOR AMBIENTAL: AIRE, SUELO, VEGETACIÓN TERRESTRE Y FAUNA TERRESTRE Modificación al componente: Calidad del aire, Generación de residuos, Distribución de la Vegetación, Distribución de la Fauna Actividad: Clausura y limpieza Especificaciones: 1. Se deberá verificar y calibrar los dispositivos de medición.

2. Los vehículos deberán cumplir con la norma correspondiente NOM-041-SEMARNAT-2006, que establece los límites máximos permisibles de emisiones por contaminantes provenientes de vehículos.

3. Se deberá cumplir con los parámetros establecidos de acuerdo a la Norma NOM-080-SEMARNAT-1994, que especifica los límites máximos permisibles de emisiones de ruido de fuentes en movimiento.

4. La zona debe de quedar libre de cualquier tipo de residuos generados al término de la instalación del proyecto, distintos a la composición del suelo y vegetación derribada.

5. Los residuos producto de la limpieza y saneamiento del área se almacenaran en contenedores metálicos para su traslado y confinamiento adecuado.

IV.2. Impactos residuales Se entiende por impacto residual al efecto que permanece en el ambiente después de aplicar las medidas de mitigación. A partir de la interpretación de los resultados de la matriz de evaluación (Matriz de Leopold), los impactos resultantes de la aplicación de las medidas de mitigación se muestran en la tabla anterior. Retomando los valores asignados a estos impactos y considerando su carácter, duración y magnitud, se concluye la tabla VI.2.1:

Tabla VI.2.1 Impactos residuales (se omiten aquellos considerados como “benéficos”)

Etapa Factor Modificación al componente:

Plazo máximo de desaparición

completa del impacto (meses/años)


AIRE Calidad del aire Menor a 2 meses AIRE Ruido Menor a 2 meses

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Microrelieve Menor a 2 meses

SUELO Erosión Menor a 2 meses SUELO Generación de residuos Menor a 1 mes

VEGETACIÓN TERRESTRE Distribución Menor a 2 meses

FAUNA Distribución Menor a 1 mes




Capitulo I - 81

Etapa Factor Modificación al componente:

Plazo máximo de desaparición

completa del impacto (meses/años)

TERRESTRE PAISAJE Vistas escénicas

Construcción

AIRE Calidad del aire Menor a 2 meses AIRE Ruido Menor a 2 meses

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Microrelieve Menor a 2 meses

SUELO Generación de residuos Menor a 1 mes Operación y

mantenimiento SUELO Generación de residuos Menor a 1 mes

Abandono

AIRE Calidad del aire Menor a 1 mes SUELO Generación de residuos Menor a 1 mes

VEGETACIÓN TERRESTRE Distribución Menor a 2 meses

FAUNA TERRESTRE Distribución Menor a 2 meses

Fuente: Matriz de evaluación De la tabla anterior se tiene la descripción de los impactos residuales que fueron identificados y que tienen un tiempo de estancia o permanencia breve en el sistema ambiental y a corto y mediano plazo, la mayoría de los impactos desaparecen o se reducen, permitiendo una integración del sistema. Se consideran que los impactos residuales tendrán medidas de mitigación aplicables en el corto plazo, por ejemplo, el desplazamiento de fauna así como la modificación al paisaje, dado que las obras serán permanentes situadas en un área con uso de suelo de cultivos de caña de azúcar y terrenos de pastizales. PEMEX, como promovente y responsable del proyecto, pone a consideración de las autoridades en materia de impacto ambiental llevar a cabo medidas de compensación pertinentes, así como la resolución de este estudio, en los sitios que le sean asignados, posteriores a la evaluación del proyecto. V. PRONÓSTICOS AMBIENTALES Y, EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS V.1. Pronóstico de Escenario Como resultado del análisis desarrollado en el capítulo V, se determinó que el proyecto causará impactos ambientales adversos poco significativos ya que no modificarán el ambiente de manera que resulte afectada la estructura ecológica. En visita de reconocimiento del área, los datos levantados a partir de los recorridos muestran una dominancia de pastizales cultivados y zonas inundables. La superficie del proyecto por afectar será de 65,837.28 m2. No se localizaron sitios relevantes para la reproducción, alimentación y refugio de especies de fauna silvestre, ya que el área ha sido modificada por actividades antropogénicas, principalmente pastizales cultivados de doble propósito. La instalación del Gasoducto y la LDD no modificará de alguna manera el hábitat natural de las especies que se encuentran originalmente.




Capitulo I - 82

No hay afectaciones considerables en las colindancias de las áreas del proyecto. Al concluir las obras se espera que la vegetación se vaya regenerando gradualmente. En las áreas del proyecto solo habrá afectaciones durante las etapas de preparación del sitio y construcción, ya que en la fase operativa del Gasoducto y la LDD se ubicará debajo de la superficie, por lo que será necesario instalar los respectivos señalamientos (restrictivos y preventivos). V.2. Programa de Vigilancia Ambiental Como resultado del análisis desarrollado en el capítulo V, se determina que no será necesario presentar un programa de monitoreo especifico de factores químicos, biológicos, sociales y económicos que indiquen cambios al ambiente. Las actividades de mantenimiento correctivo y preventivo y la atención a las medidas de mitigación serán cruciales para el desarrollo del proyecto. La realización de los trabajos se procurará de acuerdo con los tiempos estipulados, además de estar sujetos a supervisión, designando a un responsable con capacidad técnica para detectar algún problema ambiental, en caso de ser así, se procederá a definir estrategias y modificar aquellas actividades que pudieran perjudicar al ambiente. PEMEX deberá supervisar periódicamente las actividades a fin de que se cumplan las medidas de mitigación que funcionan como mecanismos de autorregulación ambiental. Los reportes de dichas supervisiones servirán para el cumplimiento de las medidas de mitigación. Durante las etapas de preparación del sitio, construcción, operación y mantenimiento y abandono del sitio se deberán seguir las medidas de mitigación, prevención y restauración contenidas en el presente estudio y disposiciones relacionadas y contenidas en la LGEEPA, LGPGIR y normas oficiales mexicanas y disposiciones federales, estatales y municipales. V.3. Conclusiones La ejecución del proyecto ocasionará impactos adversos manifestados de manera local solo en el área destinada a llevar a cabo el proyecto, que contempla una superficie de 65,837.28 m2. El uso de suelo característico de la zona corresponde a pastizales cultivados en primer lugar y a zonas inundables en segundo lugar. El derecho de vía a analizar de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2009 que especifica Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, para el derecho de vía de la LDD que se va a construir será de 16 metros de ancho en el 100% del trazo. Lo anterior se describe en el plano ubicado en el Anexo 2, apartado 2.17 donde se especifica el derecho de vía que involucrará el proyecto a lo largo del trazo. El Gasoducto y la LDD no atravesarán áreas naturales protegidas ni regiones terrestres prioritarias. De acuerdo a la Carta de Uso de Suelo E15-1-4 Coatzacoalcos (Dirección General de Geografía, INEGI, ed.) Carta Topográfica E15A81 Loma Bonita y visita de campo, el trazo del Gasoducto y la LDD atraviesa principalmente pastizales cultivados. Esto se describe en la tabla VII.3.1.

Tabla VII.3.1 Vegetación y Uso de Suelo en la Superficie a Afectar (Pozo Cauchy 81 – Macropera Cauchy 2)


Superficie requerida en

m² Tipo de

vegetación

Porcentaje del total de la superficie requerida

0 + 000.00 al 0 + 700.00 700.00 16 11,200.00 Cultivos de Piña 17.01%

0 + 700.00 al 3 + 800.00 3,100.00 16 49,600.00 Pastizal cultivado 75.34%




Capitulo I - 83


Superficie requerida en

m² Tipo de

vegetación

Porcentaje del total de la superficie requerida

3 + 800.00 al 4 + 114.83 314.83 16 5,037.28 Cultivos de Caña de Azúcar 07.65%

TOTAL 4,114.83 65,837.28 100 %


Los impactos más importantes se manifestarán durante la etapa de preparación del sitio y construcción incidiendo en el aire, suelo, la vegetación y el paisaje. Las emisiones a la atmósfera ocasionadas por el funcionamiento de maquinaria y equipo basado en combustión interna son en volúmenes bajos e intermitentes. El nivel de ruido se incrementará en la zona debido al uso de la maquinaria, por lo que se verá afectada temporalmente los pequeños asentamientos en los alrededores de la obra. Dentro de los impactos benéficos identificados se destaca la generación de empleos temporales y las indemnizaciones a los dueños de los predios donde se ubicará la obra. Durante el desarrollo del proyecto se considerarán las disposiciones en materia de construcción de obra y protección al ambiente, mediante la aplicación de las diversas disposiciones establecidas en el presente estudio y por las autoridades federales, estatales y/o municipales junto con los lineamientos internos de PEMEX. Considerando que el proyecto contribuye en forma importante al desarrollo de la economía local, estatal y nacional al contribuir a satisfacer la demanda de energéticos y no ocasionar cambios significativos en la dinámica natural de las comunidades de flora y fauna, se puede calificar bajo las condiciones y bases establecidas en el presente estudio como AMBIENTALMENTE FACTIBLE. VI. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES VI.1. Formatos de Presentación VI.1.1. Planos definitivos. Se presentan planos correspondientes al trazo del proyecto: levantamiento topográfico del “Gasoducto de 10”Ø y línea de descarga 4”Ø x 4 + 114.83 km de longitud del Pozo Cauchy 81 a la Macropera Cauchy 2, Activo Integral Veracruz.” Se presenta cartografía temática para la zona del proyecto y alrededores:

• Localización del proyecto • Colindancias • Topografía • Climatología • Geología • Edafología • Hidrología superficial • Hidrología subterránea • Uso de suelo INEGI • Ubicación del proyecto con relación a las Áreas Naturales Protegidas de jurisdicción federal. • Ubicación del proyecto en relación a los sitios RAMSAR




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• Ubicación del proyecto con respecto a las Áreas de Importancia para la conservación de las Aves.

• Ubicación del proyecto con respecto a las Regiones Terrestres Prioritarias. • Ubicación del proyecto con respecto a las Regiones Hidrológicas Prioritarias. • Ubicación del proyecto con relación a las Regiones Marinas Prioritarias.

VI.1.2. Fotografías. Se incluye una memoria fotográfica con imágenes representativas del trazo del proyecto, con puntos de origen y destino. VI.1.3. Videos. No se presenta VI.1.4. Listas de Flora y Fauna. No se presenta. VI.2. Otros Anexos Se presenta copia simple de los siguientes documentos legales:

• Ley orgánica de PEMEX, • Ley Reglamentaria del Artículo 27 constitucional en el ramo del petróleo • CURP del representante legal de PEMEX Exploración y Producción • IFE (credencial de elector) del representante legal de PEMEX Exploración y Producción • Poder general del representante legal de PEMEX Exploración y Producción • Nombramiento del representante legal de PEMEX Exploración y Producción • Acta constitutiva de la empresa responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental • R.F.C. de la empresa responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental • R.F.C., CURP y Cédula Profesional del profesionista responsable de la elaboración del estudio

de impacto ambiental. Se presenta copia simple de los siguientes documentos técnicos:

• Hoja de seguridad del Gas Natural. • Plan de Respuesta a Emergencias (Programa de Prevención de Accidentes) del Activo Integral

Veracruz En el Anexo 5 se presenta la Matriz modificada de Leopold, elaborada exclusivamente para el proyecto de “Construcción Gasoducto de 10”Ø y línea de descarga 4”Ø x 4 + 114.83 km de longitud del Pozo Cauchy 81 a la Macropera Cauchy 2, Activo Integral Veracruz.” VI.3. Glosario de términos Acuífero: Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas. Cualquier formación geológica por la que circulan o se almacenan aguas subterráneas que puedan ser extraídas para su explotación, uso o aprovechamiento. Agua freática: Es el agua natural que se encuentra en el subsuelo, a una profundidad que depende de las condiciones geológicas, topográficas y climatológicas de cada región. La superficie del agua se designa como nivel del agua freática. Barril (Barrel - bbl): Una medida estándar para el aceite y para los productos del aceite. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.




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Barril de aceite equivalente (Barrel oil equivalent - boe): Un término frecuentemente usado para comparar al gas con el aceite y proporcionar una medida común para diferentes calidades de gases. Es el número de barriles de aceite crudo estabilizado, que contienen aproximadamente la misma cantidad de energía que el gas: por ejemplo, 5.8 trillones de pies3 ( de gas seco ) equivalen aproximadamente a un billón de boe. Barriles por día (Barrels per day - bpd or b/d): En términos de producción, el número de barriles de aceite que produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado para mantenimiento). Biodegradable (Biodegradable): Material que puede ser descompuesto o sujeto a putrefacción por bacterias u otros agentes naturales. Biodiversidad: Comprende la diversidad dentro de cada especie, entre las especies, los ecosistemas y los complejos ecológicos que forman parte de la biosfera. Cambio de uso de suelo: Modificación de la vocación natural o predominante de los terrenos, llevada a cabo por el hombre a través de la remoción total o parcial de la vegetación. Campo de gas (Gasfield): Un campo o grupo de yacimientos de hidrocarburos que contienen gas natural y cantidades insignificantes de aceite. Condensados: Líquido producido por la condensación del gas natural. Está compuesto por proporciones variables de butano, propano, pentano y fracciones más pesadas, con poco o nada de metano y etano. Contenedor: Depósito para el almacenamiento temporal y transporte de agua congénita. Contenedor cisterna: Es aquella cisterna de al menos 450 litros de capacidad cuyo depósito esté provisto de todos los elementos estructurales y aditamentos que sean necesarios para el transporte de líquidos peligrosos. El contenedor cisterna debe poder ser transportado por tierra y por mar, y ser cargado y descargado sin necesidad de desmontar sus elementos estructurales exteriores del tanque y poder ser elevado cuando esté lleno. Componentes ambientales críticos: Serán definidos de acuerdo con los siguientes criterios: fragilidad, vulnerabilidad, importancia en la estructura y función del sistema, presencia de especies de flora, fauna y otros recursos naturales considerados en alguna categoría de protección, así como aquellos elementos de importancia desde el punto de vista cultural, religioso y social. Componentes ambientales relevantes: Se determinarán sobre la base de la importancia que tienen en el equilibrio y mantenimiento del sistema, así como por las interacciones proyecto-ambiente previstas. Contingencia ambiental: Situación de riesgo, derivada de actividades humanas o fenómenos naturales, que puede poner en peligro la integridad de uno o varios ecosistemas. Daño a los ecosistemas: Es el resultado de uno o más impactos ambientales sobre uno o varios elementos ambientales o procesos del ecosistema que desencadenan un desequilibrio ecológico. Daño ambiental: Es el que ocurre sobre algún elemento ambiental a consecuencia de un impacto ambiental adverso. Daño grave al ecosistema: Es aquel que propicia la pérdida de uno o varios elementos ambientales, que afecta la estructura o función, o que modifica las tendencias evolutivas o sucesionales del ecosistema.




