perforaciÓn de pozos y construccion de...

SUBDIRECCIÓN REGION SUR ACTIVO INTEGRAL SAMARIA-LUNA

GERENCIA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

CAPÍTULO I Datos Generales del Proyecto, del Promovente y del Responsable del Estudio

de Impacto Ambiental

I.1. DATOS GENERALES DEL PROYECTO 1. Clave del proyecto (Para ser llenado por la Secretaría)

2. Nombre del proyecto PERFORACIÓN DE POZOS Y CONSTRUCCION DE INFRAESTRUCTURA PARA EL DESARROLLO DE LOS CAMPOS TIZÓN, CRATER Y KILBA MARINOS. 3. Datos del sector y tipo de proyecto 3.1 Sector Petrolero 3.2 Subsector Obras y actividades petroleras en zonas lacustres y terrestres 3.3 Tipo de proyecto Pozos e infraestructura 4. Estudio de riesgo y su modalidad

Pozos de desarrollo Modalidad de riesgo Plataforma Tizón A: Tizón Nos. 232, 234, 216, 254, 236 y 252

Plataforma Tizón B: Tizón Nos. 276, 274 y 256

Plataforma Kilba A: Kilba Nos.1, 11, 23, 13, 3 y 21

Plataforma Kilba B: Kilba Nos. 42, 41, 44, 22, 24 y 26

Plataforma Crater A: Crater Nos. 73, 71 y 52

Guía de estudio de riesgo ambiental (Art. 18 del Reglamento de la LGEEPA en materia de Evaluación del Impacto Ambiental)

MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

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Construcción de ductos Modalidad de riesgo Construcción de ductos

Oleogasoducto de 16”Ø x 3.008 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1.843 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Tizón A Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 km de Plataforma Kilba A a Plataforma Tizon B Oleogasoducto de 12”Ø x 3.419 km de plataforma Kilba A a plataforma Kilba B Oleogasoducto de 12”Ø x 3.030 km de Plataforma Kilba B a plataforma Cráter A Oleogasoducto de 16”Ø x 2.651 km de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1

Guía de estudio de riesgo ambiental (Art. 18 del

Reglamento de la LGEEPA en materia de Evaluación del Impacto Ambiental)

5. Ubicación del proyecto. 5.1. Calle y número, o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer de dirección postal. El proyecto se pretende desarrollar en las aguas territoriales y parte terrestre de las costas del Municipio de Centla, Tabasco. 5.2. Código postal No disponible. 5.3. Entidad federativa Tabasco. 5.4. Municipio(s) o delegación(es) Centla. 5.5. Localidad(es) Poblado Felipe Carrillo Puerto y mar Territorial del Golfo de México 5.6. Coordenadas geográficas y/o UTM, de acuerdo con los siguientes casos según corresponda: Las coordenadas UTM de las obras son las siguientes:

Plataformas X Y Plataforma Tizón A 527,790 2’054,180 Plataforma Tizón B 525,360 2’054,800 Plataforma Kilba A 522,850 2’054,240 Plataforma Kilba B 523,000 2’052,000 Plataforma Crater A 524,850 2’049,600

Inicio Fin Oleogasoductos X Y X Y

Oleogasoducto de 16”Ø x 3.008 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1 527,790 2’054,180 529,446 2’051,668 Oleogasoducto de 12”Ø x 1.843 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Tizón A 526,170 2’055,060 527,790 2’054,180 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 km de Plataforma Kilba A a Plataforma Tizon B 522,850 2’054,240 526,170 2’055’060 Oleogasoducto de 12”Ø x 3.419 km de plataforma Kilba A a plataforma Kilba B 522,850 2’054,240 523,000 2’054,240 Oleogasoducto de 12”Ø x 3.030 km de Plataforma Kilba B a plataforma Cráter A 523,000 2’052,000 524,160 2’049,200 Oleogasoducto de 16”Ø x 2.651 km de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1 524,160 2’049,200 526,013 2’047,304


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6. Dimensiones del proyecto, de acuerdo con las siguientes variantes: En síntesis, la suma total del área que se ocupará para el desarrollo de las 11 obras es de 24.96 Ha, correspondiendo a infraestructura nueva (100%), misma que se distribuye de la siguiente forma:

Obras a desarrollar No. Área ocupada

(m2)

Plataformas Tizón A, Tizón B, Kilba A, Kilba B y Crater A 5 6,670.5

Construcción de oleogasoductos 6 242,940

T O T A L 11 249,610.5

I.2. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE 1. Nombre o razón social PEMEX-Exploración y Producción, Subdirección Región Sur.

2. Registro Federal de Causantes (RFC) PEP-920716-7XA.

3. Nombre del representante legal

4. Cargo del representante legal

5. RFC del representante legal

6. Clave Única de Registro de Población (CURP) del representante legal

7. Dirección del promovente para recibir u oír notificaciones

7.1. Calle y número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer de dirección postal Centro Técnico Administrativo. Edificio Istmo No. 3, Planta Baja.


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Protección de datos personales LFTAIPG







Avenida Campo Sitio Grande No. 2000. 7.2. Colonia. Fraccionamiento Carrizal.

7.3. Código postal 86030.

7.4. Entidad federativa Tabasco.

7.5. Municipio o delegación Centro.

7.6. Teléfono(s)

7.7. Fax

7.8. Correo electrónico

I.3 DATOS GENERALES DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL 1. Nombre o razón social PEMEX-Exploración y Producción, Subdirección Región Sur.

2. Registro Federal de Causantes (RFC) PEP-920716-7XA.

3. Nombre del responsable técnico de la elaboración del estudio

3.1 Nombre de los responsables de la elaboración del estudio.

.

4. RFC de los responsables de la elaboración del estudio


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5. Cédula profesional de los responsables de la elaboración del estudio

6. Dirección del responsable del estudio

. 7. Colonia.

7.1. Código postal

7.2. Entidad federativa

7.3. Municipio o delegación

7.4. Teléfono(s)

7.5. Fax

7.6. Correo electrónico


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GERENCIA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, PROTECCIÓN AMBIENTAL Y CALIDAD


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CAPÍTULO II DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS O ACTIVIDADES Y, EN SU CASO,

DE LOS PROGRAMAS O PLANES PARCIALES DE DESARROLLO

II.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO El Proyecto Puerto Ceiba Marino contempla la perforación de 24 pozos productores, la instalación de 5 templete, 5 Plataforma tipo tetrápode y la construcción de 6 Oleogasoducto

Construcción de ductos Oleogasoducto de 16”Ø x 3.008 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 201 Oleogasoducto de 12”Ø x 1.843 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Tizón A Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 km de Plataforma Kilba A a Plataforma Tizon B Oleogasoducto de 12”Ø x 3.419 km de plataforma Kilba A a plataforma Kilba B Oleogasoducto de 12”Ø x 3.030 km de Plataforma Kilba B a plataforma Cráter A Oleogasoducto de 16”Ø x 2.651 km de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1

Los 24 pozos, 5 templetes y las Plataformas se ubicarán en Mar Territorial perteneciente al Golfo de México, frente a las costas del municipio de Centla, Tabasco; la construcción de los 6 oleogasoductos, de los cuales uno partirá de la plataforma Tizón A al Cabezal de Recolección Tizón 201, otro de la plataforma de perforación Crater A al Cabezal de Recolección Crater 1, que se localizan en el Municipio de Centla y los 4 faltantes comunicaran al resto de las plataformas (cabe hacer notar que durante la etapa de operación el transporte de la mezcla de gas y aceite será de mar a tierra). La Macrolocalización del proyecto se presenta en la Figura II.1-1.

Figura II.1-1 Macrolocalización del Proyecto




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Las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A, contarán con la infraestructura necesaria para la explotación de 24 productores perforados en un yacimiento de edad Cretácico-Jurásico, con una reserva probada y probable de 59.6 Millones de Barriles de Crudo (MMBLS) y 349.5 Miles de Millones de Pies Cúbicos (MMMPC).

II.1.1 Naturaleza del proyecto El Proyecto comprende un conjunto de obras del sector petrolero que PEMEX Exploración y Producción a través del Activo Integral Samaria-Luna la construcción de la infraestructura involucra la perforación y el desarrollo de 24 pozos, 5 Plataformas y 6 oleogasoducto.

II.1.2 Justificación y objetivos

De acuerdo con el Estudio de Factibilidad del Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos, Región Sur, se obtuvo la Justificación y el Objetivo para el desarrollo del proyecto.

Justificación Con el fin de incrementar la capacidad de producción de crudo que garantice el abasto al mercado Nacional e Internacional en los siguientes años, PEMEX Exploración y Producción ha establecido dentro de su Plan de Negocios una serie de estrategias a desarrollar que le permitirán a partir del año 2007-2021. Dentro de este contexto y para contribuir con los logros de las metas establecidas, la Región Sur (RS) a través del Activo Integral Samaria-Luna, llevará a cabo la “Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos”, el cual permitirá recuperar una reserva de aceite de 56.6 MMB y 349.5 MMMPC de gas.

Objetivo Explotar las reservas certificadas de Campos Tizón, Crater y Kilba, mediante la construcción de la infraestructura de explotación y sistemas de transporte de la mezcla de hidrocarburos.

II.1.3 Inversión requerida De acuerdo con el Análisis Costo Beneficio del Proyecto Desarrollo de Campos, el costo total de la infraestructura será de 20,176.953 millones de pesos.




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II.2 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DEL PROYECTO II.2.1 Descripción de las obras y actividades Para poder generar el desarrollo y la producción de hidrocarburos de Campos Tizón, Crater y Kilba, se requiere de la construcción e instalación de dos templetes y cinco Plataformas (Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A),que estarán conformada por Subestructura y por Superestructura que serán colocadas en un tirante de agua de 12 y 25 metros, la perforación de los 24 pozos se llevarán a cabo a través de 5 plataformas semi-sumergibles, posteriormente se instalaran las Plataformas de producción, así mismo se instalarán un sistema de transporte (6 oleogasoducto de 12 y 16” Ø), de los cuales dos constará de tres tramos: tramo marino, tramo marítimo-terrestre y tramo terrestre;. El conjunto de los proyectos corresponden al mismo tipo de sector, por lo que el desarrollo de la descripción de las actividades será de acuerdo con el inciso B de la Guía y apegándose a la información que solicita el Apéndice I. En el Anexo F se presenta el Plano General de Localización de las Obras y ortomapa.

OBRAS Y ACTIVIDADES MARINAS A) Instalación de Plataformas Marinas

a) Tipo de Plataforma Las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A serán tipo tetrápode y estará compuesta por una plantilla submarina de perforación (templete), una Subestructura y una Superestructura. La instalación de las plataformas cumplirá lo indicado en la NRF-003-PEMEX-2000 referente al diseño y evaluación de Plataformas marinas fijas en la Sonda de Campeche.

1) Templete La Plantilla Submarina contará con seis guías de conductores, en una matriz de 3 x 2, para permitir la perforación de pozos mediante una Plataforma Auto-Elevable (Jack-Up). La separación entre los centros de las guías longitudinales será de 2,286 m (7’-6”), así como de las guías transversales será de 2,438 m (8’-0”); y estará diseñada por placas tipo ASTM A-36, con elementos tubulares tipo API-5L-Gr.B, con tornillos ASTM A-325 Gr.2H, roldadas ASTM F-436 tipo 3, todos sus conectores serán cadminizados; sus ánodos de sacrificio serán de Aluminio-Indio Galvanum III tipo H-725 con un peso neto de 725,0 lbs (328,9 kg) y longitud de 8’-0” (2 438,0 mm).

2) Subestructura

La Subestructura estará integrada por ocho columnas, con diámetro interior de 50”, dispuestas en una matriz de 2 x 4, interconectadas con elementos de arriostramiento, de sección tubular con los cuales se formarán marcos: cuatro transversales 1, 2, 3 y 4 y dos longitudinales A y B. Los marcos 1, 2 y 3 serán verticales y sus columnas estarán inclinadas con una pendiente 1:8 en el plano del marco. El marco 4 tendrá una inclinación con pendiente 1:8.