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Degradación: Cambio o modificación de las propiedades físicas y químicas de un elemento, por efecto de un fenómeno o de un agente extraño. Proceso de descomposición de la materia, por medios físicos, químicos o biológicos. Derecho de vía: Bien del dominio público de la Federación constituido por la franja de terreno de anchura variable, que se requiere para la construcción, conservación, ampliación, protección, mantenimiento y en general para el uso adecuado de una vía de comunicación o de una instalación para el transporte de fluidos y de sus servicios auxiliares. Se incluyen en la presente definición los derechos de vía de caminos, carreteras, ferrovías, líneas de transmisión telefónicas y eléctricas, así como las de las tuberías de ductos para el transporte de agua, hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos. Desequilibrio ecológico: La alteración de las relaciones de interdependencia entre los elementos naturales que conforman el ambiente, que afecta negativamente la existencia, transformación y desarrollo del hombre y demás seres vivos. Desequilibrio ecológico grave: Alteración significativa de las condiciones ambientales en las que se prevén impactos acumulativos, sinérgicos y residuales que ocasionarían la destrucción, el aislamiento o la fragmentación de los ecosistemas. Diablo: Artefacto empleado para limpiar un ducto o para separar dos líquidos transportados a lo largo del ducto. Se le inserta en el ducto y es arrastrado por el flujo de aceite o gas. Un «diablo inteligente» está adaptado con sensores que pueden detectar corrosión o defectos en el ducto. Distribución: Después que el gas ha sido procesado, es transportado a través de gasoductos hasta centros de distribución local, para ser medido y entregado a los clientes. Ducto: Tubería para el transporte de agua, hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos entre dos puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera. Duración: El tiempo de duración del impacto; por ejemplo, permanente o temporal. Emergencia ecológica: Situación derivada de actividades humanas o fenómenos naturales que al afectar severamente a sus elementos, pone en peligro a uno o varios ecosistemas. Emisión: La descarga directa o indirecta a la atmósfera de energía, o de sustancias o materiales en cualesquiera de sus estados físicos. Especie y subespecie amenazada: La especie que podría llegar a encontrarse en peligro de extinción si siguen operando factores que ocasionen el deterioro o modificación del hábitat o que disminuyan sus poblaciones. En el entendido de que especie amenazada es equivalente a especie vulnerable. Especie y subespecie en peligro de extinción: Es una especie o subespecie cuyas áreas de distribución o tamaño poblacional han sido disminuidas drásticamente, poniendo en riesgo su viabilidad biológica en todo su rango de distribución por múltiples factores, tales como la destrucción o modificación drástica de su hábitat, restricción severa de su distribución, sobreexplotación, enfermedades, y depredación, entre otros. Especie y subespecie endémica: Es aquella especie o subespecie, cuya área de distribución natural se encuentra circunscrita únicamente a la República Mexicana y aguas de jurisdicción federal. Especie y subespecie rara: Aquélla especie cuya población es biológicamente viable, pero muy escasa de manera natural, pudiendo estar restringida a un área de distribución reducida, o hábitats muy específicos.




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Especie y subespecie sujeta a protección especial: Aquélla sujeta a limitaciones o vedas en su aprovechamiento por tener poblaciones reducidas o una distribución geográfica restringida, o para propiciar su recuperación y conservación o la recuperación y conservación de especies asociadas. Especie: La unidad básica de clasificación taxonómica, formada por un conjunto de individuos que presentan características morfológicas, etológicas y fisiológicas similares, que son capaces de reproducirse entre sí y generar descendencia fértil, compartiendo requerimientos de hábitat semejantes. Especies con estatus: Las especies y subespecies de flora silvestre, catalogadas como en peligro de extinción, amenazadas, raras y sujetas a protección especial en la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001. Especies de difícil regeneración: Las especies vulnerables a la extinción biológica por la especificidad de sus requerimientos de hábitat y de las condiciones para su reproducción Estación de compresión: Utilizada durante el transporte de gas. El gas pierde presión al recorrer grandes distancias; para asegurar un flujo uniforme debe ser recomprimido en estaciones localizadas cada 60 a 80 Km. a lo largo de la ruta. Etano: Un hidrocarburo que consiste de dos átomos de carbono y seis átomos de hidrógeno. Normalmente este gas está presente en la mayor parte de los casos referentes al gas natural. Formación receptora: Estrato o depósito compuesto en su totalidad por roca porosa y permeable del subsuelo localizado por debajo de un acuífero. Fractura: Fisura o grieta de la formación, natural o inducida. Fuentes fijas: Todo tipo de industria, máquinas con motores de combustión, terminales y bases de autobuses y ferrocarriles, aeropuertos, clubes cinegéticos y polígonos de tiro; ferias, tianguis, circos y otras semejantes. Fuentes móviles: Aviones, helicópteros, ferrocarriles, tranvías, tractocamiones, autobuses integrales, camiones, automóviles, motocicletas, embarcaciones, equipo y maquinaria con motores de combustión y similares. Gas amargo: Gas natural que contiene cantidades significativas de ácido sulfhídrico. El gas amargo se trata usualmente con trietanolamina para remover los elementos indeseables. Gas asociado: Gas natural encontrado en asociación con aceite en un yacimiento, ya sea disuelto en el aceite o como una capa arriba del aceite. Gas Combustible: Se refiere a combustibles gaseosos, capaces de ser distribuidos mediante tubería, tales como gas natural, gas líquido de petróleo, gas de hulla y gas de refinería. Gas dulce: Gas natural que contiene cantidades muy pequeñas de ácido sulfhídrico y bióxido de carbono. El gas dulce reduce las emisiones de bióxido de azufre a la atmósfera. Gas Natural: a)- Una mezcla de hidrocarburos, generalmente gaseosos presentes en forma natural en estructuras subterráneas. El gas natural consiste principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano y butano. Habrá siempre alguna cantidad de condensado y/o aceite asociado con el gas. b).- El término también es usado para designar el gas tratado que se abastece a la industria y a los usuarios comerciales y domésticos y tiene una calidad especificada.




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Hidrocarburo: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (por ejemplo: carbón, aceite crudo y gas natural). Hidrocarburos aromáticos: Hidrocarburos con estructura cíclica que generalmente presentan un olor característico y poseen buenas propiedades como solventes. Humedales costeros: Las zonas de transición entre aguas continentales y marinas cuyos límites los constituyen el tipo de vegetación halófita-hidrófita con presencia permanente o estacional, en áreas de inundación temporal o permanente sujetas o no a la influencia de mareas, tales como bahías, playas, estuarios, lagunas costeras, pantanos, marismas y embalses en general. Impacto ambiental acumulativo: El efecto en el ambiente que resulta del incremento de los impactos de acciones particulares ocasionado por la interacción con otros que se efectuaron en el pasado o que están ocurriendo en el presente. Impacto ambiental residual: El impacto que persiste después de la aplicación de medidas de mitigación. Impacto ambiental significativo o relevante: Aquel que resulta de la acción del hombre o de la naturaleza, que provoca alteraciones en los ecosistemas y sus recursos naturales o en la salud, obstaculizando la existencia y desarrollo del hombre y de los demás seres vivos, así como la continuidad de los procesos naturales. Impacto ambiental sinérgico: Aquel que se produce cuando el efecto conjunto de la presencia simultánea de varias acciones supone una incidencia ambiental mayor que la suma de las incidencias individuales contempladas aisladamente. Impacto ambiental: Modificación del ambiente ocasionada por la acción del hombre o de la naturaleza. Impacto ambiental acumulativo: El efecto en el ambiente que resulta del incremento de los impactos de acciones particulares ocasionado por la interacción con otros que se efectuaron en el pasado o que están ocurriendo en el presente. Importancia: Indica qué tan significativo es el efecto del impacto en el ambiente. Para ello se considera lo siguiente: Inyección: Acción de disponer el agua congénita en formaciones receptoras, a través de pozos. Irreversible: Aquel cuyo efecto supone la imposibilidad o dificultad extrema de retornar por medios naturales a la situación existente antes de que se ejecutara la acción que produce el impacto. Manejo: Alguna o el conjunto de las actividades siguientes: separación, transporte, almacenamiento, inyección y disposición final de agua congénita. Magnitud: Extensión del impacto con respecto al área de influencia a través del tiempo, expresada en términos cuantitativos. Manglar: Vegetación arbórea de las regiones tropicales y subtropicales, con especies de plantas halófitas localizadas principalmente en los humedales costeros. La vegetación es cerrada e intrincada en que al fuste de troncos y ramas se añade una complicada columna de raíces aéreas y respiratorias. Maquinaria y equipo: Es el conjunto de mecanismos y elementos combinados destinados a recibir una forma de energía, para transformarla a una función determinada. Material peligroso: Elementos, substancias, compuestos, residuos o mezclas de ellos que, independientemente de su estado físico, represente un riesgo para el ambiente, la salud o los recursos




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naturales, por sus características corrosivas, reactivas, explosivas, tóxicas, inflamables o biológico-infecciosas Medidas de mitigación: Conjunto de acciones que deberá ejecutar el promoverte para atenuar el impacto ambiental y restablecer o compensar las condiciones ambienta les existentes antes de la perturbación que se causare con la realización de un proyecto en cualquiera de sus etapas. Medidas de prevención: Conjunto de acciones que deberá ejecutar el promoverte para evitar efectos previsibles de deterioro del ambiente. Naturaleza del impacto: Se refiere al efecto benéfico o adverso de la acción sobre el ambiente. Nivel freático: Nivel superior de la zona saturada, en el cual el agua contenida en los poros se encuentra sometida a la presión atmosférica. Óxidos de azufre (SOx): Compuestos generados por los procesos de combustión de energéticos que contengan azufre en su composición. Contribuyen al fenómeno de la lluvia ácida. Óxidos de nitrógeno (NOx): Término genérico para los gases de óxido de nitrógeno. Compuestos generados durante los procesos de combustión. Ozono: Forma alotrópica del oxígeno muy reactiva, presente de manera natural en la atmósfera en diversas cantidades. Entre los 15 y 40 Km. de altura sobre el nivel del mar constituye una capa protectora (ozonósfera) contra las radiaciones ultravioleta que provienen del sol. Partículas M10 y PM2.5: Son componentes de la contaminación atmosférica producidas, entre otros, por la utilización de combustibles en vehículos o de industrias. Se clasifican según su diámetro en micras (por ejemplo, PM10 = diámetro de 10 micras). Aquellas de menor diámetro suelen ser más riesgosas para la salud humana, ya que pueden penetrar más profundamente en el sistema respiratorio. Partículas sólidas o líquidas: Fragmentos de materiales que se emiten a la atmósfera en fase sólida o líquida; Partículas suspendidas totales (PST): Término utilizado para designar la materia particulada en el aire. Plataforma: Estructura fija o flotante, costa afuera, desde la cual se perforan pozos. Las plataformas de perforación pueden convertirse en plataformas de producción Pozo: Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de explorar o para extraer aceite o gas. Pozo para la inyección de agua congénita: Obra de ingeniería construida especialmente para disponer agua congénita en formaciones receptoras o pozo petrolero agotado que cumpla con las especificaciones de la Norma NOM-143-SEMARNAT-2003. ppm: Partes por millón. Protección catódica: Un método empleado para minimizar la corrosión electroquímica de estructuras tales como las plataformas de perforación, tuberías y tanques de almacenamiento. Relleno sanitario: Sitio para el confinamiento controlado de residuos sólidos municipales. Región ecológica: La unidad del territorio nacional que comparte características ecológicas comunes.




Capitulo I - 90

Residuo: Cualquier material generado en los procesos de extracción, beneficio, transformación, producción, consumo, utilización, control o tratamiento cuya calidad no permita usarlo nuevamente en el proceso que lo generó. Reversibilidad: Ocurre cuando la alteración causada por impactos generados por la realización de obras o actividades sobre el medio natural puede ser asimilada por el entorno debido al funcionamiento de procesos naturales de la sucesión ecológica y de los mecanismos de autodepuración del medio. Sellar o taponar: Trabajos necesarios para aislar las formaciones perforadas de tal manera que se eviten invasiones de agua congénita o hidrocarburos a acuíferos o a la superficie. Sistema ambiental: Es la interacción entre el ecosistema (componentes abióticos y bióticos) y el subsistema socioeconómico (incluidos los aspectos culturales) de la región donde se pretende establecer el proyecto. Tanque: Estructura cerrada o abierta, que se utiliza en los diferentes procesos de los Sistemas de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento, destinada a contener agua a la presión atmosférica. Urgencia de aplicación de medidas de mitigación: Rapidez e importancia de las medidas correctivas para mitigar el impacto, considerando como criterios si el impacto sobrepasa umbrales o la relevancia de la pérdida ambiental, principalmente cuando afecta las estructuras o funciones críticas. Uso agrícola: La utilización de agua nacional destinada a la actividad de siembra, cultivo y cosecha de productos agrícolas, y su preparación para la primera enajenación, siempre que los productos no hayan sido objeto de transformación industrial. Uso pecuario: La utilización de agua nacional para la actividad consistente en la cría y engorda de ganado, aves de corral y animales, y su preparación para la primera enajenación, siempre que no comprendan la transformación industrial. Uso público urbano: La utilización de agua nacional para centros de población o asentamientos humanos, a través de la red municipal. Usos múltiples: La utilización de agua nacional aprovechada en más de uno de los usos definidos en párrafos anteriores, salvo el uso para conservación ecológica, el cual está implícito en todos los aprovechamientos. Yacimiento: Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (aceite, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior. Yacimiento de gas/condensado: Un yacimiento en el cual ni el gas natural ni el aceite crudo son las corrientes de producción predominantes. Para incrementar la recuperación del condensado, el gas debe ser recirculado durante los primeros años y producido en una fecha posterior. SECCIÓN I. ESCENARIOS Y MEDIDAS PREVENTIVAS RESULTANTES DEL ANÁLISIS DE LOS

RIESGOS AMBIENTALES RELACIONADOS CON EL PROYECTO. 1. Metodologías de Identificación y Jerarquización Los puntos de riesgo de cualquier instalación se enfocan a todas aquellas áreas de operación que en un momento dado pueden causar daño al personal, a las instalaciones o al ambiente, ya sea por explosión, incendio o toxicidad.




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Para la identificación, evaluación y jerarquización de los riesgos en la construcción y operación del Oleogasoducto de 10”Ø y la Línea de Descarga de 4”Ø, se ha considerado la aplicación de las siguientes etapas: a) Selección de la técnica de identificación de riesgos. b) Análisis y evaluación de riesgos. c) Jerarquización de riesgos. d) Análisis de consecuencias. 2. Método de selección de técnica de identificación de riesgos Para seleccionar la metodología más adecuada para la elaboración del estudio de riesgo se utilizaron los lineamientos establecidos en la norma NRF-018-PEMEX-2007 y complementados con algunos elementos de la guía sugerida por el Centro de Seguridad en Procesos Químicos (CCPs) del Instituto Americano de Ingenieros Químicos (AIChE) publicada bajo el título de Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, segunda edición con ejemplos desarrollados, 1995. Las metodologías que establece la norma NRF-018-PEMEX-2007 para elegir y que pueden emplearse para realizar una efectiva identificación de riesgos se presentan en la Tabla 1.1.

Tabla 2.1 Metodologías para Identificación de Riesgos ETAPA DE

DESARROLLO DEL

PROYECTO

QUE PASA

SI?

LISTA DE VERIFICACIÓN

QUE PASA SI? / LISTA DE

VERIFICACIÓN

HAZOP FMEA AF ÁRBOL

DE FALLAS

AE ÁRBOL

DE EVENTOS

ACH ANÁLISIS DE

CONFIABILIDAD HUMANA

FCC ANÁLISIS DE LAS FALLAS CON CAUSA

COMÚN Investigación y

Desarrollo X

Diseño Conceptual X X X

Operación de la Unidad Piloto X X X X X X X X X

Ingeniería de Detalle X X X X X X X X X

Construcción y Arranque X X X X X

Operación Rutinaria X X X X X X X X X

Expansión o modificación X X X X X X X X X

Investigación de Accidentes X X X X X X X

Los criterios para la selección de la metodología para la identificación de riesgos son: motivo del estudio (primer estudio); tipo de resultado requerido (lista de problemas / accidentes y lista de acciones); información con que se cuenta del proceso (experiencia similar, diagramas de la instalación, historial operativo “en instalaciones similares”), características del problema (operación simple, proceso mecánico, operación continua, peligro de inflamabilidad y explosividad, situación falla aislada, accidentes proceso fuera de control); riesgo percibido e historial (amplia experiencia, historial de accidentes actualizado, riesgo percibido medio). En la figura 2.1 se presentan las fases de desarrollo del presente estudio de riesgo, con las metodologías sugeridas aplicables a cada paso.




Capitulo I - 92

Figura 2.1 Fases para el desarrollo de un estudio de riesgo y metodologías

Fuente: Norma NRF-018-PEMEX-2007 Selección del método. Considerando que el presente análisis de riesgo para el proyecto de la Construcción de Oleogasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø x 4 + 199.08 Km de Longitud del Pozo Cauchy 81 a la Macropera Cauchy 2, Activo Integral Veracruz, se refiere a la construcción de nuevas instalaciones, y en base con el diagrama anteriormente presentado para la selección de las metodologías de evaluación de riesgo y considerando los lineamientos establecidos en la norma NRF-018-PEMEX-2007, el Grupo Técnico de Trabajo determinó que la metodología que se utilizará para la jerarquización y evaluación de los riesgos presentes en el proyecto es el Análisis HazOp.




Capitulo I - 93

3. Metodología de identificación de riesgos (HAZOP, Hazard and Operability Analisys) La metodología HAZOP es una técnica cualitativa para la identificación de riesgos concebida en la industria química y que ha sido muy utilizada en la misma. El estudio HAZOP debe complementarse con la revisión de Seguridad (evaluación de la correspondencia con requisitos de seguridad prescriptivos, establecidos en la normativa de seguridad aplicable). El HAZOP permite un análisis más sistemático de las desviaciones de proceso que pueden producirse, sus causas y las defensas contra las mismas. El HAZOP estará enfocado a las desviaciones de proceso que puedan dar lugar a eventos de pérdida de contención, así mismo aportará las recomendaciones de seguridad adicionales a la revisión de seguridad y permitirá identificar acciones críticas para la seguridad y evaluar o recomendar su consideración en los procedimientos operacionales vigentes. La metodología se resume como sigue: • División de las instalaciones en secciones, representación en diagrama de flujo. • Descripción de la intención de diseño (operación normal, límites y condiciones de seguridad según

diseño) de las diferentes secciones definidas. • Postulación, a través de palabras guías, de desviaciones de la intención de diseño de cada tramo y

sus componentes. Determinación de las causas y consecuencias posibles de las desviaciones postuladas.

• Determinación de las desviaciones significativas (aquéllas cuyas consecuencias implican riesgos importantes y cuyas causas son creíbles, haciéndolas posibles).

• Evaluación de las defensas existentes contra tales desviaciones (prevención de las causas de las desviaciones, mitigación de las consecuencias).

• Proposición de mejoras de diseño, procedimientos y preparación del personal, para la prevención de las desviaciones y la mitigación de sus consecuencias).

El análisis HAZOP requiere que el diseño sea relativamente definido, para que se pueda disponer de la información necesaria. En particular, la sistemática del método requiere que los diagramas de tubería e instrumentación (DTI’s), diagramas esquemáticos, y/o diagramas de trazo y perfil que se utilicen estén completos y actualizados. Para este se cuenta con diagramas esquemáticos de los principales arreglos de preventores para perforar y al introducir tubería de revestimiento, aparejos de fondo. El desarrollo de un análisis HAZOP requiere como paso preliminar la formación de un equipo de composición adecuada, en el que intervengan personas con distintas funciones, tales como ingeniero de proceso, ingeniero de instrumentación/control, ingeniero de producción y/u operaciones e ingeniero de seguridad industrial.

Figura 3.1 Diagrama de la Técnica del Análisis HAZOP.

Actitud

Información para elEstudioExperiencia del

Equipo HAZOP

Conocimiento Experiencia

Preparación ReunionesDirigidas

Documentación Seguimiento

MMesa

D Desviación C Causas Consecuencias PProtección Acciones

HAZOP Revisión

del equipo




Capitulo I - 94

La sistemática del análisis HAZOP se indica en la tabla 3.1; a partir de palabras guías o bien otras palabras similares, el inicio del procedimiento será de acuerdo a las siguientes actividades especificas. 1. Selección de líneas de proceso. 2. Aplicación de las palabras guía. 3. Identificación de las posibles desviaciones, eliminando las que no se consideren razonables, o las

que no dan lugar a consecuencias importantes. 4. Identificación de las posibles consecuencias de cada desviación. 5. Evaluación de soluciones. 6. Seguimiento de la implementación de las medidas correctoras. Dichas actividades serán aplicadas a cada una de las líneas de proceso que entran o salen de un elemento determinado de la planta; las palabras se aplicarán tanto a acciones y parámetros específicos (presión, temperatura, etc.), y variables de operación (bajo, alto, no, etc.). Para cada una de las líneas operativas se especificará el propósito y finalidad que cumple en el proceso bajo condiciones normales. La aplicación de las palabras guía permitirá identificar desviaciones o circunstancias en las cuales las intenciones definidas no se cumplen, dichas desviaciones deberán generan consecuencias significativas y causas razonables. Una vez identificadas las desviaciones se propondrán soluciones correctoras establecidas bajo instrucciones de trabajo, procedimientos, manuales, etc. De igual manera se establecerán acciones que permitirán eliminar y/o controlar la desviación detectada de acuerdo a la experiencia y capacidad de los ingenieros especialistas del proceso y operación. En caso que las medidas de seguridad no sean suficientes, existe una ampliación de las mismas o que siendo aceptables pueden aun mejorarse, presentando y fundamentando las recomendaciones de mejora, identificadas como “acciones”. Estás se clasifican en 4 categorías asignando diferentes grados de prioridad en su implementación, como se menciona en la tabla 3.1:




Capitulo I - 95

Figura 3.2 Diagrama de Flujo de la Metodología del Análisis HAZOP

SSeelleecccciióónn ddee uunnaa sseecccciióónn ddeell pprroocceessoo oo ppaassoo ddee ooppeerraacciióónn

EExxpplliiccaacciióónn ddee llaa iinntteenncciióónn ddeell ddiisseeññoo ddee llaa sseecccciióónn ddee pprroocceessoo uu ooppeerraacciióónn

SSeelleecccciióónn ddee uunnaa vvaarriiaabbllee ddee pprroocceessoo oo aaccttiivviiddaadd

AApplliiccaarr llaa ppaallaabbrraa gguuííaa aa llaa vvaarriiaabbllee ddee pprroocceessoo oo aaccttiivviiddaadd ppaarraa ddeetteerrmmiinnaarr

llaass ddeessvviiaacciioonneess ssiiggnniiffiiccaattiivvaass

EExxaammiinnaarr llaass ccoonnsseeccuueenncciiaass aassoocciiaaddaass ccoonn llaa ddeessvviiaacciióónn

((aassuummiieennddoo ttooddaass llaass pprrootteecccciioonneess aannttee ffaallllooss))..

EEnnlliissttaarr llaass ppoossiibblleess ccaauussaass ddee oorriiggeenn ddee llaa ddeessvviiaacciióónn

IIddeennttiiffiiccaarr llaa eexxiisstteenncciiaa ddee pprrootteecccciioonneess ppaarraa pprreevveenniirr llaa ooccuurrrreenncciiaa ddee llaa ddeessvviiaacciióónn..

RReeppeettiirr ppaarraa ttooddaass llaass sseecccciioonneess ddeell pprroocceessoo uu ooppeerraacciioonneess

RReeppeettiirr ppaarraa ttooddaass llaass vvaarriiaabblleess aapplliiccaabblleess ddee pprroocceessoo uu

ooppeerraacciióónn

RReeppeettiirr ppaarraa ttooddaass llaass ““PPaallaabbrraass GGuuííaa””

DDeessaarrrroolllloo ddee ggrruuppooss ddee aacccciióónn

EEvvaalluuaarr llaa aacceeppttaabbiilliiddaadd ddeell rriieessggoo bbaassaaddoo eenn llaass

ccoonnsseeccuueenncciiaass,, ccaauussaass yy pprrootteecccciioonneess..




Capitulo I - 96

Tabla 3.1. Matriz de la Técnica HAZOP Palabra guía

No Reversa (dar marcha atrás)

Mas

Menos

Parte de

Tan bien como

Otro que Parámetro

Flujo No flujo Retroceso de flujo

Alto flujo Bajo flujo Composición Contaminación Materiales equivocados

Presión Vacío Alta presión Baja presión Mov. Hid. Fuerte/ golpe de ariete

Temperatura Alta temperatura Baja temperatura

Gradiente Oxidación/ Fragilización

Soporte

Viscosidad Alta viscosidad Baja viscosidad Cambio de fase Nivel

Vacío Alto nivel Bajo nivel

Mezcla No mezcla Excesiva mezcla Mezcla pobre Espuma Reacción No reacción Retroceso de

reacción Reacción descontrolada

Reacción incompleta

Reacción lateral Cambio de fase Reacción equivocada

Operación Falla de servicios Descollamiento Espera o reducida

Arranque/ Paro

Mantenimiento Muestreo

Procesos Batch Tiempo Demasiado largo Demasiado

corto Tiempo

equivocado Secuencia Omitido Paso hacia

atrás Paso demasiado temprano (anticipado)

Paso demasiado tarde

Parte del paso omitido

Acción extra incluida

Acción equivocada

Para cada sistema Relevo Inadecuado Dos fases Joule thompson/

Enfriamiento

Aterrizamiento Fuentes de ignición

Instrumentación Falla de instrumentos

Confiabilidad Alarmas ESD

Contenedor Recipiente/ tubería/dike ruptura

Seguridad Ambiente

Estructura Falla de soporte Corrosión/ Erosión

A prueba de fuego

Soporte de la administr No cumplimiento en seguridad

Cumplimiento ambiental

Aunque el enfoque como se describe puede que parezca generar muchas desviaciones hipotéticas en una forma mecánica, el éxito o el fracaso dependen de cuatro aspectos a conocer: 1. La exactitud de los diagramas y demás información utilizados como base para el estudio. 2. Las habilidades técnicas y el conocimiento del proceso que tenga el equipo. 3. La habilidad del equipo para utilizar el enfoque como una ayuda para su imaginación en la

visualización de las desviaciones, causas y consecuencias. 4. La habilidad del equipo para mantener un sentido de proporción, particularmente cuando valoran la

seriedad de los riesgos que se identifican. Como el análisis es tan sistemático y estructurado, es necesario que quienes participen utilicen ciertos términos de una manera precisa y disciplinada, tales como: Propósito. El propósito (o intención) define de qué manera se espera que la parte funcione. Esto puede requerir un cierto número de formatos que pueden ser descriptivos o esquemáticos. En muchos casos habrá un diagrama de flujo o diagrama de líneas. Desviaciones. Son alejamientos de la intención o propósito que se descubren al aplicar sistemáticamente las palabras guía.