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La separación entre columnas, en el nivel del punto de trabajo será de (+) 10,566 m (34’ - 8”) sobre el n.m.m., que deberá corresponder con las dimensiones de la Superestructura.

El sistema de arriostramiento de los ejes y plantas será estructurado de tal modo que los elementos formen una “X”. Los arriostramientos horizontales que interconectan a las columnas formarán en conjunto plantas de arriostramiento en los niveles en los que tendrán interacción la Subestructura con los pilotes según el diseño estructural. El sistema de arriostramiento de la Subestructura será de elementos tubulares de acero API 5L Gr. B, o bien fabricados a partir de placa rolada de acero ASTM A-36 para diámetros iguales o mayores a 16”. Para las conexiones principales entre arriostramientos se utilizará preferentemente acero API 2H con suplementos S1, S3, S4 y S5. Las columnas de la Subestructura serán de placa rolada de acero ASTM A-36 en las longitudes libres de incidencias de arriostramientos y de acero API 2H con suplementos S1, S3, S4 y S5 en las zonas de incidencia de arriostramientos. Deberá considerarse un sobre espesor de 3/8”, con respecto al espesor resultante del diseño, en los elementos estructurales comprendidos en la zona de mareas y oleaje, de la elevación (-) 3,0 m a la elevación (+) 4,57 m con respecto al n.m.m. El Marco No. 1 de la Subestructura, adyacente a la zona de conductores deberá ser vertical, para que una Plataforma móvil tipo Autoelevable de Perforación tenga acceso para operar sobre los conductores. Las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A estarán diseñadas con la versatilidad de perforar 3, 5 o 6 pozos con equipo de Perforación fijo o bien con el apoyo de las plataformas móvil tipo Autoelevable de Perforación (dependiendo de los requerimientos del proyecto se procederá).

3) Superestructura

El diseño considerará lo siguiente: El tetrápode se diseñará para soportar todo el peso de los equipos que se instalen en la misma y el

espacio suficiente para las maniobras operativas. Un espacio mínimo para la instalación de 7 conductores de 30”, con un espaciamiento entre ellos de 8’ en

sentido longitudinal y 7’ 6” en sentido transversal. Deberá tener su piso de producción en el nivel 19,1 (62’08”) y una cubierta adicional en el Nivel 26,5 (87’)

donde se considerará el espacio suficiente para instalar el equipo de tubería flexible o equipo de registro. Se considerará un mezanine para apoyar el trabajo de pozos. Deberá contar con un Helipuerto Desmontable instalado sobre la cubierta superior, con capacidad para

recibir una máquina del tipo SA-330 (puma) que deberá estar construido a base de elementos de acero estructural y cubierta de placa antiderrapante, se conectará a la cubierta principal una vez que el equipo de perforación haya sido retirado de las plataformas.

El diseño deberá considerar la instalación de un sistema de bombeo neumático para entrar en función cuando la presión de los pozos se haya abatido considerablemente, proporcionando la presión necesaria que permitirá enviar la mezcla (aceite-gas) a través del cabezal principal de producción hacia su integración con los oleogasoductos de 12” Ø.




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El diseño deberá prever la instalación a futuro de un equipo de producción en la Cubierta Adicional en el Nivel 87’.

Arreglo de Cubiertas en las plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A Cubierta inferior La cubierta inferior en el Nivel (+) 19,100 m (62’ - 8”) s.n.m.m. soportará los equipos presentados en la Tabla II.2.1-1.

Tabla II.2.1-1 Infraestructura de la Cubierta Inferior

Cantidad Descripción 1 Antena de radiocomunicación 4 Racks de instrumentos 1 Tablero de control del quemador 1 Quemador de prueba 1 Caseta de telecomunicaciones 1 Secadora de aire 1 Separador de prueba 1 Separador para gas de instrumentos 1 Depurador para gas de instrumentos 1 Filtro para gas de instrumentos 1 Recipiente recibidor de aire 2 Bomba del separador para gas de instrumentos 2 Bomba de agua contra incendio 1 Bomba centrifuga vertical reforzada (Jockey) 1 Compresor para aire de instrumentos 1 Gabinete de voz y datos 1 Gabinete de CTV 1 Lanzador de diablos para oleogasoducto 4 Luces de ayuda para la navegación 1 Sistema de inyección de químicos inhibidores de corrosión 1 Paquete de nitrógeno 1 Tablero de control de pozos 1 Tablero de interfase 1 U.P.R. de proceso 1 U.P.R. gas y fuego 1 U.P.R. paro por emergencia

Cubierta principal Las cubiertas principales de las Plataforma Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A soportarán los equipos presentados en la Tabla II.2.1-2.

Tabla II.2.1-2 Infraestructura de la Cubierta Principal

Cantidad Descripción 1 Paquete de máquinas




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1 Almacén 1 Paquete de bombas 1 Paquete de lodos 1 Paquete de líquidos 1 Lote de tuberías de perforación 1 Celdas solares

Se revisará que los sistemas de piso de ambas cubiertas estén integrados por trabes principales transversales y longitudinales, trabes perimetrales y largueros longitudinales y se adecuarán o reforzarán en caso necesario, así mismo, se revisará que todas las trabes sean de sección compacta de tres placas soldadas, a excepción de los largueros que serán perfiles comerciales laminados en caliente y contará con un pedestal para recibir una grúa considerando un área para maniobras de carga y descarga de equipo y materiales. La Superestructura deberá contar con dos escaleras retráctiles de operación motorizada que comuniquen a la cubierta inferior con los pasillos de la Subestructura y dos escaleras fijas para comunicar la cubierta principal con la cubierta inferior. También deberá contar con rejilla y barandales para el tránsito del personal en las áreas libres de ambas cubiertas. Las áreas libres de la cubierta inferior serán cubiertas con rejilla antiderrapante para el tránsito del personal. Los equipos serán apoyados sobre los elementos de la estructura. En la cubierta inferior se considera la instalación de un muro contra incendio para separar y proteger áreas con diferente nivel de riesgo, la altura del muro cubrirá la altura total desde el nivel de piso hasta el techo entre cubiertas y su estructuración deberá estar desligada de la estructura principal de las plataformas; el muro se fabricará con perfiles de acero ASTM A-36 y será recubierto con material resistente al fuego en la cara dirigida hacia la zona de pozos.

Condiciones de Operación Las condiciones de operativas y gastos por pozo se presentan en la Tabla II.2.1-3.

Tabla II.2.1-3 Condiciones Operativas

PRODUCCIÓN Presión (kg/cm2)

T salida (°C) (BPD) (MMPCD)

437 130 2000 5.0 Sistema de medición Considerará medidores másicos independientes (bajo el Principio de Coriolis) para cada una de las corrientes de Gas y Aceite, así como un espacio para un Separador de Medición (Tipo Paquete) Servicios Auxiliares Los sistemas que formarán parte de los servicios auxiliares son los siguientes:

Sistema de Suministro Neumático para Instrumentos y Servicios. Sistema de Generación de Energía Eléctrica.




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Sistema de Desfogues. Agentes Químicos. Sistema de Protección Contra-Incendio. Sistema Colector de Drenajes y Purgas de Hidrocarburos. Otros: Agua, Combustibles.

Sistema de suministro neumático para instrumentos y servicios Este sistema proporcionará el suministro neumático requerido para la operación de instrumentos, así como el fluido motriz para el accionamiento de equipo de bombeo. El sistema tendrá tres fuentes de suministro independientes: aire de instrumentos (1ª opción), nitrógeno (2ª opción) y gas amargo (3ª opción); la Tabla II.2.1-5 nos muestra las condiciones de suministro. Se considerarán consumos por los siguientes conceptos:

Gas a Tablero de Control de Pozos. Accionamiento de Instrumentos. Bomba del Recipiente Colector de Aceite. Bomba de Antiespumante. Gas a Pilotos de Quemador. Bomba de Inhibidor de Corrosión.

Sistema de generación de energía eléctrica La generación eléctrica en las plataformas se realizará mediante la aplicación de Celdas fotovoltaicas o Micro turbinas de gas. Sistema de desfogues La función del sistema de desfogues será la recolección de venteos y alivios de hidrocarburos líquidos y gaseosos, para ello se contará con un quemador de desfogue tipo BOOM con sistema de ignición electrónica y con capacidad máxima para quemar una mezcla líquido-gas de 8,0 MBPD de aceite y 3,14 MMPCD de gas amargo. El sistema de desfogues estará diseñado de acuerdo con las especificaciones establecidas en la NRF-031-PEMEX-2003. Agentes químicos Se contará con el equipo requerido (Tanques de almacenamiento, bombas, tuberías e instrumentación) para la dosificación de agentes químicos mostrados en la Tabla II.2.1-7.

Tabla II.2.1-7 Agentes Químicos

Químico Estado físico Forma de recibo Tipo Antiespumante Líquido Tambor / por barco Solución ESSO, NALCO, COREXIT o similar.

Inhibidor de corrosión Líquido Tambor / por barco AT-3026, ESSO, NATCO o similar.




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Sistema de protección contra-incendio Las plataformas estará protegida con un sistema de inundación con agua, el cual, se activará por medio de detectores de acción mecánica (bulbos de ruptura por fuego), asociados con detectores infrarrojos y de presencia de gas, que enviarán la señal eléctrica a tablero para la apertura de las válvulas de diluvio; las condiciones de operación del equipo contraincendio se muestra en la Tabla II.2.1-8.

Tabla II.2.1-8 Condiciones de Operación del Sistema de Agua Contra Incendio

Presión en libras Atmosférica Presión de suministro: 10,0 kg/cm2-man

Temperatura de suministro: 20,0°C Disponibilidad: Se empleará agua de mar

Sistema colector de drenajes y purgas de hidrocarburos Se contará con los siguientes tipos de drenajes:

Aceitoso. Un drenaje que maneje la mezcla de hidrocarburos que se colectarán en un circuito cerrado

de tubería para recolección de purgas y drenes de equipos y tuberías, para ser enviada hacia un recipiente colector de drenajes y posteriormente ser reinyectada hacia el cabezal principal de producción.

Pluvial. No requerido. Químico. No requerido. Sanitario. No requerido.

b) Ubicación del sitio Las Plataformas de perforación Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A se ubicará en Mar Territorial perteneciente al Golfo de México frente a las costas del municipio de Paraíso, Tabasco. En la Tabla II.2.1-9 se presentan las coordenadas geográficas en donde se instalarán las plataformas.

Tabla II.2.1-9 Localización de las Plataformas

Instalación X Y Plataforma Tizón A 527,790 2’054,180 Plataforma Tizón B 525,360 2’054,800 Plataforma Kilba A 522,850 2’054,240 Plataforma Kilba B 523,000 2’052,000 Plataforma Crater A 524,850 2’049,600

En la Tabla II.2.1-10 se muestra la superficie requerida por las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A




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Tabla II.2.1-10 Superficie Requerida para cada una de las Plataformas

Instalación unitaria (m2)

Superficie total requerida (m2)

1, 234. 05 6,170.25

c) Procedimiento de Instalación Instalación de la Plantilla La adecuación estructural de las Plantillas considerará el corte y retiro de elementos tubulares, así como de la guía del conductor central, el cual se sustituirá por una guía tipo abrazadera, con la finalidad de llevar a cabo el acoplamiento con el primer pozo perforado. El templete será transportado al lugar de su instalación por un chalán o embarcación de transportación y deberá ser izada por un barco grúa, que lo colocará por debajo de la torre de perforación de las plataformas autoelevable. La sustentación en el lecho marino se desarrollará por medio de un sistema de placa base formado por elementos tubulares y de perfiles, proporcionando además estabilidad. La placa base cuenta con elementos para izaje (muñones) los cuales tendrán la capacidad para resistir las solicitaciones de carga durante las maniobras de izaje e instalación del templete. Su fijación al suelo marino se hará con elementos de anclaje (columna para anclaje) los cuales sustituirán a los Pilotes, debido a que las cargas laterales que actúan sobre el templete después de su instalación son mínimas. La misma tendrá una Placa Base sobre el lecho marino y contará con elementos para izarla durante las maniobras para su embarque e instalación; además de contar con protección anticorrosiva a través de ánodos de sacrificio. La colocación del templete será a 45° dirección Noreste en su eje transversal, ocupando una superficie de 58,53 m2 con un peso aproximado de 19,5 t y deberá estar disponible para su instalación antes de iniciar la perforación. Su instalación se llevará a cabo durante el proceso de Perforación del Primer Pozo (denominado conductor central, el cual fijará la plantilla para seis pozos en el lecho marino) que estará constituido por las actividades siguientes:

Limpieza de residuos de la Perforación en el Lecho Marino en la zona de apoyo de la Plantilla. Izaje de la Plantilla. Acoplamiento de guía central con el Pozo. Descenso de la Plantilla hasta el Suelo Marino. Ajustes de orientación de la Plantilla y posicionamiento sobre el Lecho Marino. Inspección final y reporte de Instalación.




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Subestructura La construcción de la Subestructura iniciará en los talleres ubicados en tierra, es importante mencionar que durante el procedimiento de instalación se dará cumplimiento a las especificaciones mencionadas por las Normas de Referencia NRF-041-PEMEX-2003 Carga, Amarre, Transporte e Instalación de Plataformas Costa Afuera y la NRF-043-PEMEX-2003 Acercamiento y Amarre de Embarcaciones a Instalaciones Costa Afuera. Así mismo, en la Subestructura se apoyará una parte del ducto ascendente, éste será construido en el patio de fabricación y posteriormente la parte dos del ducto será instalado en la Subestructura, requiriendo para ello dos abrazaderas deslizables adicionales para resistir las etapas de arrastre, transportación e izaje de la Subestructura, funcionando es esta etapa como abrazaderas fijas. El recubrimiento anticorrosivo para la parte sumergida del ducto ascendente (especificación PEP-ATC-001) deberá aplicarse hasta el inicio del codo de 10” 01” 30” sobre la zona de marea y oleaje; soportará una temperatura de diseño de 110,0 °C con 98,0 % de eficiencia sin presentar degradación ni modificación de sus propiedades. El ánodo de sacrificio será de Aluminio-Indio tipo brazalete segmentado o molde cilíndrico con un peso neto de 70,31 kg y un espesor de 50,8 mm y una longitud de 355,6 mm. El recubrimiento anticorrosivo de la camisa de protección para la zona de oleaje y mareas será de acuerdo a las especificaciones P.2.0351.01, P.3.0351.01 y P.4.0351.01, los trabajos de soldadura deberán realizarse de acuerdo a lo establecido en la especificación PEP-ESC-001. Una vez terminada la Subestructura en los talleres en tierra y programada su instalación, se emplearán dos malacates con la potencia mínima requerida para arrastrarla y montarla sobre el chalán de lanzamiento que se encargará de transportarla desde el patio de fabricación, hasta el área donde será instalada; esta se acomodará de tal forma que las trabes de deslizamiento donde se encuentran descansando los marcos centrales, coincidan con las propias trabes del chalán. Terminada la maniobra, se asegurará la estructura con elementos tubulares y se iniciará el transporte con el auxilio de remolcadores especializados en este tipo de operaciones. Como primera actividad para la instalación de la Subestructura, se requerirá de la inspección del fondo marino por medio de buzos para detectar obstáculos que puedan entorpecer los trabajos de instalación de la Subestructura. En seguida se efectuará la secuencia de instalación a través de cuatro etapas; en la Etapa 1, mediante el izaje horizontal de la Subestructura y retiro del chalán de transportación se hará descender la Subestructura (estabilizada con cabos Barco-Grúa/Remolcador) para depositarla sobre el mar hasta su posición de flotación horizontal, en seguida se hará la maniobra de desestrobamiento del gancho principal de la grúa y reaseguramiento de estrobos en Plataforma para estrobos de izaje horizontal. La Etapa 2 corresponde al izaje para giro de la estructura a partir de su posición de flotación horizontal, se desarrollará con el estrobamiento del gancho principal de la grúa en Plataforma para estrobos de izaje vertical, aplicando de manera gradual la carga en el gancho principal de la grúa para iniciar el giro de la Subestructura hacia su posición vertical. La Etapa 3 consistirá en el izaje para giro de la Subestructura hasta su posición vertical a través de la aplicación gradual de carga en el gancho principal de la grúa hasta su posición de flotación vertical de equilibrio de la Subestructura, en seguida se hace un giro horizontal de 180° de la Subestructura (Eje B próximo al barco) y se procede al retiro de grilletes, estrobos, Plataforma para estrobos de izaje horizontal y




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Plataforma para estrobos de izaje vertical; nuevamente se hace un giro de 180° de la Subestructura (Eje A próximo al barco) seguido del acoderamiento y aseguramiento de la Subestructura en el costado del barco-grúa para su traslado y las plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A; la Subestructura quedará apoyada sobre sus vigas de deslizamiento.

La Etapa 4 de la instalación de la Subestructura se efectuará montando los accesorios, posicionando y orientando la Subestructura para el descenso y acoplamiento con el templete (una vez que las dos guías de la plantilla submarina se hayan insertado en las guías de la Subestructura se procederá a descender y depositar la Subestructura en el lecho marino). Posteriormente se procede a efectuar el retiro de los accesorios para finalmente hacer el hincando de los pilotes y los conductores, así como la instalación de las luces de navegación. Pilotes La estructura de las plataformas estará soportada por ocho pilotes de 48” Ø exterior (los cuales deberán cumplir con la Especificación P.3.115.04-1998-UNT) que serán de punta abierta, la penetración de los pilotes se determinará en función de las descargas máximas de compresión y tensión obtenidas del análisis en sitio, bajo condiciones ambientales de tormenta y operación considerando factores de seguridad de 1,5 y 2,0 respectivamente. La interacción suelo-pilote será obtenida para cada combinación de cargas en el análisis estático; mientras que para el análisis dinámico se considerará un modelo lineal representativo para cada uno de los pilotes, correspondiente a una combinación de carga representativa de las condiciones dinámicas por analizar. Las propiedades mecánicas del suelo marino se tomarán del reporte geotécnico (perteneciente a la zona donde se ubicará las plataformas) y servirán tanto para el modelo estático como para el dinámico; las mismas serán representadas mediante curvas de capacidad de carga lateral P-Y, axial T-Z y de punta Q-Z. El espesor de pared de los pilotes será variable y se determinará en base a los elementos mecánicos máximos actuantes obtenidos de las combinaciones de carga de los análisis en sitio. Se considerará una socavación de 1,524 m (5’ - 0”) alrededor de los pilotes a partir del nivel del lecho marino, o bien, el que se indique en el estudio de mecánica de suelos del sitio. Los diferentes tramos que formen el arreglo de pilotes serán diseñados y revisados para resistir los esfuerzos producidos durante las condiciones de embarque (izaje) e hincado. Las conexiones entre los pilotes y las columnas de la Subestructura serán a base de placas, de tal forma que se ajusten adecuadamente en la holgura perimetral entre cada columna y el pilote, éstas serán soldadas entre si. Se considerarán placas centradoras de media pulgada de espesor en el interior de las columnas, localizadas en cada nivel horizontal de arriostramiento de la Subestructura para la transmisión de fuerzas laterales entre pilotes y Subestructura y para limitar la longitud libre de pandeo de los pilotes. Para el análisis y diseño estructural se utilizó la Norma NRF-003-PEMEX-2000 Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas en la Sonda de Campeche.




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Superestructura Lo mismo que la Subestructura, la construcción de la Superestructura iniciará en talleres ubicados en tierra y para su transportación e instalación dará cumplimiento a lo señalado en la NRF-041-PEMEX-2003 y en la NRF-043-PEMEX-2003. Una vez que la Superestructura se encuentre situada en la zona de instalación será colocada sobre la Subestructura (piloteada y cimentada al subsuelo marino) a través de un barco grúa. La Superestructura se montará sobre los pilotes sin elementos de intersección. Lo más importante de la instalación de estas estructuras, es el corte que se hace a los pilotes, debido a que de su exactitud depende el desnivel de la Superestructura, colocada ésta se procede a soldar las juntas pilote-columna y se nivela la cubierta. La instalación incluirá la interconexión y puesta en servicio de ductos y cabezales sobre cubierta y el equipo para Inyección de Gas Residual para Bombeo Neumático El recubrimiento anticorrosivo en la zona atmosférica del ducto ascendente deberá aplicarse desde el codo 10” 01” 30” y deberá soportar 110,0 °C de temperatura de diseño con 98,0% de eficiencia , sin presentar degradación ni modificación de sus propiedades, deberá ser exprofeso para ambiente marino, húmedo y salino, de acuerdo con las especificaciones de PEMEX P.2.0351.01 y P.4.0351.01

d) Medidas de seguridad Como medida de seguridad durante el desarrollo de las actividades en el área marina se tendrá que informar a la Capitanía de Puertos para que se programe el movimiento de las embarcaciones participantes en el proyecto. Durante las maniobras nocturnas se deberán encender las luces de ayuda a la navegación de las embarcaciones participantes. B) Pozos e Infraestructura a) Ubicación física de pozos En el Anexo A se presenta el Plano de Localización General de las Obras del Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos. La infraestructura del proyecto contemplará la perforación de once pozos, los primeros se perforarán de forma vertical mediante una plataforma móvil tipo autoelevable (este pozo servirá para fijar el templete por lo que también se le denomina conductor central), los restante que se instalarán en la plantilla serán perforados utilizando las plataformas móvil o bien las plataformas fija a través de la técnica de perforación direccional. Los Pozos que serán perforados desde las plataformas: 1) Tizón-A son: Tizón-232, 234, 216, 254, 236 y 252 Tizón-B serán los Tizón-276, 274 y 256 2) Kilba-A son: Kilba-1, 11, 23, 13, 3 y 21




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Kilba-B serán los Kilba-42, 41, 44, 22,24 y 26 3) Crater-A son: Cráter-73, 71 y 52 Todos los pozos se localizarán en a una profundidad que oscila entre los 6,300 y 6,400 m.

b) Característica de las plataformas Como se ha mencionando anteriormente, para la perforación de pozos se utilizará una plataforma móvil y/o una plataforma fija, dependiendo de la disponibilidad de los equipos. A continuación se describe las características de ambos equipos.

Plataforma móvil autoelevable Las plataformas móvil autoelevable que se utilizará será tipo trípode, la distribución de una Plataforma tipo (como es la Plataforma Holkan) se encuentra conformada por:

Cubierta Principal Cubierta “A” Cubierta “B” Cubierta “C” Cubierta de fondo

El arreglo general de sus instalaciones se presenta en la Tabla II.2.1-12.

Tabla II.2.1-12 Arreglo General de una Plataforma Móvil Cantidad Equipo

Cubierta de Fondo 2 Bomba de Lodos 4 Presas de lodos 4 Generadores principales 3 Silos de cemento 1 Cuarto de bombas y silos de cemento 3 Silos de barrita 1 Almacén de sacos 1 Cuarto de la potabilizadora 1 Planta fecal 1 Cuarto de CO2

1 Cuarto de aire acondicionado 1 Taller 2 Almacenes 1 Almacén general

Cubierta “C” 1 Almacén 1 Zona de malacates 1 Tabla de la rotatoria 1 Tabla de setback




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1 Árbol de estrangulación 1 Cama de tuberías 1 Zona de temblorinas 1 Cubierta de temblorinas 1 Sobre-cubierta de temblorinas 1 Zona de preventores (Contra pozo) 1 Desgasificador 1 Desarenador 1 Cabina de control de elevación 1 Pañol de herr. para la unidad Schlumberger 1 Unidad Schlumberger 1 Pañol de herramientas 1 Cuarto de equipo contra incendio 1 Cuarto de baterías 1 Helipuerto

Fuente: Arreglo General de la Plataforma de Perforación Holkan.