Capitulo I - 97

Causas. Estas son las razones por las cuales podrían ocurrir desviaciones. Una causa se puede tratar como significativa una vez que se haya demostrado que la desviación tiene una causa posible o realista. Consecuencias. Estos son los resultados de las desviaciones, en caso que se presenten. Riesgos. Estos son las consecuencias que pueden motivar daños, perjuicios o pérdidas. Palabras guía. Estas son las palabras sencillas que se utilizan para calificar el propósito con el fin de guiar y estimular el proceso creativo de pensamiento y descubrir de esa manera las desviaciones.

Tabla 3.2 Palabras guía utilizadas Palabras Guía Significado Comentarios

NO La negación total de los propósitos.

No se logra parte de los propósitos pero no sucede nada más.

MAS MENOS

Incremento o disminución cuantitativa

Esto se refiere a cantidades – propiedades, como proporciones de flujo y temperaturas, así como también actividades como “Calor” y “Reaccionar”.

ADEMAS DE Un incremento cualitativo Todos los propósitos del diseño y de operaciones se logran conjuntamente con alguna actividad adicional.

PARTE DE Una disminución cualitativa Sólo se logran algunos de los propósitos, otros no se logran. REVERTIR CONTRARIO

Lo opuesto lógico Esto se aplica la mayoría de las veces a actividades, por ejemplo flujo revertido o reacciones químicas. También se pueden aplicar a sustancias, como VENENO en vez de ANTIDOTO o isómeros ópticos “D” en vez de “L”.

EN VEZ DE DIFERENTE

Sustitución completa No se logra ninguna parte del propósito original. Se produce un fenómeno diferente.

Conforme al método HAZOP para la identificación y evaluación de riesgos, se obtendrá como resultado para cada nodo operativo la siguiente información: • Nombre del nodo (sección). • Descripción de la función. • Número consecutivo de la desviación. • Variable de estudio. • Palabra guía. • Desviación identificada mediante la combinación variable + palabra guía. • Posibles causas de la desviación. • Posibles consecuencias de la desviación. • Salvaguardas con que cuenta el nodo para mitigar las consecuencias de la desviación. • Recomendaciones. En concordancia con el análisis HazOp para el presente estudio y de acuerdo con la información disponible, se consideraron 2 Nodos como se indican en la tabla 3.3.

Tabla 3.3 Nodos de Estudio. Nodo Definición

1 Oleogasoducto de 10” Ø. Desde el Pozo Cauchy 81 hasta la Macropera del Pozo Cauchy 2. 2 Línea de Descarga de 4”Ø. Desde el Pozo Cauchy 81 hasta la Macropera del Pozo Cauchy 2.

En el Anexo 8 se encuentran los resultados y las recomendaciones obtenidas de la aplicación del Análisis HAZOP. 4. Metodología de Jerarquización de riesgos




Capitulo I - 98

Se basará completamente en la metodología propuesta en el PG-SS-TC-003-2007, en el COMERI 144 y en la Norma NRF-018-PEMEX-2007. Ponderación de Escenarios de Riesgo. La Ponderación se aplicará a cada escenario identificado. En función de la severidad de los daños e impactos potenciales, se definen cuatro niveles cualitativos de consecuencias:

a) Consecuencias Catastróficas equivalen a categoría C4 b) Consecuencias Graves equivalen a categoría C3 c) Consecuencias Moderadas equivalen a categoría C2 d) Consecuencias Menores equivalen a categoría C1

Las áreas de afectación en las que se analizarán y evaluarán las consecuencias son:

a) La Seguridad del Personal, Contratistas y Población aledaña a la instalación. b) Al Ambiente por fugas y derrames dentro y fuera de las instalaciones. c) A la reputación e imagen y a la relación con las comunidades vecinas.

El área de afectación relativa a la seguridad de las personas, es la consecuencia más importante a considerar, sin embargo, aunque pudiera pensarse que si esta es menor, los demás aspectos probablemente sean aceptables, esto no es suficiente y deben analizarse las consecuencias en las otras áreas de afectación. En todos los casos, la categoría de un evento, será la que resulte con mayores consecuencias en cualquiera de las áreas de impacto analizadas. Los escenarios que estén posicionadas en las regiones de riesgo intolerable (tipo A), y riesgo indeseable (tipo B) de la matriz de riesgo se deberán de realizar un análisis cuantitativo de frecuencias y consecuencias a través de una metodología (Por ejemplo Análisis de eventos, árbol de fallas o simulación a través de un modelo matemático de fuga, incendio, explosión, dispersión de gas y derrame), para confirmar su posicionamiento en la matriz.

Tabla 4.1 Índice de Severidad de las Consecuencias

Afectación Tipo de evento y categoría de la consecuencia Menor C1 Moderado C2 Grave C3 Catastrófico C4

A las Personas Seguridad y salud de los

vecinos

Sin afectación a la seguridad y la salud pública.

Alerta vecinal; afectación potencial a la seguridad y la salud pública

Evacuación; lesiones menores o afectación a la seguridad y salud pública moderada; costos por afectaciones y daños entre 5 y 10 millones de pesos.

Evacuación; lesionados; una o más fatalidades; afectación a la seguridad y salud pública; costos por lesiones y daños mayores a 10 millones de pesos.

Seguridad y salud del

personal y contratistas

Sin lesiones; primeros auxilios

Atención médica; lesiones menores sin incapacidad; efectos a la salud reversibles

Hospitalización; múltiples lesionados, incapacidad parcial o total temporal; efectos moderados a la salud

Una o más fatalidades; Lesionados graves con daños irreversibles; Incapacidad parcial o total permanentes

Al Ambiente Efectos en el

Centro de Trabajo

Olores desagradables; ruidos continuos; emisiones en los límites de reporte; polvos y partículas en el aire

Condiciones peligrosas; informe a las autoridades; emisiones mayores a las permitidas; polvos, humos, olores significantes

Preocupación en el sitio por: fuego y llamaradas; ondas de sobre presión; fuga de sustancias tóxicas

Continuidad de la operación amenazada; incendios, explosiones o nubes tóxicas; evacuación del personal.

Tabla 4.1 Índice de Severidad de las Consecuencias. Continuación




Capitulo I - 99

Afectación Tipo de evento y categoría de la consecuencia Menor C1 Moderado C2 Grave C3 Catastrófico C4

Al Ambiente Efectos fuera del

Centro de Trabajo

Operación corta de quemadores; olores y ruidos que provocan pocas quejas de vecinos

Molestias severas por presencia intensa de humos, partículas suspendidas y olores; quemadores operando continuamente; ruidos persistentes y presencia de humos

Remediación requerida; fuego y humo que afectan áreas fuera del centro de trabajo; Explosión que tiene efectos fuera del centro de trabajo; presencia de contaminantes significativa

Descargas mayores de gas o humos. Evacuación de vecinos, escape significativo de agentes tóxicos; daño significativo a largo plazo de la flora y fauna ó repetición de eventos mayores

Descargas y derrames

Derrames y/o descarga dentro de los límites de reporte; contingencia controlable.

Informe a las Autoridades. Derrame significativo en tierra hacia hacía ríos o cuerpos de agua. Efecto local. Bajo potencial para provocar la muerte de peces.

Contaminación de un gran volumen de agua. Efectos severos en cuerpos de agua; mortandad significativa de peces; incumplimiento de condiciones de descarga permitidas; reacción de grupos ambientalistas.

Daño mayor a cuerpos de agua; se requiere un gran esfuerzo para remediación. Efecto sobre la flora y fauna. Contaminación en forma permanente del suelo o del agua.

Al Negocio Pérdida de producción, daños a las

instalaciones

Menos de una semana de paro. Daños a las instalaciones y pérdida de la producción, menor a 5 millones de pesos

De 1 a 2 semanas de paro. Daños a las instalaciones y pérdida de la producción, hasta 10 millones de pesos

De 2 a 4 semanas de paro. Daños a las instalaciones y pérdida de la producción de hasta 20 millones de pesos

Más de un mes de paro. Daños a propiedades o a las instalaciones; pérdida mayor a 20 millones de pesos

Efecto legal Incidente reportable

Se da una alerta por parte de las Autoridades

Multas significativas; suspensión de actividades

Multa mayor, proceso judicial

Daños en propiedad de

terceros

Las construcciones son reutilizables, con reparaciones menores. Poco riesgo para los ocupantes

Las reparaciones son mayores, con costos similares a edificaciones nuevas. Riesgo de alguna lesión a ocupantes

Pérdida total de los bienes o de la funcionalidad de los bienes; posibilidad de lesiones o fatalidades

Demolición y reedificación de inmuebles; sustitución del edificio. Posible lesión fatal a algún ocupante

A la Imagen Atención de los

medios del evento

Difusión menor del evento, prensa y radio locales

Difusión local significativa; entrevistas, TV local

Atención de medios a nivel nacional

Cobertura nacional. Protestas públicas. Corresponsales extranjeros

Fuente: NRF-018-PEMEX-2007 Ponderación de la Frecuencia de cada escenario. Al igual que la ponderación de escenarios de riesgo, se definen cuatro niveles cualitativos para la ocurrencia de los eventos, en función de las frecuencias con que se estima que puedan presentarse.

a) Frecuencia Alta equivale a categoría F4. b) Frecuencia Media equivale a categoría F3. c) Frecuencia Baja equivale a categoría F2. d) Frecuencia Remota equivale a categoría F1.

Tabla 4.2 Niveles de Frecuencia.

Frecuencia Criterios de Ocurrencia Categoría Tipo Cuantitativo Cualitativo

Alta F4 > 10-1 > 1 en 10 años El evento se ha presentado o puede presentarse en los próximos 10 años.

Media F3 10-1 – 10-2 1 en 10 años a 1 Puede ocurrir al menos una vez en la vida de las




Capitulo I - 100

en 100 años instalaciones.

Baja F2 10-2 – 10-3 1 en 100 años a 1 en mil años

Concebible; nunca ha sucedido en el Centro de Trabajo, pero probablemente ha ocurrido en alguna instalación similar.

Remota F1 < 10-3 < 1 en 1000 años Esencialmente imposible. No es realista que ocurra. Para estimar la frecuencia de ocurrencias de los eventos se tiene la tabla siguiente.

Tabla 4.3 Índice de Frecuencia del Escenario Categorías

Factores: Remota F1 Baja F2 Media F3 Alta F4 Controles de Ingeniería

Barreras de protección Dos o más sistemas pasivos de seguridad independientes entre sí. Los sistemas son confiables; no requieren intervención del personal o de fuentes de energía

Dos o más sistemas, al menos uno de ellos pasivo. Todos son confiables

Uno o dos sistemas activos y complejos. La confiabilidad de los sistemas, pueden tener fallas de causa común; que de ocurrir puede afectar a los sistemas

Ningún sistema o uno activo y complejo; poco confiable

Pruebas (interruptor, integridad mecánica y sistemas de emergencia)

Protocolos de prueba bien documentados; función verificada completamente; buenos resultados; fallas raras

Pruebas regulares; la verificación de funcionamiento puede estar incompleta; los problemas no son comunes

No se prueban a menudo; se registran problemas, algunas pruebas programadas no son realizadas

No están definidas; no se realizan ó no se aprecia su importancia

Antecedentes de accidentes e incidentes

No se registran accidentes graves, muy pocos incidentes y todos menores. Cuando se presentan, la respuesta es con acciones correctivas rápidas

No se presentan accidentes o incidentes graves. Se dan algunos accidentes/incidentes menores. Las causas raíz han sido identificadas y las lecciones son capitalizadas

Un accidente o incidente menor. Sus causas no fueron totalmente entendidas. Hay dudas de si las medidas correctivas fueron las correctas

Muchos incidentes y/o accidentes. No se Investigan y registran. Las lecciones no son aprendidas

Controles de Ingeniería

Experiencia operacional Los procesos son bien entendidos. Rara vez se rebasan los límites de operación y cuando esto ocurre, se toman acciones inmediatas para volver a condiciones normales

Rara vez se rebasan los límites de operación. Cuando esto ocurre, las causas son entendidas. Las acciones correctivas resultan efectivas

Transitorios operacionales menores, no son analizados o no se toman acciones para su control. Transitorios serios, son atendidos y eventualmente resueltos

Transitorios rutinarios, no son analizados ni explicados. Sus causas no son bien entendidas

Administración de cambios

En cuanto a cambios, el proceso es estable; Los peligros potenciales asociados son bien entendidos. La información para operar dentro de los límites y condiciones seguras, siempre está disponible

El número de cambios es razonable. Puede haber nuevas tecnologías, sobre las que se tenga alguna incertidumbre. Buenos análisis de riesgos de los procesos

Cambios rápidos ó aparición de nuevas tecnologías. Los análisis de riesgos de los procesos son superficiales. Incertidumbre sobre los límites de operación

Cambios frecuentes. Tecnología cambiante. Análisis de riesgos incompletos o de pobre contenido técnico. Se aprende sobre la marcha