Tabla II.2.1-12 Arreglo General de una Plataforma Móvil (continuación) Cantidad Equipo

Cubierta Principal 1 Almacén de pinturas 1 Oficina del geólogo 1 Cuarto generador de emergencia 1 Hospital 1 Lavandería 1 Comedor-cocina 1 Almacén de provisiones secas 1 Refrigerador 1 Congelador 1 Circuito de ventilación

Fuente: Arreglo General de la Plataforma de Perforación Holkan.

Las cubiertas “A” y “B” de la Plataforma móvil están conformadas por habitaciones para 4, 2 y 1 personas, baños, lockers, sala de recreo, cuarto de ventiladores, cuarto de baños y regaderas, espacio para cambiarse de ropa, dentro de la cubierta “B” se localizan también la oficina del superintendente y la oficina del supervisor mecánico y eléctrico.

Paquete de perforación fijo Por otra parte, el paquete de perforación fijo que se instalará sobre la cubierta superior de la Superestructura de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A, tendrán las características presentadas en la Tabla II.2.1-13.




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Tabla II.2.1-13 Características y peso del paquete de perforación fijo

Equipo Peso vacío (t)

Incremento de peso de equipo por operación (t)

Total (t)

Paquete de máquinas 296,0 0,0 296,0 Helipuerto 218,0 132,0 350,0 Almacén 244,0 566,0 810,0

Paquete de bombas 708,0 0,0 708,0 Paquete de lodos 76,0 375,0 451,0

Paquete de líquidos 70,0 357,0 427,0 Torre y pantalla 1 226,0 0,0 1 226,0

Subtotal 2 838,0 1 430,0 4 268,0 Tubería de perforación 500,0 0,0 500,0

Total 3 338,0 1 430,0 4 768,0 Fuente: MC-G-002, Memoria de cálculo civil- estructural para la revisión y adecuación de la estructuración.

c) Clasificación del pozo Los 24 pozos a perforar se clasifican como productores.

d) Especificaciones del diseño y materiales empleados en la perforación Para la perforación de los pozos se emplearan barrenas tricónicas, de cortadores fijos y especiales, el uso de las mismas dependerá de la formación y dureza del suelo. Así también se utilizarán tuberías de diferentes tipos, clasificadas como:

Tubería de Revestimiento Tubería de Perforación Tubería de Producción

Las tuberías de revestimiento constituyen el medio con el cual se reviste el agujero que se va perforando. Con ello se asegura el éxito de las operaciones llevadas a cabo durante las etapas de perforación y terminación del pozo. El objetivo de las tuberías de revestimiento es proteger las zonas perforadas y aislar las zonas problemáticas que se presentan durante la perforación. Tal es el caso de revestir el agujero para mantener la estabilidad del mismo, prevenir contaminaciones, aislar los fluidos de las formaciones productoras, controlar las presiones durante la perforación y en la vida productiva del pozo. Además, las tuberías de revestimiento proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiales de control (cabezales, BOPs), los empacadores y la tubería de producción. Las tuberías de perforación son los elementos tubulares utilizados para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación. Generalmente se les conoce como tuberías de trabajo, porque están expuestas a múltiples esfuerzos durante las operaciones de perforación del pozo. Las tuberías de producción son el elemento tubular a través del cual se conducen hasta la superficie los fluidos producidos de un pozo, o bien, los fluidos inyectados de la superficie hasta el yacimiento.




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Los ductos (tubería de línea) son utilizados para conducir los fluidos producidos del pozo hacia los centros de recolección, separadores, compresores o tanques de almacenamiento. Son conductos que se conectan en la superficie a partir del cabezal o árbol de válvulas del pozo. Los elementos tubulares utilizados en las diferentes funciones mencionadas anteriormente pueden presentar variaciones, en su mayoría catalogados por la actividad de perforación en la que se emplearán, los más representativos son:

Tuberías flexibles. Son conductos tubulares de gran longitud y flexibilidad que no requieren utilizar conexión o junta para conformar todo un tren o sarta de tuberías, (la tubería es continua) a diferencia de las tuberías convencionales que requieren un elemento conector para unir tubo por tubo y lograr contar con una longitud apropiada para el trabajo a realizar. Es de dimensiones geométricas esbeltas (< 3 ½” de diámetro), aunque actualmente existen de grandes dimensiones (7” de diámetro) y la mayoría de las veces se utiliza como tubería de trabajo en procesos de recuperación avanzada durante la vida productiva del pozo.

Lastra barrenas (drill collars). Son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación a dar peso a

la barrena durante las operaciones de perforación.

Tubería pesada (heavy weigth). Se compone de elementos tubulares de grandes dimensiones geométricas (espesor) que se utilizan como auxiliar entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas. Con esto se evita la fatiga de los tubos durante la perforación.

Uniones de tuberías Estos elementos requieren una herramienta de apriete (tenazas) sobre ellas, para armar o desarmar la conexión de rosca. Protectores Los protectores de rosca ayudan a evitar los daños a las uniones de tubería. Se encuentran disponibles en acero prensado, acero vaciado, plástico o caucho. Los protectores centrados son protectores de caucho para centrar la tubería, el cual cabe sobre el diámetro exterior de la caja de la tubería que se encuentra en el pozo. El protector de centrado tiene su extremo superior en forma de embudo y sirve como amortiguador y guía para centrar la tubería. Revestimiento Consiste en la instalación de una tubería protectora, o revestimiento, que evita que haya flujos hacia dentro y hacia fuera de las formaciones geológicas y usualmente se cementa con el objeto de asegurar una barrera continua a la presión fuera de la tubería en el intervalo cementado. Las tuberías de revestimiento se clasifican por la función que desempeñan al colocarse en el interior de un pozo, teniendo la siguiente identificación:

Conductora: Es la primera tubería de revestimiento que puede ser hincada o cementada; sirve para sentar

el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulación del lodo de perforación. Es la de mayor diámetro que se utiliza en el pozo, pues a través de ella




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pasan todas las tuberías de revestimiento que se utilizan. En el mar, es la primera tubería que se extiende desde las plataformas hasta abajo del lecho marino (mudline).

Superficial: Es la tubería que sirve para aislar los acuíferos subsuperficiales o superficiales, así como

manifestaciones de gas someros. Provee equipo de flotación, que permita realizar una buena cementación para continuar la perforación dentro de una zona de transición de alta presión. En pozos desviados, la superficie de la tubería debe cubrir toda la sección construida para prevenir derrumbes de la formación durante la perforación profunda. Esta sarta es cementada típicamente hasta la superficie o lecho marino (mudline) y sostiene las conexiones superficiales de control definitivas.

Intermedia: Es la tubería que aísla zonas inestables del agujero, zonas con pérdida de circulación de baja

presión y zonas de producción. Se utiliza en la zona de transición de presión normal a presión anormal. La cima del cemento de esta tubería debe aislar cualquier zona de hidrocarburo. Algunos pozos requieren de múltiples sartas intermedias.

De explotación: Es la tubería que aísla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como resistir las presiones que se manejarán en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad, el bombeo mecánico (gas lift), la inyección de inhibidores de aceite. El buen trabajo de cementación primaria es crítico para esta sarta.

Existen tuberías de revestimiento que por su condición y objetivo de colocación pueden definirse como:

Tubería corta (liners): Es usada para reducir costos y mejorar la hidráulica durante perforaciones

profundas. Puede ser usada tanto en la sarta intermedia como en la de explotación. Es cementada típicamente a lo largo de toda su longitud.

Complemento (TIE-BACK): Es una sarta de tubería que proporciona integridad al pozo desde la cima de la

tubería corta hasta la superficie. Es un refuerzo para la tubería de explotación. Si se tienen altas presiones protege de los fluidos corrosivos y refuerza la tubería de explotación en caso de que se presenten daños. Puede cementarse parcialmente.

Complemento corto (STUB): Es una sarta de tubería que funciona igual que el complemento. Proporciona

integridad por presión para extender la cima de la tubería corta. Puede cementarse parcialmente.

Sin tubería de producción (TUBINGLESS): Es una tubería de explotación que se extiende hasta la superficie y se utiliza como tubería de producción para explotar los hidrocarburos.

La Figura II.2.1-1 muestra un esquema que representa la forma como se colocan las tuberías de revestimiento en el interior de un pozo.




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Figura II.2.1-1 Esquema representativo de la colocación de las tuberías de revestimiento en el interior de un pozo

La Figura II.2.1-2 muestra un diagrama para seleccionar la tubería de revestimiento y la descripción del diseño de las tuberías de revestimiento.

Figura II.2.1-2 Diagrama para seleccionar Tubería de Revestimiento

Tamaño de revestimiento y

Tamaño de revestimiento y

Tamaño de broca y hoyo, pulgadas




Tamaño de revestimiento,



4 4 ½ 5 5 ½

4 ¾ 5 7/8 6 1/8 6 ½ 7 7/8

6 5/8 7 7 5/8 7 ¾

8 5/8 9 5/8

7 7/8 8 ½ 8 ¾ 9 ½ 10 5/8 12 ¼

10 ¾ 8 5/8 9 5/8 9 7/8

11 ¾ 11 7/8

13 3/8 14

10 5/8 12 ¼ 14 ¾ 17 ½

16 20 13 3/8 14

11 ¾ 11 7/8

20 26

24 30

14 ¾ 17 ½

16 20




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Cementación de tuberías de revestimiento de explotación Durante la Perforación de un pozo petrolero es necesario proteger el agujero con tuberías de revestimiento, la cual con el cemento integran un conjunto de seguridad y funcionalidad para el pozo. La operación de cementación primaria de las tuberías de revestimiento consiste en bombear por la TR un bache lavador, un espaciador, lechada de cemento diseñada, espaciador y posteriormente el desplazamiento calculado para alcanzar la presión final requerida, la lechada se coloca en el espacio anular entre el agujero descubierto y la TR se deberá realizar un programa bien establecido para llevar a cabo una operación exitosa, desde su planeación en el gabinete, los materiales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utilizar, así mismo en el campo realizar la operación como se programó, cumplir con la densidad de la lechada diseñada, presiones y gasto de bombeo para terminar la operación exitosamente.

Operaciones Previas a la Cementación

Análisis del Agua disponible. Pruebas de Cemento de cada lote recibido. Programa de Accesorios. Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores.

Operaciones durante la Cementación

Colocación de Accesorios y revisión de Tramos. Introducción de la Tubería de Revestimiento. Llenado de Tuberías y Circulación. Instalación de la cabeza de cementación y de los tapones. Verificación del sistema Hidráulico de bombeo superficial. Operación de Cementación.

Operaciones posteriores a la Cementación La tubería se anclará en sus cuñas con el 30,0% de su peso, se cortará, biselará y colocarán empaques secundarios, carrete adaptador y se probará con presión, posteriormente se bajará a reconocer la cima de cemento, se probará la tubería, se escariará y se evaluará la cementación tomando un Registro Sónico de Cementación CBL-VDL.

Etapas de perforación Para la etapa de Perforación de 30”, se utilizará como fluido de control agua de mar con una densidad de 1,05 g/cm3, en la etapa de Perforación de 20”, se utilizará un lodo bentonítico con densidad variable de 1,06 - 1,25 g/cm3; la cementación hasta esta etapa utilizará aproximadamente 57,0 t de cemento clase “H” densidad de 1,9 g/cm3, y 20,0 t de cemento clase “H”. A partir de la etapa 13 3/8 se cambiará a un lodo polimérico disperso, con densidad variable entre 1,25 - 1,38 g/cm2, debido a que en esta etapa se tienen formaciones poco consolidadas y con bajo gradiente de fractura (está a muy baja presión y puede provocar una pérdida de lodo), se utilizarán 20,0 t de cemento de baja




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densidad de 1,9 g/cm3; la cantidad preparada para la Primera Lechada será de 37,0 t de cemento de 1,6 g/cm3 de densidad, mientras que para la Segunda Lechada se prepararán 30,0 t de cemento clase “H”, de 1,9 g/cm3 La etapa de Perforación 11 7/8” utilizará un lodo polimérico disperso con densidad variable entre los 1,38 – 1,75 g/cm3; en la etapa de Perforación de 9 5/8 se utilizará un lodo de perforación de emulsión inversa con una densidad que oscila entre 1,60 – 2,15 g/cm3, como en esta etapa se tienen formaciones poco consolidadas y con bajo gradiente de fractura se utilizará un cemento de baja densidad, la Primera Lechada será de 44,0 t de cemento de 1,6 g/cm3 de densidad, mientras que la Segunda Lechada será de 13,0 t de cemento de 1,95 g/cm3 de densidad.

En la etapa de perforación de 7 5/8”, se utilizará un lodo de perforación emulsión inversa con una densidad que oscila entre 1,60 – 2,15 g/cm3, para la Cementación se utilizarán 18,0 t de cemento de 1,9 g/cm3 de densidad; en la etapa de perforación de 5 ½” se utilizará un lodo de perforación de emulsión directa con una densidad que oscila entre 0,90 -1,30 g/cm3, vigilando continuamente las condiciones del lodo de perforación en la entrada y salida del pozo para detectar la presencia de hidrocarburos. Las interconexiones de los pozos se cementarán para asegurar su estanqueidad (entre las partes intersticiales), por lo que pueden cementarse hasta la superficie o sólo una parte del solapamiento; el tipo de cemento utilizado será Clase H de acuerdo con lo estipulado en la NRF-069-PEMEX-2002, con aditivos para aguantar alta presión y temperatura y evitar fraguas.

Problemas comunes y soluciones de los fluidos base agua A continuación se presentan los problemas más comunes encontrados en la perforación de pozos:

Arcillas. Los síntomas presentados son un incremento en el contenido de sólidos y MBT, disminución de la alcalinidad, como tratamiento se deberá usar al máximo los equipos de control de sólidos, se diluirá y agregará barita si el peso disminuye, así mismo se usarán dispersantes y sosa cáustica.

Bicarbonato de sodio. Los síntomas presentados son la no detección de calcio en la titulación, un bajo Pf,

un incremento brusco del Mf, altos geles progresivos y gran incremento del filtrado, como tratamiento se incrementará el pH hasta 9,5, se determinarán los EPM de carbonatos y se tratará con cal a fin de eliminar el ion contaminante, para mejorar la reología del lodo se agregarán dispersantes y/o agua, si es necesario.

Carbonatos. Los síntomas presentados son: altos geles progresivos, alto filtrado, alto Pf y Mf, la

ausencia de calcio en la titulación. Como tratamiento se agregará cal, dispersantes y agua, si es necesario.

Cloruro de sodio. Los síntomas presentados son un incremento de cloruros en el filtrado, una disminución de Pf, Mf y pH. El tratamiento dado será mediante la dilución y ajuste del pH, por utilización de dispersantes, ajuste de filtrado con polímeros, en caso de que la contaminación sea muy severa se deberá cambiar a lodo salino.

Cemento. Síntomas: incremento del pH y Pm, alto contenido de calcio en el filtrado y altos valores de

geles. Tratamiento: agregar bicarbonato según cálculo necesario, dispersantes y agua.




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Anhidrita. Los síntomas presentados son una reducción del pH, Pf y Mf, un incremento de Pm y calcio en el filtrado. Se tratará con carbonato de sodio dependiendo de las ppm de contaminante y se agregará dispersante y agua, en caso de ser necesario.

Alta temperatura. Los síntomas presentados son un incremento del filtrado, del contenido de sólidos,

una disminución del pH y de la alcalinidad. El tratamiento constará en agregar un estabilizador para altas temperaturas, en incrementar la concentración de dispersantes y en reducir al mínimo la adición de bentonita.

Fluido base-aceite El fluido de emulsión inversa se define como un sistema en el que la fase continua es aceite y el filtrado también lo es. El agua que forma parte del sistema consiste de pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el aceite. Cada gota de agua actúa como una partícula de sólidos. La adición de emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y forme un sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en el sistema deben ser solubles tanto en agua como en aceite. El empleo de otros materiales organofílicos va a proveer las características de gelación, así como la utilización de asfalto o gilsonita para la reducción de filtrado de iones de calcio o de sodio para la inhibición. Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia variedad de aceites: por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arenas productoras con altas temperaturas, en medios corrosivos. Sistema de emulsión directa En las zonas depresionadas, las necesidades actuales para lograr los objetivos de perforación, requieren de fluidos de baja densidad. Éstos deben superar las desventajas a las que están sometidos, como son la baja estabilidad a la temperatura, sensibilidad a la sosa cáustica, bajo poder de inhibición en arcillas hidratables que se encuentran intercaladas en las rocas carbonatadas del Cretácico y el Jurásico, gases amargos que alteran su composición química y la sensibilidad que tienen a cualquier contacto con fluidos de emulsión inversa. Esto ha llevado a la conclusión que este tipo de fluido sólo sea aplicable en donde lo permitan los gradientes de fractura o en combinación con nitrógeno, por medio de la tecnología de punta de perforación bajo balance. Ya sea en zonas depresionadas en donde las rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación, lo que provoca problemas mecánicos a la sarta de perforación; o en la reparación de pozos en campos productores de gas, para evitar el daño a la formación por su bajo contenido de sólidos.

Este lodo se refuerza con polímeros que soportan altas temperaturas y son utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado. Los fluidos de baja densidad son emulsiones directas que se preparan a razón de hasta un 80,0 % de diesel de acuerdo a la densidad requerida un 18,0 % de agua y un 2,0 % de emulsificantes, así como también un agente supresor de hidratación y un polímero viscosificante. Estas emulsiones directas proporcionan estabilidad al agujero ya sea en una perforación o reparación de pozos.




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Problemas comunes y soluciones de los fluidos de emulsión inversa Contaminación con agua. Como síntomas presenta un incremento en las propiedades reológicas,

reducción en la relación aceite/agua, aumento en el filtrado APAT, disminución en la densidad, aumento en el volumen de fluido en las presas, disminución de la salinidad. En el tratamiento se añaden dispersantes, se ajusta la relación aceite/agua y se agrega el resto de aditivos. Deberá también ajustarse la salinidad.

Alta concentración de sólidos. Síntomas: aumento constante de las propiedades reológicas, disminución

en el avance de perforación, incremento de sólidos de la formación en el fluido. Tratamiento: disminuir el tamaño de malla en el vibrador, checar que el equipo superficial eliminador de sólidos funcione y aumentar la relación aceite/agua.

Exceso de ácidos grasos. Síntomas: incremento en las propiedades reológicas, el incremento de

viscosidad es posterior a un tratamiento con ácidos grasos, la viscosidad se incrementa después de dar 2 ó 3 ciclos al fluido dentro del pozo. Tratamiento: suspender adiciones de ácido graso y aumentar la relación aceite/agua.

Inestabilidad de la emulsión. Síntomas: aspecto grumoso del fluido, difícil de emulsificar más agua, baja

estabilidad eléctrica, hay presencia de agua en el filtrado APAT Tratamiento: si hay huellas de agua en el filtrado APAT, añadir dispersante. Si el filtrado es alto, añadir ácido graso y dispersante.

Asentamiento de barita. Síntomas: ligera disminución en la densidad, poco retorno de recortes a la

superficie, bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie. Tratamiento: añadir viscosificante. Bajar la relación aceite/agua si ésta es alta.

Derrumbes, fricción y empaquetamiento en la sarta de perforación. Síntomas: baja salinidad. Se

incrementa la concentración de sólidos. Los recortes se obtienen blandos y pastosos. Tratamiento: aumentar salinidad, añadir humectante, revisar que las tomas de agua en las presas estén cerradas.

Contaminación con gas. Síntomas: presencia de CO2. Aumento en el filtrado APAT y presencia de agua

en el filtrado. Disminución de la densidad, aumento de la viscosidad, inestabilidad en la emulsión. Tratamiento: utilizar el desgasificador. Agregar reactivos para controlar la contaminación de CO2. Aumentar la agitación y densidad.

Perforación de domos salinos. Síntomas: presencia de recortes de sal en temblorinas, incremento de la

torsión en la sarta de perforación. Tratamiento: aumentar la densidad y la salinidad.

Pruebas de laboratorio Las propiedades físicas y químicas de un lodo de perforación deben controlarse debidamente para asegurar un desempeño adecuado de éste durante las operaciones de perforación. Se verifican sistemáticamente en el pozo y se registran en un formulario denominado informe de lodo API. Los procedimientos para realizar los ensayos son:




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1. Densidad del lodo 2. Propiedades reológicas

a) Viscosidad de embudo b) Viscosidad plástica c) Punto de cadencia d) Resistencia de gel

3. pH y alcalinidad del lodo 4. Características de filtrión

e) API (Temperatura Ambiente, Baja Presión) f) API HTHP (Alta Temperatura, Alta Presión)

5. Análisis del filtrado g) Alcalinidad h) Concentración de sal (Cloruros) i) Concentración de calcio y yeso

6. Análisis de sólidos j) Contenido de arena k) Contenido total de sólidos l) Contenido de aceite m) Contenido de agua n) Capacidad de intercambio de cationes o) Temperatura

En la Tabla II.2.1-14 se presentan algunos de los fluidos (que pueden ser de base aceite o agua) utilizados en la perforación para otorgar estabilidad en las paredes del pozo y mejorar las condiciones de operación, estos fluidos se recirculan en esta etapa y por su costo son reacondicionados para su reutilización.

Tabla II.2.1-14 Sustancias utilizadas en el lodo de perforación de un pozo

Sustancia Cantidad utilizada (aproximada) Unidad Concentración Tipo de

Almacén Bentonita 80,0 – 120,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg

Sosa Cáustica 0,7 - 1,4 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg Barita Variable kg 100,0 % Sacos 50,0 kg

Lignosulfonatos 9,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg Lignito con cáustica 17,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg

Gilsonita líquida 15,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg Emulsificante 10,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg

Sustancia Cantidad utilizada (aproximada) Unidad Concentración Tipo de

Almacén Humectante 10,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg

Reductor del filtrado 10,0 kg/m3 100,0 % Sacos 20,0 kg Arcilla organofílica 21,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg Hidróxido de calcio 41,0 kg/m3 100,0 % Sacos 20,0 kg Carbonato de calcio Variable kg 100,0 % Sacos 25,0 kg




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Otros componentes utilizados en la perforación del pozo se presentan en la Tabla II.2.1-15.

Tabla II.2.1-15 Lubricantes y combustibles utilizados en la perforación Lubricantes Consumo Frecuencia Concentración Tipo de Almacenamiento Ferrocarril 40 1 300,0 l/ mes 100,0 % Tambores 200,0 L

Brio-azul 350,0 l/mes 100,0 % Tambores 200,0 L Filtro de aceite por (maquina) 1,0 pieza/mes 100,0 % A granel

Fluido hidráulico MH 150 150,0 l/3 meses 100,0 % Tambores 200,0 L Fluido transmisión SAE 40 y 90 100,0 l/6 meses 100,0 % Tambores 200,0 L

Diesel 3 000,0 l/día 100,0 % Tambores 200,0 L Explosivos Sólidos - - 100,0 % -

En el caso de que al realizar la perforación del pozo, no se tengan evidencias claras de la presencia de hidrocarburos en el yacimiento, se pueden inyectar reactivos químicos como Nitrógeno y ácido clorhídrico al 15,0 % con el fin de mejorar las condiciones para que el yacimiento aporte fluidos, esto es, “estimular” la producción. Las cantidades mínimas de reactivos para “estimular” un pozo (en caso de ser necesario), se muestran en la Tabla II.2.1-16.