Tabla 4.3Índice de Frecuencia del Escenario. Continuación

Categorías Factores: Remota F1 Baja F2 Media F3 Alta F4

Factores Humanos Entrenamiento y procedimientos

Instrucciones operativas claras y precisas. Disciplina

Las instrucciones operativas críticas son

Existen instrucciones operativas. Estas

Las instrucciones operativas se consideran innecesarias;




Capitulo I - 101

Categorías Factores: Remota F1 Baja F2 Media F3 Alta F4

para cumplirlas. Los errores son señalados y corregidos en forma inmediata. Reentrenamiento rutinario, incluye operaciones normales, transitorios operacionales y de respuesta a emergencias. Todas las contingencias consideradas

adecuadas. Otras instrucciones operativas, tienen errores o debilidades menores. Auditorias y revisiones rutinarias. El personal esta familiarizado con la aplicación de los procedimientos

instrucciones no son revisadas ni actualizadas de forma regular. Entrenamiento deficiente sobre los procedimientos para la respuesta a emergencias

el “entrenamiento” se da por transmisión oral; los manuales de operación sin control; demasiadas instrucciones verbales en la operación; sin entrenar para la respuesta a emergencias

Habilidades y desempeño de operadores, personal de mantenimiento, supervisores y contratistas

Múltiples operadores con experiencia en todos los turnos. El trabajo o aburrimiento no son excesivos. Nivel de estrés óptimo. Personal bien calificado. Clara dedicación y compromiso con su trabajo. Personal sin capacidades disminuidas. Los riesgos son claramente comprendidos y evaluados

El personal nuevo nunca está solo en cualquier turno. Fatiga ocasional. Algo de aburrimiento. El personal sabe que hacer de acuerdo a sus calificaciones y sus limitaciones. Respeto por los riesgos identificados en los procesos

Posible turno donde el personal es novato o sin mucha experiencia., pero no es muy común que esto ocurra. Períodos cortos de fatiga y aburrimiento para el personal. No se espera que el personal razone. El personal asume ideas más allá de sus conocimientos. Nadie comprende los riesgos

Alta rotación de personal. Uno o más turnos con personal sin experiencia. Exceso de horas de trabajo, la fatiga es común. Programas de Trabajo agobiantes. Moral baja. Trabajos realizados por personal con poca habilidad. Los alcances del trabajo no están definidos. No existe conciencia de los riesgos

Fuente: NRF-018-PEMEX-2007 Caracterización y Jerarquización de Riesgos. En esta etapa, las consecuencias y frecuencias estimadas correspondientes a los eventos o escenarios seleccionadas, deben caracterizarse y posicionarse en la Matriz de Riesgos. En función del posicionamiento resultante en los cuadrantes de la Matriz de Riesgos, deben aplicarse los criterios de jerarquización, toma de decisiones y acciones, para llevar los riesgos a un nivel razonablemente aceptable, previniendo y/o mitigando sus posibles consecuencias. La Matriz de Jerarquización aplicable es la siguiente:

FREC

UEN

CIA

Alta F4 B B A A Media F3 C B B A Baja F2 D C B A

Remota F1 D D C B Menor

C1 Moderada

C2 Grave

C3 Catastrófica

C4 CONSECUENCIA

Tipo A – Riesgo intolerable: El riesgo requiere acción inmediata; el costo no debe ser una limitación y el no hacer nada no es una opción aceptable. Un riesgo Tipo “A” representa una situación de emergencia y deben establecerse controles temporales inmediatos. La mitigación debe hacerse por medio de controles de ingeniería y/o factores humanos hasta reducirlo a Tipo C o de preferencia a Tipo D, en un lapso de tiempo menor a 90 días. Tipo B – Riesgo indeseable:




Capitulo I - 102

El riesgo debe ser reducido y hay margen para investigar y analizar a más detalle. No obstante, la acción correctiva debe darse en los próximos 90 días. Si la solución se demora más tiempo, deben establecerse controles temporales inmediatos en sitio, para reducir el riesgo. Tipo C – Riesgo aceptable con controles: El riesgo es significativo, pero se pueden compensar con las acciones correctivas en el paro de instalaciones programado, para no presionar programas de trabajo y costos. Las medidas de solución para atender los hallazgos deben darse en los próximos 18 meses. La mitigación debe enfocarse en la disciplina operativa y en la confiabilidad de los sistemas de protección. Tipo D – Riesgo razonablemente aceptable: El riesgo requiere control, pero es de bajo impacto y puede programarse su atención conjuntamente con otras mejoras operativas. Índices de Riesgo Globales para cada una de las desviaciones analizadas.

Tabla 4.4 Índices de Riesgo Globales Nodo Desviación F C MR

Oleogasoducto de 10” Ø. Desde el Pozo Cauchy 81 hasta la Macropera del Pozo Cauchy 2.

Alta Presión F1 C2 D Baja Presión F1 C2 D

Línea de Descarga de 4”Ø. Desde el Pozo Cauchy 81 hasta la Macropera del Pozo Cauchy 2.

Alta Presión F1 C2 D Baja Presión F1 C2 D

5. Radios Potenciales de Afectación Una vez identificados los riesgos que razonablemente pueden dar origen a efectos adversos de cierta magnitud, la siguiente etapa viene marcada por la pregunta: ¿Cuales son las consecuencias? 5.1. Análisis de Consecuencias La etapa de análisis de consecuencias permite cuantificar la magnitud del impacto en el entorno, las personas y las instalaciones, que puedan tener las desviaciones dentro del un proceso. El análisis de consecuencias junto con la estimación de la probabilidad de ocurrencia o frecuencia, suministran información cuantitativa para apoyar o complementar a la toma de decisiones y a la asignación de prioridades en términos de los riesgos evaluados. Toda desviación que involucra un evento no deseado, asociada a un equipo y/o sección específica del proceso, puede partir de dos situaciones:

a) De la pérdida de contención de un material que se encuentra inicialmente confinado bajo condiciones especiales (fuga).

b) Por falla súbita o catastrófica de algún componente o elemento de proceso o seguridad. La severidad de los peligros asociados con una desviación no deseable, dependerá de las características de peligrosidad de los materiales involucrados he dicho evento, tales como toxicidad, inflamabilidad, reactividad, corrosividad, etc. Los parámetros considerados como factores de peligro, se asocian normalmente a las características de toxicidad o inflamabilidad de los materiales. Para materiales tóxicos, la concentración es variable con la que se determinan los efectos potenciales de la liberación y con ello, medir el impacto del evento sobre el ambiente y las personas. Para materiales inflamables, los efectos sobre el entorno están asociados al mecanismo de disipación de energía proveniente de la combustión, como la radiación térmica y/0 al efecto de perturbaciones atmosféricas como las ondas de sobrepresión. Estimación de consecuencias




Capitulo I - 103

La etapa de estimación de consecuencias, se divide en cinco actividades básicas.

a) Especificación de las características del evento indeseado. b) Determinación de la mecánica de la liberación o exposición del material. c) Determinación de la dispersión del material. d) Cuantificación del alcance y magnitud del evento indeseable al entorno. e) Documentación, análisis e interpretación de resultados.

Una vez determinados los efectos físicos negativos, se procederá a estimar las consecuencias sobre los elementos vulnerables del entorno al escenario del incidente, especialmente los daños a las personas, instalaciones y medio ambiente. Las siguientes tablas presentan el significado práctico de los niveles de radiación (tabla 5.1.1) y sobrepresión (tabla 5.1.2) de acuerdo a efectos observados por el Banco Mundial.

Tabla 5.1.1 Efectos de Radiación Térmica. Variable Física Peligrosa

Radiación térmica (kW/m2) Efecto observado

37.5 Suficiente para causar daño a equipo de proceso 25 Energía mínima para encender madera en exposiciones indefinidamente largas

(sin piloto). 12.5 Es la energía mínima requerida para la ignición piloteada de la madera y

fundición de tubería de plástico. Con 1% de letalidad en 1 minuto. 9.5 Umbral de dolor alcanzado después de 8 segundos; quemaduras de segundo

grado después de 20 segundos. 4 Suficiente para causar dolor a personal que no se cubra en 20 segundos; es

posible la formación de ampollas en la piel (quemaduras de segundo grado); 0 letalidad.

1.6 No causará incomodidad por exposición prolongada. Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990

Tabla 5.1.2 Efectos de Sobrepresión.

Variable Física Peligrosa Ondas de presión (kg/cm2)

Efecto observado (Clancy)

0.703 Probable destrucción de edificios; máquinas herramientas pesadas (3,175 kg) desplazadas y dañadas seriamente, herramientas para maquinaria muy pesadas (5,443 kg) sin daños.

0.351 – 0.492 Destrucción casi completa de casas. 0.210 – 0.281 Demolición de edificio sin marcos o de paneles de acero; ruptura de tanques de

almacenamiento de petróleo. 0.070 Demolición parcial de casas, las vuelve inhabitables.

0.035 – 0.070 Ventanas grandes y pequeñas se hacen añicos; daño ocasional a marcos de ventanas.

Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990 5.2. Radios Potenciales de Afectación Los radios potenciales de afectación se realizarán mediante la aplicación de un software aceptado por la SEMARNAT (Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales), denominado PHAST (Process Hazard Analysis Software Tools) versión 6.53.1. El software PHAST permite predecir las consecuencias de acuerdo al tipo de producto por diversas concentraciones de interés, límites de explosividad y daños a la salud; además automáticamente selecciona el modelo correcto según el comportamiento de la nube y predice todos los efectos físicos, radiación y nube explosiva. El software PHAST consiste en cuatro técnicas analíticas las cuales se describen a continuación: Modelos de Fuente de Emisión




Capitulo I - 104

El Modelo Fuente de Emisión es utilizado para la determinación del flujo de descarga del material, la cantidad total emitida y el estado físico del mismo. Uno de los factores que influyen en la cantidad de material liberado así como el flujo al que se libera es el inventario: Modelos de Dispersión Los Modelos de Dispersión describen el transporte aéreo de los materiales peligrosos desde el puerto de emisión hasta la zona de asentamientos humanos, evaluando y determinando en qué puntos estas emisiones son nocivas para la salud. También es necesario para la cuantificación de la masa inflamable, parámetro que se utiliza en el cálculo de los efectos por radiación térmica o sobrepresión en caso de incendio o explosión, respectivamente. Una amplia variedad de parámetros afecta la dispersión atmosférica de los modelos tóxicos entre ellos están: Velocidad del Viento, Estabilidad Atmosférica, Condiciones del Terreno, Altura de Emisión. Modelos de Fuego y Explosión El objetivo del Modelo de Fuego y explosión es determinar los diámetros asociados a la intensidad de radiación térmica y a las ondas de sobrepresión. La probabilidad de que se presente n incendio es bastante más alta que la probabilidad de que, en un incidente de liberación de material se dé lugar a una explosión; en gran medida se debe a que para que se presente una explosión, es necesario que se forme una nube de vapor de suficiente tamaño antes de que se presente la ignición (fase de dispersión). Si la ignición ocurre inmediatamente puede presentarse una bola de fuego, flama a chorro o un fuego grande con una pequeña probabilidad de sobrepresión. Si se permite la formación de la nube y la ignición ocurre posterior el efecto de sobrepresión puede ser muy grande con consecuencias muy severas. Igniciones retardadas con un tiempo de 1 a 5 minutos son las más probables de ocurrir aunque también se han presentado igniciones con un tiempo de retardo de 30 minutos. Así, una suficiente cantidad de la nube debe estar entre el rango inflamable del material para que cause la explosión (mínima masa explosiva). La onda de choque generada por la explosión de la nube puede variar grandemente y está determinada por la velocidad de propagación de la flama. En la mayoría de los casos el modo de propagación de la flama es deflagración. Esta puede describirse como la combustión del material emitido, en la cual la velocidad de propagación es dominada por los fenómenos de transporte molecular y turbulento. En la ausencia del efecto de la turbulencia, la velocidad normal de la flama para hidrocarburos es del orden de 5-30 m/s. Esta velocidad es muy lenta para producir efectos de sobrepresión significantes, por lo que la nube de vapor únicamente se quemará en forma rápida (Flash Fire). Para simulaciones de los escenarios planteados para este proyecto se considera una masa mínima explosiva de 5,000 Kg. Para lograr la transición de una Flash Fire a una Explosión de una Nube de Vapor no Confinada (UVCE). Este valor para la mínima masa explosiva se tomo del apéndice A “Application of API Recommended Practice 750 for Five Tons of Explosive Vapor” de la API RP 750 Management of Process Hazards, que indica que de acuerdo a estudios realizados, la probabilidad de una explosión después de la formación de una nube de vapor que contiene 5 toneladas de hidrocarburos es de casi el 5 %. Modelos de Radiación • Flamas de Chorro (Jet-Fire). Es una llama estacionaria y alargada (de gran longitud y poca amplitud)

provocada por la ignición de un chorro turbulento de gases o vapores combustibles (gas natural dulce, en este caso en particular).

• Bola de Fuego (Fire-Ball). Llama de propagación por difusión, formada cuando una masa importante de combustible se enciende por contacto con llamas estacionarias contiguas. Se forma un globo incandescente que asciende verticalmente y que se consume con gran rapidez.

• BLEVE. Se produce por el estallido súbito y total, por calentamiento externo, de un recipiente que contiene un gas inflamable licuado a presión, cuando el material de la pared pierde resistencia mecánica y no puede resistir la presión interior.




Capitulo I - 105

• Pool Fire (Incendio de Charco). Es consecuencia de un derrame de líquidos inflamables, se forma un charco de líquido cuya extensión dependerá de la geometría y naturaleza del terreno. Por evaporación se generan gases inflamables si la temperatura del líquido está por encima de la temperatura de ignición de la sustancia, lo que produce un incendio del charco. Al incendiarse se producen unas llamas cuya altura depende principalmente del diámetro del charco, el incendio también puede tener lugar en el interior del tanque de almacenamiento.