Tabla II.2.1-16 Materia prima diaria para “Estimular” un pozo productor

Sustancia Promedio Diario Concentración Tipo de Almacén

Nitrógeno 20,0 m3 100,0 % Tanques a Presión Ácido clorhídrico al 15,0 % 1 000,0 l 15,0 % Bidones

Diseños de aparejos de producción Las sartas o aparejos de producción es el medio por el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del yacimiento como: fluyente, de bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico. Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación. Para el diseño de las sartas o parejos se debe tomar en cuenta el ángulo del pozo, los fluidos de perforación, peso, velocidad de rotaria y otros procedimientos de operación. Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora pasando a través de la vecindad del pozo y siguiendo su curso por el aparejo de producción. Estos fluidos a su llegada a la vecindad del pozo requieren ser levantados hasta la superficie. Esta acción necesita la actuación de gradientes de presión fluyendo entre el fondo y el cabezal del pozo. Este gradiente a su vez, consiste de la diferencia de energía potencial (presión hidrostática) y la caída de presión por fricción.




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La magnitud de la presión depende de la profundidad del yacimiento y definiendo el tipo de sistema de producción que va a ser colocado en el pozo. Esto significa que si la presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos hasta la superficie se considerará como pozo fluyente, en caso contrario se requiere de un sistema artificial, como puede ser el "levantamiento mecánico", reducción de la densidad del fluido en el pozo y por consiguiente una reducción en la presión hidrostática ("gas lift"). La Figura II.2.1-3 muestra las partes principales que componen un Sistema de Producción “Tipo” para un pozo, por lo que en ella se puede observar la tubería de producción instalada desde el yacimiento hasta el árbol de válvulas, en donde se aprecia una bajante que lleva el flujo del fluido hacia un separador vertical de que se utiliza para separar el gas de los condensados y el agua del aceite (con un separador horizontal), para posteriormente ser enviados hacia una batería de separación a través de un oleogasoducto.

Figura II.2.1-3 Componentes de un sistema de producción

Fuente: Manual de Perforación de pozos.

e) Lugar exacto de la disposición del material de la perforación Los lodos de perforación utilizados en la perforación, serán llevados a presas metálicas diseñadas específicamente para lodos (cumpliendo con la Especificación P.3.0341.03-2000-UNT). Para ser reacondicionados y reutilizados en perforaciones posteriores. f) Planes y programas de atención a contingencias En caso de presentarse un descontrol del pozo se deberá dar seguimiento al Plan de Contingencias de Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción de la Región Sur.

Ductos




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Los Oleogasoductos de 12 y 16”ø estarán conformados por tramos diferentes de ductos su construcción iniciará en tierra y terminará en el mar, el tramo terrestre iniciará en la batería de la Terminal Marítima Dos bocas y cabezal periférico Puerto Ceiba mismos que terminarán en la curva de arribo a la playa; el tramo marítimo-terrestre medirá iniciará al final de la curva de arribo a la playa y terminará al inicio del tendido convencional de la línea regular del tramo marino; el tramo marino iniciará en la interconexión con el tramo marítimo-terrestre y terminará en la curva de expansión localizada en la pata 4-A de las plataformas.

C) Ductos Marinos a) Ubicación física de los oleogasoductos Los oleogasoductos se ubicará en mar territorial perteneciente al Golfo de México, en las coordenadas presentadas en la Tabla II.2.1-17.

Tabla II.2.1-17 Coordenadas de los Oleogasoductos Inicio Fin Oleogasoductos X Y X Y

Oleogasoducto de 16”Ø x 3.008 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1 527,790 2’054,180 529,446 2’051,668 Oleogasoducto de 12”Ø x 1.843 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Tizón A 526,170 2’055,060 527,790 2’054,180 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 km de Plataforma Kilba A a Plataforma Tizon B 522,850 2’054,240 526,170 2’055’060 Oleogasoducto de 12”Ø x 3.419 km de plataforma Kilba A a plataforma Kilba B 522,850 2’054,240 523,000 2’054,240 Oleogasoducto de 12”Ø x 3.030 km de Plataforma Kilba B a plataforma Cráter A 523,000 2’052,000 524,160 2’049,200 Oleogasoducto de 16”Ø x 2.651 km de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1 524,160 2’049,200 526,013 2’047,304

b) Clasificación del ducto y características operativas El ducto es clasificado como un Oleogasoducto diseñado para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos que cumple con la Especificación y Regulación Técnica P.4.315.07:1998 UNT; La Tabla II.2.1-18 nos presenta las condiciones de operación de los Oleogasoductos.

Tabla II.2.1-18 Condiciones de Operación

oleogasoducto Presión (Kg/cm2)

Temperarura (°C) MBPD MMPCD ° API

Oleogasoducto de 16”Ø x 3.008 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1 93 100 48 120 42 Oleogasoducto de 12”Ø x 1.843 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Tizón A 94 100 12 30 42 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 km de Plataforma Kilba A a Plataforma Tizon B 95 100 18 45 42 Oleogasoducto de 12”Ø x 3.419 km de plataforma Kilba A a plataforma Kilba B 94 100 30 75 42 Oleogasoducto de 12”Ø x 3.030 km de Plataforma Kilba B a plataforma Cráter A 94 100 42 105 42 Oleogasoducto de 16”Ø x 2.651 km de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1 93 100 48 120 42




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c) Procedimiento de instalación Para la instalación del tramo marino se deberá dar cumpliendo a las normas de referencia NRF-001-PEMEX-2000, NRF-013-PEMEX-2001, NRF-014-PEMEX-2001, NRF-026-PEMEX-2001 y la NRF-033-PEMEX-2003, así como con el procedimiento 252-28300-CO-117-0001 y la Especificación y Regulación Técnica P.3.0721.01:2000 UNT a través de las siguientes etapas:

Preparativos para el tendido de la línea Recibo de Tuberías en Muelles Transporte al Sitio de Tendido

Lastrado de Tubería e instalación de ánodos de sacrifico en ductos a ser instalados Revisión de documentos técnicos aplicables al proyecto (planos, requisiciones, dibujos, anexos, etc.) Soldadura de tuberías, válvulas, conexiones y accesorios.

Pruebas no destructivas Protección mecánica a juntas de campo Reparación de soldadura Inspección subacuática

Dragado a través de la inyección de aire y enterrado de tubería Tendido, abandono y recuperación de tubería (esta actividad es temporal, y se efectúa en caso de que

las condiciones climáticas sean adversas)

Prefabricación de elementos Instalación de abrazaderas y defensas. Instalación de ductos ascendentes y curvas de expansión.

Empate submarino Prueba hidrostática Limpieza de la tubería

d) Tipo de fluido transportado Los Oleogasoductos de 12 y 16” se utilizará para el transporte de Aceite y Gas 42° API. e) Especificaciones de diseño Se utilizará acero al carbón de 406,0 mm (12”) diámetro x 3+970 y 7+194.5 km (0,5”) de espesor especificación API 5L Gr. X-52 para servicio amargo con recubrimiento de lastre de concreto de 3 000,0 kg/m2 densidad y espesor de 44,45 mm (1,75”) que deberá cumplir con la norma NRF-001-PEMEX-2000, con el NACE MR-01-75 y TM-02-84 (últimas ediciones) y estará diseñada para una vida útil de 20 años.




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Para ducto ascendente, curvas de expansión y el arribo a la playa como prevención al desgaste por corrosión interna, se tiene considerado un incremento de espesor de 0,125 pulg. para la línea regular y 0,200 pulg., por lo que el espesor de tubería definitivo será el inmediato superior comercial. El lastre de concreto se aplicará desde el inicio del codo ascendente de la curva de expansión al pie de las plataformas hasta el inicio de la perforación direccional para su arribo a la playa, para el acoplamiento del ducto ascendente (riser) con la curva de expansión submarina (offset) se considerará una brida giratoria (swivel) tipo RTJ y una brida de cuello soldable (WN) tipo RTI; el empate de la curva de expansión (offset) con la línea regular en Puerto Ceiba será por medio de soldadura, mismo que se realizará en la cubierta de la embarcación. Como complemento de la protección con recubrimientos, la tubería submarina deberá protegerse de la corrosión con un sistema de ánodos de sacrificio; para el sistema de protección catódica de la línea regular, curva de expansión y ducto ascendente se instalarán ánodos tipo Galvalum III de Aluminio-Zinc-Indio. Como parte del sistema de protección catódica de la tubería submarina, se deberá cumplir que la tubería submarina quede aislada eléctricamente de la tubería sobre la cubierta de las plataformas y del sistema de la tubería terrestre que va hacia el Cabezal Puerto Ceiba, para lo cual se utilizará una junta aislante monoblock en las plataformas ubicadas en la conexión del ducto ascendente con la tubería sobre cubierta, y una en su conexión con la tubería terrestre.

f) Número, características y localización de válvulas de seccionamiento y trampas de diablos Los oleogasoductos en su tramo marino, cuenta con una válvula de seccionamiento (SDV-4052) y una trampa de diablos (YA-HR-2220) ambas se localizarán sobre la cubierta de servicios de las plataformas. Las trampas, tuberías, válvulas y conexiones así como el patín deberán protegerse contra el ambiente marino industrial conforme a lo especificado en la NRF-004-PEMEX-2000 y con las especificaciones P.2.0351.01, P.3.0351.01 y P.4.0351.01; de acuerdo con lo estipulado en la hoja de datos HD-2869-08-05-023 y la especificación técnica para trampa de diablos EPI-A-009 Rev. 0, así mismo deberán cumplir con lo establecido en las especificaciones para el diseño, fabricación, suministro y pruebas de trampas receptoras o lanzadoras, establecidos por el ASME Secc. VIII. Div. I y el NACE MR-0175. La trampa de diablos estará completamente ensamblada sobre un patín estructural, incluyendo la tubería de interconexión, válvulas, instrumentos y soportes estructurales, debiendo cubrir al menos lo siguiente:

Barril para manejar diablos instrumentados, equipado con tapa abisagrada y reducción para interconexión con el ducto.

TEE recta especial guiada con barras para paso de diablos. Válvula de bloqueo principal tipo esférica, bridada, de paso completo, a prueba de fuego. Válvula de desvío de la línea principal tipo esférica, bridada, de paso completo, a prueba de fuego. Codo de 90 grados, radio largo, para derivación de flujo principal. Válvula para pateo en barril (lanzador), tipo esférica, bridada a prueba de fuego. Válvula para desvío de barril (receptor), tipo esférica, bridada a prueba de fuego. Patín estructural, con dos silletas para soporte de la trampa, soporte para válvulas, soportes para tubería,

orejas de izaje y accesorios.




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Válvula de seguridad con válvula de bloqueo y anillo de prueba. Manómetro con válvula de bloqueo, purga y venteo. Dos (2) indicadores de paso de diablos. Conexión con válvula de venteo. Línea de balance de presión (lanzador). Conexión con válvula para drenaje. Conexión con válvula para purga. Charola para manejo de diablos en operaciones de carga y descarga del mismo. Grúa giratoria con gancho (polipasto) para maniobras de carga y descarga de diablos. Charola colectora de aceite. Toda la tubería de interconexión (con soportes) para la trampa completa hasta los puntos de interconexión

en el límite del paquete. Preparación de superficie y pintura.

g) Longitud total del ducto Los Oleogasoductos tendrán una longitud total de 16,196 metros distribuidos de la siguiente manera

Construcción de ductos Longitud (metros) Oleogasoducto de 16”Ø de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1 3,008 Oleogasoducto de 12”Ø de Plataforma Tizón B a Plataforma Tizón A 1,843 Oleogasoducto de 12”Ø de Plataforma Kilba A a Plataforma Tizon B 2,245 Oleogasoducto de 12”Ø de plataforma Kilba A a plataforma Kilba B 3,419 Oleogasoducto de 12”Ø de Plataforma Kilba B a plataforma Cráter A 3,030 Oleogasoducto de 16”Ø de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1 2,651

h) Ancho del derecho de vía En el caso de instalación de ductos marinos no existen regulaciones para establecer un derecho de vía, cabe hacer mención que los oleogasoductos en su tramo marino no tendrá cruzamientos con otros ductos. D) Perforación Direccional a) Ubicación física de los oleogasoductos Las coordenadas presentadas en la Tabla II.2.1-19 nos indican la ubicación del punto inicial y final de la ubicación física del ducto. b) Clasificación del ducto y características operativas Los ductos serán clasificados como Oleogasoductos diseñado para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos que cumple con la Especificación y Regulación Técnica P.4.315.07:1998 UNT; La Tabla II.2.1-20 nos presenta las condiciones de operación del tramo marítimo-terrestre (que son iguales a las del tramo marino de los Oleogasoductos).




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Tabla II.2.1-20 Condiciones de Operación del Tramo Marítimo-Terrestre

oleogasoducto Presión (Kg/cm2)

Temperarura (°C) MBPD MMPCD ° API

Oleogasoducto de 16”Ø x 3.008 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 201 93 100 48 120 42 Oleogasoducto de 16”Ø x 2.651 km de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1 93 100 48 120 42

c) Procedimiento de instalación El equipo de perforación direccional se colocará en la playa; en este punto se dará inicio a la perforación del agujero piloto o guía por medio de un ensamble de punta, el cual barrenará el suelo con un ángulo de entrada de 10° y en intervalos de 10,0 m. Una vez que la punta aflora en el lecho marino se cambia por un cortador de mayor diámetro al de la tubería que se va a instalar, en la parte posterior del cortador se conecta un tapón previamente soldado a la tubería de los oleogasoducto de 12 y 16” Ø y se procede a avanzar en retroceso mediante maniobras de jalado que realiza el equipo de perforación, una vez que la tubería submarina arriba a la playa, se concluyen las operaciones de la perforación direccional.

La profundidad de enterramiento de la tubería en la zona de perforación direccional varía de acuerdo a la configuración del terreno, alcanzando hasta 15,0 m en la línea de playa. Una vez concluida la etapa de la perforación direccional, la barcaza iniciará las maniobras de tendido de la línea regular hasta las plataformas Tizón A y Crater 1, la interconexión entre la perforación direccional y la línea regular se efectuará a través de una pieza de transición de 16” Ø que se soldará en el extremo final de la perforación direccional y el extremo inicial de la línea regular estando ubicados ambos sobre la barcaza de tendido. Las actividades necesarias para instalar una tubería en el arribo a la playa mediante la perforación horizontal direccional comprenden:

Acondicionamiento del sitio en tierra para instalar el sistema de perforación.

Reconocimiento de los sitios de inicio de la perforación y salida a superficie en el lecho marino. Acondicionar el suministro del líquido. Acondicionamiento de los recipientes para preparación, retención y reciclado de lodo de perforación.

Traslado e instalación del sistema de perforación con todos sus equipos, accesorios y tuberías.

Preparación y acondicionamiento de una barcaza de ayuda en el sitio marino y recepción de todos

los tramos de tubería a instalar.

Perforación del hueco piloto.




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Trabajos bajo el agua de recepción de la broca y tubería de perforación y guía de los mismos hasta la barcaza por un grupo de buzos.

Reemplazo de la broca por un escariador e instalación del inicio de la tubería de trabajo. Escariado del hueco y arrastre de la tubería de trabajo.

Preparación de las conexiones apropiadas en ambos extremos de la tubería, incluyendo las obras

necesarias para su protección.

Retiro de los implementos de perforación, de la instalación de suministro de agua y disposición apropiada de los residuos del lodo y material de perforación.

d) Tipo de fluido transportado Los Oleogasoductos de 12 y 16”Ø se utilizarán para el transporte de Aceite Gas 42° API e) Especificaciones de diseño La tubería a emplear será de acero al carbón de 406,0 mm de diámetro x 20,625 mm (0,812”) de espesor, especificación API 5L Gr. X-52 para servicio amargo, y deberá cumplir con la norma NRF-001-PEMEX-2000, con el NACE MR-01-75 y TM-02-84 (últimas ediciones) y estará diseñada para una vida útil de 20 años.

En el Anexo J se presentan las Especificaciones y Regulaciones Técnicas (P.3.0721.01:2000 UNT, P.2.0351.01, P.3.0351.01, P.4.0351.01 y P.6.0301.01) mínimas que debe de cumplir el diseño de la tubería. h) Ancho del derecho de vía En el caso de instalación de ductos a través del método de perforación “Beach Approach” no existen regulaciones para establecer un derecho de vía.

E) Ductos Terrestres a) Ubicación física del ducto La ubicación física del ducto en su tramo terrestre se encuentra en las coordenadas presentadas en la Tabla II.2.1-21, sobre terrenos del Municipio de Paraíso, Tabasco. El Plano del Anexo E indica las áreas, superficies afectadas y nombre de los propietarios de los terrenos. La carta topográfica escala 1:50 000 (Anexo A) muestra que los terrenos por donde pasará el tramo terrestre de los oleogasoductos se ubican dentro del Municipio de Paraíso, Tabasco y corresponden a una Zona de Clase 3 de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2003. La clasificación de los Oleogasoductos se determina por el número de construcciones localizadas en esta área. En el Capítulo VIII se presentarán las fotografías del sitio de instalación y colindancias del área en donde será instalado los oleogasoductos de 12 y 16” Ø.

b) Clasificación del ducto y características operativas




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El ducto será clasificado como un Oleogasoducto diseñado para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos que cumple con la Especificación y Regulación Técnica P.4.315.07:1998 UNT c) Tipo de fluido transportado Los oleogasoductos de 12 y 16” Ø se utilizarán para el transporte de Aceite y Gas 33° API conocido como Crudo Ligero.

d) Especificaciones de diseño La tubería a emplear será de acero al carbón de 406,4 mm (16”) x 11,1 mm (0,438”) de espesor, especificación API 5L Gr. X-52 para servicio amargo, y deberá cumplir con las normas NRF-001-PEMEX-2000, NRF-026-PEMEX-2001 y con la NRF-030-PEMEX-2003 (todas presentadas en el Anexo B); y estará diseñada para una vida útil de 20 años.

Para los cruzamientos con vías de comunicación la protección puede realizarse colocando o no un encamisado. La tubería que transporta hidrocarburos dentro de una tubería de protección (camisa), deberá instalarse a una profundidad de 1,5 metros como mínimo, la tubería y la camisa deben de ser concéntricas y se conservarán en esa posición por medio de aisladores y centradores de fábrica. El espacio anular entre la tubería y el tubo protector debe estar sellado en los extremos y relleno con material que evite la entrada de agua, debiendo realizarse esta operación tan pronto como se haya introducido el ducto dentro de la camisa. La camisa debe diseñarse para soportar cargas externas y debe tener orificios para colocar ventilas hacia el exterior. La tubería y la camisa deben quedar eléctricamente asiladas. El tubo enterrado directamente o con perforación direccional sin el uso de camisa de protección, debe instalarse a una profundidad mínima de 3,0 metros, desde el lomo superior del ducto. La tubería soldada a tope será por el proceso de soldadura manual eléctrica de arco protegido, de acuerdo a las normas aplicables de la AWS (American Welding Society). Los electrodos deben ser seleccionados de acuerdo a las especificaciones de PEMEX P.4.310.01 y P.4.0311.01 (Anexo J), para proporcionar soldaduras con una resistencia igual o ligeramente mayor a la resistencia de los tubos a unir y tener una composición química similar a la del metal base. Todas las soldaduras de campo en ductos tanto en línea regular, como en cruces y empates, se deben radiografiar al 100,0 %, con la fuente de radiación apropiada a su espesor y de acuerdo con el código ASME B31.8 Sección VIII. Edición 2001.

e) Número, características y localización de válvulas de seccionamiento y trampas de diablos Los oleogasoductos en su tramo terrestre, cuenta con una válvula de seccionamiento (SDV-2000) y una trampa de diablos (PC-HR-2000) ambas se localizarán dentro de las instalaciones del Cabezal Recolección Tizón 201 y Cabezal Recolección Crater 1. La trampa PC-HR-2220, tubería, válvulas y conexiones así como el patín deberán protegerse contra el ambiente marino industrial conforme a lo especificado en la especificación técnica para trampa de diablos EPI-A-009 Rev. 0, así mismo deberán cumplir con lo establecido en las especificaciones para el diseño,




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fabricación, suministro y pruebas de trampas receptoras o lanzadoras, establecidos por el ASME Secc. VIII. Div. I y el NACE MR-0175.

La trampa de diablo estará completamente ensamblada sobre un patín estructural, incluyendo la tubería de interconexión, válvulas, instrumentos y soportes estructurales, debiendo cubrir al menos lo siguiente:

Barril para manejar diablos instrumentados, equipado con tapa abisagrada y reducción para interconexión con el ducto.

TEE recta especial guiada con barras para paso de diablos. Válvula de bloqueo principal tipo esférica, bridada, de paso completo, a prueba de fuego. Válvula de desvío de la línea principal tipo esférica, bridada, de paso completo, a prueba de fuego. Codo de 90 grados, radio largo, para derivación de flujo principal. Válvula para pateo en barril (lanzador), tipo esférica, bridada a prueba de fuego. Válvula para desvío de barril (receptor), tipo esférica, bridada a prueba de fuego. Patín estructural, con dos silletas para soporte de la trampa, soporte para válvulas, soportes para tubería,

orejas de izaje y accesorios. Válvula de seguridad con válvula de bloqueo y anillo de prueba. Manómetro con válvula de bloqueo, purga y venteo. Dos (2) indicadores de paso de diablos. Conexión con válvula de venteo. Línea de balance de presión (lanzador). Conexión con válvula para drenaje. Conexión con válvula para purga. Charola para manejo de diablos en operaciones de carga y descarga del mismo. Grúa giratoria con gancho (polipasto) para maniobras de carga y descarga de diablos. Charola colectora de aceite. Toda la tubería de interconexión (con soportes) para la trampa completa hasta los puntos de interconexión

en el límite del paquete. Preparación de superficie y pintura.

f) Tipo de instalaciones de origen y destino El punto de origen de los Oleogasoductos en la etapa de construcción en su tramo terrestre es el Cabezal de Recolección Tizón 1 y el Cabezal de Recolección Crater 1, cuenta con un cabezal de recolección, tanques, separador, área de tanques de almacenamiento con dique contenedor, paquete de regulación, sistema contra incendio, cobertizo para bombas de contra incendio, antena de telecomunicaciones caseta de vigilancia, barda perimetral con dos accesos, calles interiores, drenajes y alumbrado. g) Longitud total del ducto Los Oleogasoductos tendrán una longitud total en tierra de aproximadamente 300 metros distribuidos de la siguiente manera




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Construcción de ductos Longitud (metros) Oleogasoducto de 16”Ø de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón1 150 Oleogasoducto de 16”Ø de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1 150

h) Ancho del derecho de vía De acuerdo con la ingeniería del plano el derecho de vía requerido para el ducto en su etapa terrestre será de 15,0 m considerando 5,0 m para la zona de alojamiento de material extraído y de 10,0 m para la zona de alojamiento de tubería durante su tendido. En el área donde se instalará los Oleogasoductos Terrestres se encuentran operando actualmente instalaciones de PEMEX, que cuentan con autorizaciones emitidas por SEMARNAT en Materia de Riesgo e Impacto Ambiental.

i) Obra civil para la preparación del terreno En el caso de los trabajos de construcción de la línea regular terrestre se realizará una excavación de una zanja donde se alojará el ducto terrestre; el producto escarbado será incorporado nuevamente a la zanja; el procedimiento se llevará de acuerdo a lo establecido en el procedimiento 249-28900-CO-117-0004. j) Profundidad de la zanja Para enterrar los oleogasoductos en su tramo terrestre se deberá de tomar en cuenta lo establecido en la NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos. La profundidad máxima a la que será enterrado los Oleogasoductos será de 1,5 m. k) Lugar exacto de la disposición de material producto de la excavación El material producto de la excavación será utilizado nuevamente para cubrir la zanja donde será alojado los oleogasoductos. l) Cruzamientos con ríos o caminos de acceso No se presentan cruzamientos con ríos o caminos de acceso II.2.2 Descripción de Obras y Actividades Provisionales y Asociadas De acuerdo con el Apéndice II de la guía, las actividades provisionales y asociadas por tipo de obra del Proyecto se presentan en la Tabla II.2.2.-1.