• Llamarada (Flash-Fire). La llamarada o “flash-fire” proviene de una fuga de gas o vapores inflamables que forman una nube hasta llegar al punto de ignición. También se produce a consecuencia del derrame de un líquido que se evapore en condiciones atmosféricas, que de hecho se trata como una fuga continua de vapor a la atmósfera. En caso de ignición, la llama se desplaza desde el punto de ignición hacia la fuente a través de las zonas de la nube que se encuentran dentro de los límites de inflamabilidad. Todo el proceso tiene una duración muy corta (unos pocos segundos), y en todo caso es difícil de establecer el umbral entre incendio (donde predomina la radiación térmica) y explosión (donde predomina el efecto de sobrepresión). Dentro de sus límites, la nube inflamable de gas supone un 100% de letalidad debido al contacto directo con las llamas y a la sufocación. Debido a la falta de homogeneidad en la nube, la inflamación de la nube de vapor puede ser hasta en un contorno con el Límite Inferior de Inflamabilidad igual al 50%. De manera que la distancia desde el punto de escape hasta otro que llegue al 50% del Límite Inferior de inflamabilidad será considerada como criterio para la máxima distancia de letalidad.

5.3 Criterios de Simulación La evaluación de las consecuencias de los accidentes postulados para las actividades en la construcción y operación del Oleogasoducto de 10”Ø y la Línea de Descarga de 4”Ø, se realizó a partir del cálculo y valoración de las distancias y áreas de afectación para estos escenarios de accidentes, considerando las condiciones más favorables para que las consecuencias sean más severas. Los criterios que permiten efectuar las estimaciones y predicciones de daños provocados por los tipos de incidentes en el proyecto son: Identificación de Escenarios El primer paso es la identificación de escenarios, para este caso se utilizó la metodología HazOp, donde se analizaron los eventos que por su magnitud y frecuencia representan un alto riesgo. Para este proyecto se analizarán dos tipos de eventos el Peor Caso Creíble o catastrófico y el caso más probable. • Peor Caso Creíble. En el Análisis de Consecuencias, casi siempre, el primer escenario que debe

identificarse es el del peor caso y que el reglamento de la EPA define como la fuga de una sustancia procedente del recipiente más grande o una falla en una tubería de gran flujo del proceso. En lo que se refiere a una fuga de gases tóxicos, el escenario del peor de los casos presupone que la cantidad se escapa del recipiente en sólo 10 min. En lo que respecta a los líquidos, ese mismo escenario presupone un derrame instantáneo. Por lo que toca a las sustancias inflamables, el peor caso supone una fuga instantánea y una explosión de la nube de vapor. Sin embargo el tiempo de respuesta puede ser menor si se cuenta con dispositivos automatizados que detecten y aíslen la fuga (Arreglo de Preventores). En términos generales este evento no es muy probable que ocurra, pero sus consecuencias serían severas; su identificación requiere de hacer una serie de consideraciones pesimistas, donde todo falla.

• Casos más probables. Son los incidentes con pérdida cuya probabilidad de ocurrencia es alta, no

obstante son consecuencias mucho menos graves que el peor caso creíble. Para los escenarios más probables la modelación se realizará para un orificio formado por: corrosión, desgaste, golpe, agentes externos y sabotaje, estos orificios estarán ubicados en uniones de tuberías, sellos de válvulas y/o empaques, de ductos y equipos de proceso. Estos eventos se pueden presentar en cualquier momento y en las diferentes condiciones climatológicas bajo las condiciones normales de operación.




Capitulo I - 106

Tipo y diámetro del orificio de la fuga. • El orificio formado por corrosión y desgaste es de forma regular, de un diámetro determinado y será

determinado de acuerdo a la siguiente tabla.

Tabla 5.3.1 Tamaños de orificios recomendados para la evaluación de consecuencias Tamaño del orificio Intervalo Valor representativo

Pequeño 0 ¼ pulg. (0-6.35 mm) ¼ pulg. (6.35 mm) Medio ¼ - 2 pulg. (6.35 – 50.8 mm) 1 pulg. (2.54 mm) Grande 2-6 pulg. (50.8 – 152.4 mm) 4 pulg. (101.6 mm) Ruptura > 6 pulg. (>152.4 mm) Diámetro del recipiente, hasta un

máximo de 16 pulg. (406.4 mm) Referencia: API 581 Risk Based Inspection.

El tiempo de duración de la fuga En este caso, debido a que el proceso es continuo, en el caso de presentarse una fuga, el material seguirá liberándose hasta que sea interrumpida. El tiempo que se lleva este proceso más que del inventario, depende de:

a) Tiempo para detectar la fuga. b) Tiempo para analizar el incidente y decidir las acciones correctivas. c) Tiempo para complementar las acciones correctivas.

El tiempo de respuesta fue considerado de acuerdo al API Publicación 581 Risk-Based Inspection Base Resource Document que sugiere los tiempos de respuesta en función del sistema de detección y al tipo de sistema de aislamiento de acuerdo a lo indicado en las tablas siguientes:

Tabla 5.3.2 Guías de Clasificación de Sistemas de Detección y Aislamiento. Tipo de Sistema de Detección Clasificación de la Detección

Instrumentación diseñada específicamente para detectar pérdidas de material por cambios en las condiciones de operación (por ejemplo: Perdida de Presión o Flujo) en el sistema.

A

Detectores convenientemente localizados para determinar cuando el material está presente fuera del recipiente.

B

Detección visual, cámaras o detectores con cobertura marginal C Tipo de Sistema de Aislamiento Clasificación del Aislamiento

Sistema de aislamiento o de paro activado directamente por la instrumentación de proceso o detectores, sin intervención del operador.

A

Sistema de aislamiento o paro activado por operadores en el cuarto de control u otro lugar convenientemente lejos de la fuga.

B

El aislamiento depende de válvulas operadas manualmente. C

Tabla 5.3.3 Duración de la Fuga en función a los Sistemas de Detección y Aislamiento.

Tipo de Sistema de Detección

Tipo de Sistema de Aislamiento Duración de la Fuga

A A 20 minutos para fugas de ¼ de pulgada 10 minutos para fugas de 1 pulgada 5 minutos para fugas de 4 pulgadas

A B 30 minutos para fugas de ¼ de pulgada




Capitulo I - 107

Tipo de Sistema de Detección

Tipo de Sistema de Aislamiento Duración de la Fuga

20 minutos para fugas de 1 pulgada 10 minutos para fugas de 4 pulgadas

A C 40 minutos para fugas de ¼ de pulgada 30 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas

B A o B 40 minutos para fugas de ¼ de pulgada 30 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas

B C 1 hora para fugas de ¼ de pulgada 30 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas

C A, B o C 1 hora para fugas de ¼ de pulgada 40 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas

Condiciones de operación • Para la realización de las simulaciones se tomarán en cuenta las presiones máximas de operación

esto es con la finalidad de que éstas sean representativas: a) Oleogasoducto de 10” Ø: Presión de 1,107 psi (77.83 Kg./cm2), Gasto 75 mmpcd y temperatura

de 33°C. b) Líneas de Descarga de 4” Ø: Presión de 1,062 psi (74.67 Kg./cm2), Gasto 5 mmpcd y

temperatura de 33°C. Zona de afectación por escenario Los parámetros utilizados para definir y justificar las zonas de seguridad en torno al proyecto e interpretar los resultados de la simulación se marcan en la “Guía para la presentación del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0 Riesgo en Ductos Terrestres” publicada por SEMARNAT. Dichos criterios se indican a continuación: • Zona de Alto Riesgo Es la distancia a partir del punto de fuga donde de acuerdo a los cálculos realizados, en caso de presentarse el evento se requiere de ejecutar acciones de combate, control y evacuación inmediatas:

Tabla 5.3.4 Parámetros que definen la Zona de Alto de Riesgo Consecuencia Descripción

Efecto de Radiación (Radiación Térmica).

*5.0 Kw/m2. (1,500 BTU/pie2hr). Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de 2o grado sin la protección adecuada.

Efecto Explosivo. *0.070 kg/cm2. Es la presión en la que se presenta demolición parcial de casas, quedando inhabitables.

Toxicidad IDLH.

NIOSH (National Institute for Occupational Safety and Health), define a los Niveles Inmediatamente Peligrosos para la Vida o la Salud (IDLH-Inmediately Dangerous to Life or Health) como concentraciones de contaminantes aéreos máximos de los cuales las personas pueden escapar en 30 minutos sin ningún síntoma dañino o ningún efecto irreversible en la salud. El Gas natural Dulce está considerado como asfixiante simple (Fuente: NIOSH Pocket Guide to Chemical Hazards, June 2007.

Fuente: *Guía para la presentación del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0, SEMARNAT, Noviembre 2002. • Zona de Amortiguamiento Es la comprendida entre el límite de la Zona de Alto Riesgo y la distancia que de acuerdo a los cálculos realizados, en caso de presentarse el evento se requiere tomar medidas preventivas.

Tabla 5.3.5 Parámetros que definen la Zona de Amortiguamiento Consecuencia Descripción




Capitulo I - 108


*1.4 Kw/m2. (400 BTU/pie2hr). Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. No causará incomodidad durante exposición prolongada.

Efecto Explosivo. *0.035 kg/cm2. Ventanas pequeñas o grandes usualmente fracturadas, daño ocasional a los marcos de las ventanas.

Toxicidad TLV15.

Valor Límite de Umbral-Límite de Exposición a Corto Plazo (TLV-STEL Threshold Limit Value- Short Term Exposure Limit). Es una concentración promedio del tiempo en el cual los trabajadores no deben ser expuestos por más de 15 minutos y que no deben de ser repetidos por más de 4 veces por día, por lo menos con 60 minutos entre exposiciones sucesivas. Este límite no es un límite de exposición independiente, suplementa al TLV-TWA (Valor Límite de Umbral- Promedio Ponderado en el Tiempo), cuando se admite la existencia de efectos agudos de una sustancia cuyos efectos tóxicos son principalmente de carácter crónico. Los STEL son recomendados solamente donde los efectos tóxicos han sido reportados por sus altas exposiciones a corto plazo tanto en humanos como en animales. Estos límites son publicados anualmente por la Conferencia Americana Gubernamental de Higienistas Industriales (ACGIH – The American Conference of Governmental Industrial Hygienists). El Gas natural Dulce está considerado como asfixiante simple (Fuente: Threshold Limit Values for Chemical Substances and Physical Agents & Biological Exposure Indices, ACGIH, 2002).

Fuente: *Guía para la presentación del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0, SEMARNAT, Noviembre 2002. Los efectos a las instalaciones se estimarán usando los siguientes parámetros:

Tabla 5.3.6 Parámetros que definen la Zona de Muy Alto Riesgo para las Instalaciones

Consecuencia Descripción


37.5 Kw/m2. Suficiente para causar daño a equipo de proceso 12.5 Kw/m2. Es la energía mínima requerida para la ignición piloteada de la madera y fundición de tubería de plástico. Con 1% de letalidad en 1 minuto.

Efecto Explosivo. 0.703 kg/cm2. Probable destrucción de edificios; máquinas herramientas pesadas (3,175 kg) desplazadas y dañadas seriamente, herramientas para maquinaria muy pesadas (5,443 kg) sin daños.

Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990

1. La temperatura considerada fue de 25.9 °C (temperatura promedio anual en la zona del proyecto). 2. Los criterios para determinar la velocidad del viento relacionado con la estabilidad de Pasquill se

basaron tomando en cuenta la velocidad promedio anual registrada en la zona de influencia de 2.7 m/seg (Fuente: Estación meteorológica: 766910, Aeropuerto General Heriberto Jara).

Tabla 5.3.7 Condiciones de estabilidad meteorológica de Pasquill Velocidad del viento

(m/s) a 10 m de altura Insolación diurna Condiciones nocturnas

Fuerte Moderada Ligera Finamente cubierto ó más de la mita cubierto

Nubosidad <- 3/8

<2 2-3 3-4 4-6 >6

A A-B B C C

A-B B

B-C C-D D

B C C D D

E D D D

F E D D

Resultados de las Modelaciones. Los escenarios derivados de las metodologías de identificación y jerarquización de riesgos para la Construcción de Oleogasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø x 4 + 199.08 Km de Longitud del Pozo Cauchy 81 a la Macropera Cauchy 2, son los siguientes: Clave del escenario: ES-01.

Descripción del Escenario de Riesgo Suposición: Se produce una liberación continua gas natural por un orificio o fisura equivalente a 1/4” (6.35 mm) Ø. del Oleogasoducto de 10”Ø. Ubicación: La fuga se localiza en la conexión del Oleogasoducto con el PRG del pozo Cauchy 81 Causas: La fuga es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc.

Condiciones ambientales del Área del Proyecto




Capitulo I - 109

Condiciones atmosféricas y zona de localización de la instalación

Condiciones meteorológicas al momento de la fuga de la sustancias peligrosa

Temperatura ambiente Humedad Relativa Zona tipo Velocidad del viento Estabilidad pasquill 25.90 C 70 % Rural 2.7 m/s B / C

Datos del recipiente y características de la fuga Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga

Ducto 1/4” (6.35 mm) Ø Angulo de 45 0 Resultados

Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad Descargada 0.3882 Kg./seg. El tiempo máximo para detección y control de la fuga es de 10 minutos (600 segundos). 232.92 Kg

Radiación Térmica (Jet Fire o Incendio de Chorro) Zona de Alto Riesgo (5.0 KW /m2) 8.73 m

Zona de Amortiguamiento (1.4 KW / m2) 15.27 m Zona de Muy Alto Riesgo para el personal (12.5 KW /m2) No reportada Zona de Muy Alto Riesgo para el equipo (37.5 KW /m2) No reportada

Sobrepresión por Explosión Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.211 kg/cm2) La explosión de la nube de gas no se generó por contener una masa

insuficiente para que se produzca este evento cuando no está confinada*.

Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.141 kg/cm2) Zona de Alto Riesgo (0.070 kg/cm2)

Zona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2) Toxicidad

No se presenta este evento ya que el Gas Natural no se considera sustancia tóxica. * API RP 750 Management of Process Hazards

Clave del escenario: ES-02. Descripción del Escenario de Riesgo

Suposición: Se produce una liberación continua gas natural por un orificio o fisura equivalente a 1” (25.4 mm) Ø. del Oleogasoducto de 10”Ø. Ubicación: La fuga se localiza en la conexión del Oleogasoducto con el PRG del pozo Cauchy 2. Causas: La fuga es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc.

Condiciones ambientales del Área del Proyecto Condiciones atmosféricas y zona de localización de la

instalación Condiciones meteorológicas al momento de la fuga de la sustancias

peligrosa Temperatura ambiente Humedad Relativa Zona tipo Velocidad del viento Estabilidad pasquill

25.90 C 70 % Rural 2.7 m/s B / C Datos del recipiente y características de la fuga

Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga Ducto 1” (25.4 mm) Ø Angulo de 45 0

Resultados Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad Descargada

6.21 Kg./seg. El tiempo máximo para detección y control de la fuga es de 10 minutos (600 segundos). 3,726 Kg Radiación Térmica (Jet Fire o Incendio de Chorro)

Zona de Alto Riesgo (5.0 KW /m2) 33.60 m Zona de Amortiguamiento (1.4 KW / m2) 56.86 m

Zona de Muy Alto Riesgo para el personal (12.5 KW /m2) 17.43 m Zona de Muy Alto Riesgo para el equipo (37.5 KW /m2) No reportada






Clave del escenario: ES-03.

Descripción del Escenario de Riesgo Suposición: Ruptura total del Oleogasoducto de 10”Ø. Ubicación: La ruptura se puede presentar en cualquier punto del trayecto del Oleogasoducto de 10”Ø.




Capitulo I - 110

Causas: La ruptura es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc. Condiciones ambientales del Área del Proyecto

Condiciones atmosféricas y zona de localización de la instalación

Condiciones meteorológicas al momento de la fuga de la sustancias peligrosa

Temperatura ambiente Humedad Relativa Zona tipo Velocidad del viento Estabilidad pasquill 25.90 C 70 % Rural 2.7 m/s B / C

Datos del recipiente y características de la fuga Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga

Ducto 1/4” (6.35 mm) Ø Vertical Resultados

Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad Descargada 621.27 Kg./seg. El tiempo máximo para detección y control de la fuga es de 5 minutos (300 segundos). 186,381 Kg

Radiación Térmica (Jet Fire o Incendio de Chorro) Zona de Alto Riesgo (5.0 KW /m2) 192.55 m

Zona de Amortiguamiento (1.4 KW / m2) 395.11 m Zona de Muy Alto Riesgo para el personal (12.5 KW /m2) 77.87 m Zona de Muy Alto Riesgo para el equipo (37.5 KW /m2) No reportada







Descripción del Escenario de Riesgo Suposición: Se produce una liberación continua gas natural por un orificio o fisura equivalente a 1/4” (6.35 mm) Ø. de la Línea de Descarga de 4”Ø. Ubicación: La fuga se localiza en la conexión del Oleogasoducto con el PRG del pozo Cauchy 81. Causas: La fuga es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc.





Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga Ducto 1/4” (6.35 mm) Ø Angulo de 45 0


0.3716 Kg./seg. El tiempo máximo para detección y control de la fuga es de 10 minutos (600 segundos). 222.96 Kg Radiación Térmica (Jet Fire o Incendio de Chorro)


Zona de Muy Alto Riesgo para el personal (12.5 KW /m2) No reportada Zona de Muy Alto Riesgo para el equipo (37.5 KW /m2) No reportada







Descripción del Escenario de Riesgo Suposición: Se produce una liberación continua gas natural por un orificio o fisura equivalente a 1” (25.4 mm) Ø de la Línea de Descarga de 4”Ø.




Capitulo I - 111

Ubicación: La fuga se localiza en la conexión del Oleogasoducto con el PRG del pozo Cauchy 2. Causas: La fuga es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc.





Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga Ducto 1/4” (6.35 mm) Ø Angulo de 45 0











Descripción del Escenario de Riesgo Suposición: Ruptura total de la Línea de Descarga de 4”Ø. Ubicación: La ruptura se puede presentar en cualquier punto del trayecto de la Línea de Descarga de 4”Ø. Causas: La ruptura es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc.





Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga Ducto 1/4” (6.35 mm) Ø Vertical









No se presenta este evento ya que el Gas Natural no se considera sustancia tóxica. * API RP 750 Management of Process Hazards Las áreas de afectación para cada uno de los escenarios son las siguientes, presentándose en la tabla 5.3.8:

Tabla 5.3.8 Áreas de afectación




Capitulo I - 112

Escenario Área de afectación por radiación térmica (m2) Área de afectación por sobrepresión (m2)

1 239.43 No se presenta 2 3,546.74 No se presenta 3 116,476.40 No se presenta 4 228.59 No se presenta 5 3,400.50 No se presenta 6 18,927.71 No se presenta

Fuente: Simulador PHAST 6.53.1 6. Recomendaciones Técnico-Operativas. A partir de la identificación de los riesgos más probables y de mayor alcance que puede presentar los procesos de transporte de gas, se han definido recomendaciones destinadas a fortalecer los dispositivos de seguridad con los que cuenta el Activo Integral Veracruz.

• Aplicar los procedimientos operativos. • Aplicar los programa de mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de

compuerta. • Realizar la inspección y celaje del derecho de vía. • Aplicar el programa de protección anticorrosiva. • Etiquetar las válvulas en los Patines de Recolección de gas. • Aplicar los programas de inspección de las instalaciones. • Elaborar y cumplir con los programas de señalización • Aplicar los programas de celaje de los Derechos de vía. • Aplicar el plan de emergencia.

SECCIÓN II. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS DE PROTECCIÓN EN TORNO A LAS INSTALACIONES

1. Ubicación de zonas vulnerables (asentamientos humanos, escuelas, parques, mercados,

centros religiosos, áreas naturales protegidas, zonas de reserva ecológica, cuerpos y corrientes de aguas, caminos)

Las zonas vulnerables se encuentran definidas por los radios de la zona de alto riesgo resultantes de la simulación; estas áreas forman una zona de riesgo en caso de que ocurriera un evento extraordinario relacionado con la operación del gasoducto y la línea de descarga. Los radios máximos de afectación en el caso de una radiación térmica, resultan de los escenarios en los cuales se representa la ruptura total del diámetro del Gasoducto y de la línea (Anexo 8: Diagrama de pétalos).

De acuerdo a dichos diagramas y visita de campo, ninguna de las zonas de alto riesgo, (inclusive, ninguna de las zonas de amortiguamiento) afecta zonas vulnerables y/o asentamientos humanos.

Conclusiones De acuerdo con los resultados del estudio “Construcción de Gasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø x 4 + 114.83 Km de Longitud del Pozo Cauchy 81 a la Macropera Cauchy 2, Activo Integral Veracruz", y fundamentado en la ingeniería básica del proyecto se determinan las siguientes conclusiones:

Las instalaciones disponen de la infraestructura necesaria para operar con seguridad y eficiencia, minimizando los riesgos al personal, al ambiente y a las instalaciones propias y aledañas.

Para ello, la empresa deberá aplicar los sistemas, métodos y procedimientos descritos y establecidos, así como dar cumplimiento a los programas de operación, mantenimiento y seguridad mencionados, y observar las recomendaciones emitidas en este documento.




Capitulo I - 113

Del análisis HAZOP se determina que para las instalaciones del gasoducto y la línea de descarga, los riesgos asociados corresponden a:

1. Fugas de gas con posibilidad de incendio y/o explosión, su presencia se deberá generalmente a una

fuga de alguna junta bridada o soldada, válvulas en mal estado, representando un peligro inmediato y deberá eliminarse bloqueando la válvula más cercana a la fuga.

2. En tubería por corrosión, la cual puede provocar la posibilidad de riesgo por daños causados por fugas de gas en la tubería, originada por efectos de corrosión interna del espesor.

3. Falla debido por agentes externos, originados por excavaciones por maquinaría, provocando la posibilidad de rupturas de la tubería.

4. Falla en la instalación superficial, considerando la posibilidad de riesgo provocada por agentes externos, fisura en tubería, válvulas, fugas en empaques, accesorios u otras fallas.

Correspondiente al análisis de identificación de riesgos se establece la posibilidad de riesgos cualitativos de fugas de gas (pérdida de contención bajo causa principal la garantía de integridad mecánica del sistema de transporte, así como en la confiabilidad y operabilidad de los equipos de control, regulación y alivio de presión) con posibilidad de generar incendios y/o explosiones.

De las recomendaciones generadas en el Análisis HAZOP se han determinado acciones de cumplimiento catalogadas como Categoría D de mejoras en implantación de procedimientos y manuales de operación y mantenimiento, dado que el Activo Integral Veracruz cuenta con ellos, es prioritario aplicarlos y mantenerlos durante la construcción, operación y mantenimiento del gasoducto de 10”Ø y de la Línea de Descarga de 4”Ø.

La Jerarquización de los eventos de riesgo máximos probables identificados y evaluados, corresponde a un nivel de Riesgo D: “Riesgo generalmente aceptable”, por lo que no se requieren medidas de seguridad y abatimiento y de acuerdo a los resultados de la simulación matemática, no afectarán asentamientos humanos o características importantes del entorno natural.

Bajo las condiciones operativas de los sistemas se ha determinado que en caso de incidentes se tendría la presencia de eventos de fuga con posibilidad de incendios y/o explosiones, sin embargo, el Activo Integral Veracruz cuenta con medios y medidas de seguridad y control que permiten controlar dichos riesgos.

Resumen de la situación general que presenta la instalación o el proyecto, en materia de riesgo ambiental, señalando las desviaciones encontradas y posibles áreas de afectación Con base en los resultados del análisis de riesgo, se determina que el proyecto cumple con las especificaciones técnicas de normas y procedimientos que permiten una operación con riesgo controlado. Sin embargo, el análisis bajo la metodología HAZOP ha permitido identificar algunas posibles desviaciones con respecto a los propósitos de diseño y operación, que podrían generar una situación de riesgo. Estas desviaciones describen a continuación:

• Presionamiento del sistema de transporte de flujo con posibilidad de fugas en juntas bridadas,

soldadas y conexiones de instrumentos con probabilidad de originar incendios y/o explosiones. • Daño a sistema de regulación y control, con posibilidad de fugas en conexiones bridadas, daño a

soldaduras, válvulas y dispositivos (sin posibilidad de rotura de tubería). • Daño del gasoducto de 10”Ø y de la Línea de Descarga de 4”Ø sobre el derecho de vía, con

posibilidad de fugas en conexiones bridadas y soldadas (sin posibilidad de rotura de tubería).

Así, se determina que las causas que dan origen a desviaciones de riesgo más probables de ocurrencia en el gasoducto de 10”Ø y de la Línea de Descarga de 4”Ø son los siguientes: • Falla en instalación superficial.




Capitulo I - 114

• Falla por corrosión. • Falla por agentes externos.

En caso de ruptura total en el gasoducto de 10”Ø y de la Línea de Descarga de 4”Ø, la afectación podría ser mayor si se produce un incendio o explosión, pero la probabilidad que se genere este evento es baja, ya que sólo puede esperarse que se dé por un golpe lo suficientemente fuerte para causar la ruptura total del gasoducto de 10”Ø y de la Línea de Descarga de 4”Ø y esto sólo se puede dar en algún incidente con maquinaria o equipo pesado.

Las áreas de afectación para cada uno de los escenarios son las siguientes:

Tabla 1. Áreas de afectación

Escenario Área de afectación por radiación térmica (m2) Área de afectación por sobrepresión (m2)

1 239.43 No se presenta 2 3,546.74 No se presenta 3 116,476.40 No se presenta 4 228.59 No se presenta 5 3,400.50 No se presenta 6 18,927.71 No se presenta

Fuente: Simulador PHAST 6.53.1 SECCIÓN III. SEÑALAMIENTO DE LAS MEDIDAS DE SEGURIDAD EN MATERIA AMBIENTAL 1. Procedimientos y Medidas de Seguridad 1.1 Medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo La construcción de las instalaciones de PEMEX está regulada por normas, reglamentos de calidad de materiales y procedimientos de construcción que garantizan las condiciones de seguridad de las mismas. A continuación se describen los procedimientos y medidas con que contará la instalación evaluada: • Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones. • Programas de mantenimiento anticorrosivo. • Programas de mantenimiento preventivo y correctivo de válvulas y accesorios. • Programa de protección catódica. • Llevar un registro, mediante bitácora de accidentes y/o fugas que se llegaran a presentar en el

Gasoducto de 10” Ø y en la Línea de Descarga de 4”Ø para aplicar posteriormente un programa específico que permita prevenirlas.

• No se permitirán excavaciones del Derecho de Vía del Gasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø.

• El Derecho de Vía del Gasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø, deberá estar debidamente señalizado.

• Se realizarán programas de inspección y celaje de los Derechos de Vía. • Sensibilizar a la gente que transita cerca de las instalaciones, sobre los peligros que implica la

invasión a la instalación y la realización de trabajos en forma irresponsable. Es necesario informar a estas personas mediante pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se presente un accidente y cómo actuar con prontitud de acuerdo al Plan de Emergencia.

• Es necesario que PEMEX Exploración y Producción, mantenga informado al personal involucrado en la operación y mantenimiento del Gasoducto acerca del Plan de Emergencias y la coordinación con el Comité de Protección Civil, para favorecer los tiempos de respuesta y la eficacia de ésta.

• Los responsables de la operación del Gasoducto deberán apegarse a las medidas de seguridad con que cuenta el mismo, así como conocer los procedimientos de operación normal y de emergencia.

• Señalamientos: Señalamiento Tipo Informativo. Señalamiento Tipo Restrictivo.




Capitulo I - 115

Señalamiento Tipo Preventivo. 1.2 Sistemas de Seguridad Para la eliminación de riesgos a explosiones será necesario el establecimiento de sistemas de seguridad enfocados a prevenir y mitigar los accidentes que pueden generar los daños máximos probables, para el presente estudio se consideran los siguientes sistemas: • Válvulas de compuerta en el PRG del Gasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø.

Aíslan el flujo de gas del Gasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø. • Válvulas de retención (check).

Estas válvulas permiten el flujo en una sola dirección, sellándose automáticamente cuando el flujo se invierte. La dirección del flujo se indica mediante una flecha en un costado de la válvula.

• Válvulas de seguridad en las trampas de envío y recibo de diablos. • Equipos

En caso de presentarse un evento inesperado y/o extraordinario (incendio y/o explosión) en alguna instalación, PEMEX Exploración y Producción cuenta en el Activo Integral Veracruz con tres Centrales Contra Incendio las distancias de estas Centrales al DDV del Gasoducto de 10” Ø y Línea de Descarga de 4”Ø del presente proyecto se muestran en las siguientes tablas:

Tabla 1 Distancia de las Centrales Contra Incendio (CCI) al Origen Pozo Cauchy 81.

Plataforma del Pozo de Desarrollo Cauchy 81 CCI Matapionche CCI Playuela CCI Perdiz

132 Km. 120 Km. 80 Km.

Tabla 2 Distancia de las Centrales Contra Incendio (CCI) al Destino Pozo Cauchy 2. Plataforma del Pozo de Desarrollo Cauchy 161

CCI Matapionche CCI Playuela CCI Perdiz 127 Km. 115 Km. 75 Km.

El personal y equipo con el cual esta integrada esta central Contra Incendio Matapionche se menciona en las siguientes tablas:

Tabla 3. Plantilla de Personal Contra Incendio Personal Categoría Cantidad

Atención a Emergencias Especialista Técnico "C" 1 Especialista Técnico "D" 1

Contra Incendio Enc. Man. Opr. C.I. 1 Op. Especialista en Eq. C.I. 4

Aydte. Op. Man. C.I. 10 Total 17

Fuente: PEP, Coordinación de Construcción y Mantenimiento

Tabla 4 Equipo de apoyo y Contra Incendio disponible para Emergencias Cantidad Descripción Capacidad

1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D85-A12 N.D. 1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D65-A6 N.D. 1 Motoconformadora, Marca Huber F-1400 N.D. 1 Trascabo, Marca Carterpillar N.D. 1 Camión unimog, Marca Mercedes Benz N.D. 1 Maquina de soldar, Marca Lincoln N.D. 1 Autotanque 1000008226, Marca Grove 8,000 Lts 1 Grúa, Marca Grove N.D. 1 Tiro Directo, Marca Kemworth N.D. 1 Quinta Rueda, Marca Kemworth N.D. 1 Motobomba 10000011806, Marca Grumman 1,000 GPM 1 Motobomba 1000000406, Marca Grumman 1,000 GPM




Capitulo I - 116

Cantidad Descripción Capacidad 1 F-350 1000002365 3 Toneladas


El personal y equipo con el cual esta integrada la central Contra Incendio Playuela se menciona en las siguientes Tablas:

Tabla 5 Equipo de apoyo y contra incendio disponible para emergencias Cantidad Descripción Capacidad

1 Camión motobomba contra incendio, Mca. Pierce Mod. 2003 1,000 Galones 1 Tanque pipa elíptico (Nodriza) Mca. Pierce, Mod. 2004 10,000 Litros 1 Bomba HIDROSUB de 6” Ø 1,000 GPM 1 Lancha de fibra de vidrio 20 personas 1 Equipo de combate contra incendio NA 1 Equipo de penetración (Sustancias químicas) NA

Fuente: SIPA, PEP

Tabla 6 Plantilla de personal contra incendio Personal Categoría Cantidad Cuadrilla 1 Operador 1

Ayudantes 3 Cuadrilla 2 Operador 1


Ayudantes 3 Relevos Operador 1

Ayudante 1 Jefes de personal Encargado 1

Jefe de guardia 1 Total 16

Fuente: SIPA, PEP. El equipo con el cual esta integrada la central Contra Incendio Perdiz es el siguiente: • Una Unidad Contra incendio de Espuma con capacidad para 2,000 galones de agua y 200 galones

de espuma, marca Pierce. • Una Unidad Contra incendio de ataque rápido marca Quiroga. • Unidad de carga para apoyo de equipos Unidad 350. • Una unidad de transporte de personal (pickup) Unidad 150. En cuanto a la plantilla de personal, es el que se indica a continuación.

Tabla 7 Plantilla de personal contra incendio.

Personal Categoría Cantidad Cuadrilla 1 Operador 1



Ayudantes 3 Relevos Operador 1

Ayudante 1 Jefes de personal Encargado 1

Tabla 8 Equipo mínimo de seguridad industrial que deberá utilizar el personal que realice operaciones de mantenimiento de los gasoductos

DESCRIPCION CARACTERISTICAS Overall Ropa 100% algodón con logotipo de la empresa Botas de seguridad Calzado impermeable con casquillo, suela antiderrapante y resistente a los ácidos Guantes De carnaza ó dieléctricos




Capitulo I - 117

Protección auditiva Tipo orejeras y/o tapones auditivos Casco Casco para uso en general Faja lumbar Tipo industrial, de seguridad con tirantes Lentes De seguridad con protección a los rayos u.v. Protección respiratoria Respirador desechable para polvos


• Derecho de vía Los derechos de vía o franja de terreno donde se aloja la tubería tienen especificaciones de señalización. No se podrá transitar por él con maquinaria pesada ni se llevarán a cabo excavaciones de ninguna profundidad. Por cada tubería que se adicione se aumenta a cada corredor afectado una distancia de dos metros, más el diámetro correspondiente a dicha tubería. Todos los trabajos de mantenimiento que se realicen en el derecho de vía deben ser supervisados por personal calificado y con pleno conocimiento de los riesgos existentes.

Dentro de sus políticas de Seguridad y Protección Ambiental, PEMEX ha instrumentado el Programa de Mantenimiento a ductos que se presenta en la tabla 10, el cual es de aplicación anual (excepto la medición de espesores y la corrida de diablos instrumentados) para todo este tipo de instalaciones que se encuentren bajo jurisdicción de PEMEX Exploración y Producción.

Tabla 9 Programa de Mantenimiento Anual

Nº C O N C E P T O PROGRAMA DE EJECUCIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 OBSERVACION

1 nspección de espesores Cada 5 años 2 Sistema de protección interior Evaluación Cada mes nyección de inhibidor Diario

3 Sistema de protección mecánica Cada 4 años 4 Sistema de protección catódica Semestral 5 Prueba de hermeticidad No aplica 6 Prueba radiográfica No aplica 7 Sustitución de tramos de tubería Cuando se requiera 8 Prevención de fugas Cuando se requiera 9 Celaje terrestre: Una vez al mes Revisión de señalamientos NDICATIVOS Y RESTRICTIVOS

10 ntegridad mecánica Cuando se requiera Fuente: PEP, Servicios de Apoyo Operativo

Hojas de Seguridad La hoja de seguridad del Gas Natural se muestra en el Anexo 5. Condiciones de Operación Las condiciones de operación que presenta el gasoducto son las siguientes:

Tabla 10 Condiciones de Operación Gasoducto de 10”Ø

Condición Flujo Gas (MMPCSD) Condiciones de operación Presión (psi) Temperatura ° C

Máxima : 114 1,271 34 Normal : 75 1,107 33 Mínima : 40 981 31

Fuente: PEMEX, Cuestionario de bases de usuario del proyecto. MMPCSD: Millones de pies cúbicos Standard día.

Tabla 11 Condiciones de Operación LDD de 4”Ø Condición Flujo Gas (MMPCSD) Condiciones de operación




Capitulo I - 118

Presión (psi) Temperatura ° C Máxima : 10 1,271 34 Normal : 5 1,062 33 Mínima : 3 985 31

Fuente: PEMEX, Cuestionario de bases de usuario del proyecto. MMPCSD: Millones de pies cúbicos Standard día.

Pruebas de Verificación Inspección radiográfica de soldadura Se llevará a cabo con la selección de uno o varios especimenes dentro de un lote de uniones soldadas de acuerdo a criterios establecidos y se procederá a realizar la inspección, calificando el procedimiento de soldadura y al soldador inicialmente (API 1104 y ASME IX). Protección anticorrosiva La protección anticorrosiva de los extremos de la tubería (aproximadamente 30 cm a cada lado del tubo) se debe efectuar limpiando el área en forma manual usando cepillos de alambre y solventes químicos hasta eliminar totalmente la herrumbre, costras, grasas y aceites. Tanto los tramos enterrados como los aéreos deben llevar recubrimiento anticorrosivo y deben cumplir con lo establecido en las normas NRF-004-PEMEX-2000 y NFR-033-PEMEX-2002 respectivamente. Se hará limpieza con chorro de arena a metal blanco, aplicación de una mano de RPO-6 Epóxico Catalizado 0.002” de espesor y dos manos de RA-26 Epóxico Altos Sólidos 0.005” de espesor cada uno aplicando por aspersión lo dispuesto en la normatividad ASME B.31.8.

Se utilizará la cinta Polyken 980-15, que es un polietileno rígido, para dar mayor resistencia mecánica en las condiciones de operación de la tubería, para su aplicación se deberá limpiar primero la superficie del tubo y aplicar una película de 3 milésimas de pulgada de recubrimiento primario, posteriormente se realiza un sobre traslape del 50% (enrollado) resultando un espesor final del Polyken, de 30 milésimas de pulgada, la vuelta o punto final de la cinta debe aplicarse a mano sin tensión. El espesor final del sistema Polyken exterior deberá ser de 63 milésimas de pulgada (3 milésimas de primario, 30 milésimas de cinta anticorrosiva la cual tiene un espesor original de 15 milésimas de pulgada y con un traslape del 50% de de un terminado de 30 milésimas). Prueba hidrostática a la tubería Cabe hacer mención que si la tubería es diseñada de acuerdo a los códigos ASME B-31.4 y B-31.8 o equivalentes, la realización de la prueba hidrostática de acuerdo a la norma NRF-150-PEMEX-2005, queda a consideración de la compañía responsable de la construcción. Deberá realizarse conforme lo indicado en la Norma NRF-030-PEMEX-2009. Las pruebas hidrostáticas realizadas a la tubería, se realizan con la finalidad de detectar cualquier posible fuga y consiste en lo siguiente: En primer término, se realiza la limpieza interior de la tubería con un embolo de limpieza Poli-Pig, para eliminar las incrustaciones, rebaba o polvo y posteriormente al termino de la prueba para eliminar el agua existente.

1. Posteriormente se llena la tubería con agua. 2. Una vez llena la tubería, se coloca la bomba de alta presión hasta alcanzar la presión de prueba de la

tubería y se mantiene de 15 min. A 1 h y después se baja al 50% de la presión de operación. 3. Luego se vuelve a levantar la presión de prueba de la tubería, (a su presión máxima de operación

prevista), y se mantiene durante 24 h sin que sea necesario bombear más agua.




Capitulo I - 119

4. El contratista es el responsable del agua desalojada de las pruebas hidrostáticas. 5. Para realizar la prueba hidrostática, el contratista debe contar con termonografo y manómetro, de los

cuales debe presentarse los certificados de calibración (presión y temperatura) actualizados, debiendo ser de los rangos adecuados.

La prueba se hace después de la corrida con el equipo medidor de la geometría y con el equipo de limpieza interior. El equipo mínimo necesario para la realización de la prueba hidrostática debe incluir: bomba de gran volumen, filtro para asegurar una prueba limpia, bomba de inyección de inhibidores de corrosión, instrumentos de medición, válvula de alivio y bomba para presurizar el Gasoducto a niveles mayores a los indicados en el procedimiento de prueba. El agua que se utiliza es neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada. La duración de la prueba es de 8 horas mínimo y 4 horas en tubería (tramo corto) o secciones prefabricadas que sean parte y se integren al sistema del gasoducto sin prueba posterior. El valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1.25 veces la presión de diseño. La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso de que, por las características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por secciones con previo conocimiento y análisis del sistema de prueba respectivo. Las trampas de "diablo", múltiples y accesorios, deben de someterse a la prueba hidrostática hasta los límites similares que se requieren en el sistema.

Protección Catódica La protección catódica se lleva a cabo mediante la aplicación de una corriente que se obtiene generalmente de un rectificador que convierte la energía alterna en una corriente directa y que se aplica a la tubería de acuerdo al diseño particular. La finalidad de la protección catódica es inhibir la corrosión de las instalaciones. Estos trabajos consisten en la instalación de postes de registro (los cuales serán enterrados a una profundidad de 0.60 m y a una distancia de 1.50 m al lado derecho del gasoducto) de ánodos de magnesio (enterrados a una profundidad de 0.80 m y a una distancia de 1.25 m a la parte del poste de registro de acuerdo con el sentido del flujo). De tal forma que los potenciales: ducto – suelo, tengan un valor mínimo acorde a la Norma CID-NOR-N-SI-0001, No. 2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”. El potencial entre el material anódico y la estructura debe ser una magnitud suficiente para sobreponerse al potencial de las celdas galvánicas y contrarrestar el flujo de corriente creado por estas en la estructura.

i. datos generales del proyecto, del...

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