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Tabla II.2.2-1 Obras Asociadas Tipo de Infraestructura Información Específica

Construcción de caminos de acceso No Aplica Construcción de caminos y vialidades (sólo cuando el promovente las construya como parte del proyecto

No Aplica

Descripción de los laboratorios de control y análisis No Aplica

Descripción de centros de telecomunicaciones y cómputo

La comunicación durante los trabajos en la parte marina y en la parte terrestre se llevará a cabo mediante la utilización de sistemas de comunicación móvil y por medio de comunicación interna en las instalaciones de PEMEX

Servicio médico y respuesta a emergencias Los propios de las embarcaciones para la instalación en su fase marina, y en tierra los de primeros auxilios, que serán para la fase de construcción. Para la fase de operación y mantenimiento no se requieren instalar obras adicionales de este tipo

Almacenes, bodegas y talleres En caso de requerir de un almacén temporal para la parte terrestre se utilizará el área correspondiente a la macropera Para el tramo marítimo-terrestre se requiere de un área donde será instalado el equipo de perforación direccional de manera temporal

Campamentos, dormitorios, comedores No Aplica

Instalaciones sanitarias En el caso del tramo terrestre se utilizará baños móviles que serán temporales, el agua residual será manejada por una empresa especializada

Planta de tratamiento de efluentes No Aplica

Instalaciones para la generación, transformación y conducción de energía

En la etapa de construcción en mar, se utilizarán los generadores propios de las embarcaciones, para la zona terrestre se utilizarán generadores de energía de la red eléctrica ya existente

II.2.3 Ubicación del Proyecto En el ortomapa se presenta en el Anexo F, en ella se encuentra la ubicación de las Plataformas, así como la trayectoria de los 2 Oleogasoductos en su arribo a las costas de Paraíso, Tabasco. Las coordenadas geográficas que delimitan el polígono del área de influencia del Proyecto se presentan en la Tabla II.2.3-1. Las Plataformas y los templete en donde se instalarán los 24 pozos productores se localizarán aproximadamente a 3 km de la línea de costa, en Mar Territorial frente a las Costas de Centla, Tabasco. La construcción de los 6 oleogasoductos (que transportará la mezcla de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A hacia al Cabezal de recolección Tizón 1 y Crater 1), de los cuales el que partira de la plataforma Tizón A al Cabezal de Recolección Tizón 1 y el otro de la plataforma de perforación Crater A al Cabezal de Recolección Crater 1, iniciarán en tierra en el Poblado Felipe Carrillo Puerto, perteneciente al Municipio de Centla, Tabasco y finalizará en Mar Territorial (perteneciente al Golfo de México). El resto de los oleogasoductos interconectara a las plataformas

La Figura II.2.3-1 nos muestra la ubicación de las plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A y la zona en donde se ubicará el tramo terrestre de los oleogasoductos.




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Figura II.2.3-1 Localización de las plataforma

II.2.3.1 Superficie Total Requerida a) Superficie total del predio o del trazo El área total del proyecto es de 24.96 Hectáreas.

Tabla II.2.3.1-1 Superficie Total Requerida

Áreas Naturales Áreas Urbanas, Agropecuarias y Eriales Instalación Longitud

(km) Superficie Total (m2) Superficie Porcentaje Superficie Porcentaje

Plataforma Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A Plataforma marina Kilba A --- 1,234.05 0 0 0 0 Plataforma marina Kilba A --- 1,234.05 0 0 0 0 Plataforma marina Tizón A --- 1,234.05 0 0 0 0 Plataforma marina Tizón B --- 1,234.05 0 0 0 0 Plataforma marina Crater A --- 1,234.05 0 0 0 0

5 Templetes --- 500 0 0 0 0 Oleogasoductos de 12 y 16” Ø

Oleogasoducto de 16”Ø x 2.91 km aproximadamente de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón1

2.91 43.65 0 0

Oleogasoducto de 12”Ø x 2.508 km aproximadamente de Plataforma Tizón A a Plataforma Tizón B.

2.508 37.62 0 0 0 0

Oleogasoducto de 12”Ø x 2.572 km aproximadamente de Plataforma Tizón B a Kilba A

2.572 38.58 0 0 0 0

PM-2

18° 33’

18° 35’

92° 40’ 92° 45’ 92° 50’




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Áreas Naturales Áreas Urbanas,

Agropecuarias y Eriales Instalación Longitud (km)

Superficie Total (m2) Superficie Porcentaje Superficie Porcentaje

Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 km aproximadamente de plataforma Kilba B a plataforma Kilba A.

2.245 33.675 0 0 0 0

Oleogasoducto de 12”Ø x 3.03 km aproximadamente de Plataforma Kilba A a plataforma Cráter A.

3.03 45.45 0 0 0 0

Oleogasoducto de 16”Ø x 2.574 km aproximadamente de Plataforma Crater A a Cabezal Cráter 1.

2.570 38.55 0 0

II.2.3.2 Vías de Acceso al Área Para llegar al área donde serán instalados los oleogasoductos en su tramo terrestre, se utilizará la carretera federal que comunica a la ciudad de Villahermosa con el poblado Felipe Carrillo Puerto en donde se encuentran una serie de caminos vecinales que llevan a los pozos del campo Tizón y Crater. Para el acceso a las obras de tipo marino el traslado se llevará a cabo mediante el uso de embarcaciones. II.2.3.3 Descripción de Servicios Requeridos Actividades en Mar La etapa de preparación y construcción de la infraestructura marina, no requerirá de instalación de servicios, ya que durante estas actividades se utilizarán los servicios de agua potable, electricidad y red de drenajes con los que cuentan las embarcaciones participantes cumpliendo en todo momento con la Legislación Ambiental Mexicana y las Normas Oficiales Mexicanas que apliquen. En el caso de la etapa de Operación y Mantenimiento de las Plataformas, la ingeniería de diseño contempla la instalación de Equipos Tipo Paquete para el suministro de Energía Eléctrica, el agua potable será transportada a través de barcazas; es importante mencionar que todos los servicios cumplirán con las especificaciones establecidas en las Bases de Diseño de las plataformas.

Actividades en Tierra El desarrollo de las etapas en tierra, requerirán la toma de energía eléctrica proveniente de generadores portátiles y/o los generadores del Cabezal de Recolección Tizón y Crater 1. El abastecimiento de agua potable se realizará a través de pipas.




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Durante la etapa de preparación del sitio, construcción y mantenimiento, los servicios sanitarios serán proporcionados a través de baños móviles facilitados por el contratista de la obra, durante la etapa de operación no se requiere de personal de forma fija en el área por lo que no se requiere la instalación de otros servicios.

II.3 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS Y ACTIVIDADES El Proyecto contempla la perforación de 24 pozos productores, la construcción e instalación de un templete de perforación, una plataforma tipo tetrápodo (que cuenta con una subestructura y una superestructura); y la construcción de 6 Oleogasoductos de 12 y 16” Ø, de los cuales uno partira de la plataforma Tizón A al Cabezal de Recolección Tizón 1, otro de la plataforma de perforación Crater A al Cabezal de Recolección Crater 1, y los 4 faltantes comunicaran al resto de las plataformas.

El Proyecto se ejecutará de acuerdo con las etapas, presentadas en la Tabla II.3-1.

Tabla II.3-1 Etapas del Proyecto Etapas del Proyecto Desarrollo de Campos Puerto Ceiba

Preparación del sitio Tramo terrestre del oleogasoducto Desmonte y despalme

Pozos Perforación del pozo de fijación del templete Instalación de la plantilla

Instalación de Subestructura Plataforma Instalación de Superestructura

Pozos Perforación de once pozos Excavación y tendido del Tramo Terrestre Perforación direccional de Tierra a Mar.

Construcción

Oleogasoducto Excavación de zanja y tendido del tramo Marino

Operación Proceso en plataforma y transporte por medio del Oleogasoducto Mantenimiento Proceso en plataforma y transporte por medio del Oleogasoducto

Taponamiento de pozos Recuperación y/o desmantelamiento de la superestructura

Desmantelamiento de la subestructura Abandono

Taponamiento del ducto

II.3.1 Programa general de trabajo Para explotar la producción de aceite y gas del Proyecto, se requiere de la perforación de 24 pozos, construcción de cinco Plataformas Fija tipo tetrápodo y 6 oleogasoductos de 12 y 16” Ø En el Anexo I presenta un desglose del programa general de actividades requeridas para la instalación de las Plataformas y los 6 Oleogasoducto; Así mismo, se muestra el calendario de perforación de los 24 pozos programados (el cual puede cambiar dependiendo de las necesidades de producción).




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MESES AÑOS

CONCEPTOA S O N D E F M A M J J 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 26 27 28 29 30

Construcción

Perforación

Operación

Abandono

Durante la etapa de Operación y Mantenimiento de las Plataformas y de los Oleogasoductos (tramo marino, tramo marítimo-terrestre y tramo terrestre) las actividades son prácticamente, mantenimiento predictivo y correctivo a estructuras y líneas de conducción. Para la perforación de los pozos, la etapa de mantenimiento solo se presentará en caso de un mantenimiento mayor o menor. Durante la etapa de abandono se llevará a cabo el taponamiento de pozos siempre y cuando se haya abatido la producción de los mismos. El inicio de la perforación de iniciará en Agosto del 2008 con el pozo Tizón 72 continuando con los programas de perforación previstos por PEMEX, finalizando éstos con el pozo Kilba el cual concluye en Junio del 2017 su perforación. Una vez terminada la perforación del último pozo la vida útil del proyecto será de 20 años.

II.3.2 Selección del sitio o trayectoria La elección del sitio de instalación de las Plataformas se determinó con base en la configuración estructural de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos, en el caso de los oleogasoductos, se decidió por la optimización de instalaciones localizadas en tierra.

II.3.2.1 Sitios o Trayectorias Alternativas Independientemente de que la localización de los yacimientos de hidrocarburos en el área es extensa, el desarrollo de las obras no considera sitios alternativos, ya que los estudios sísmicos y de perforaciones exploratorias arrojan como resultado el sitio indicado como el óptimo en términos técnicos-económicos, por lo que no existen alternativas diferentes a las planteadas en este proyecto.

II.3.2.2 Situación Legal del o los Sitios del Proyecto y Tipo de Propiedad Las Plataformas, los Oleogasoducto en su tramo marino y parte del tramo marítimo-terrestre se ubican dentro del Mar Territorial de acuerdo al artículo 3° de la Ley Federal del Mar. También aplica el Artículo 19 de la Ley Federal del Mar (la exploración, explotación, beneficio, aprovechamiento, refinación, transportación, almacenamiento, distribución, y venta de los hidrocarburos y minerales submarinos, en las zonas marinas mexicanas, se rige por las Leyes Reglamentarias del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y en Materia Minera y sus respectivos Reglamentos). La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo expone que se asignará a Petróleos Mexicanos aquellos terrenos que sean convenientes para fines de exploración y explotación




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petroleras, incluyendo aquellos de las plataformas continental y los zócalos submarinos, lo cual a partir del decreto de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios se hace extensiva a éstos, siendo PEMEX, Exploración y Producción quien los realiza directamente. El área donde se instalarán los oleogasoductos en su tramo marítimo-terrestre se ubicará en Zona Federal Marítimo Terrestre (ZOFEMAT) a aproximadamente 10,0 m de profundidad, por lo que de acuerdo al Artículo 49, Fracción I de la Ley de Bienes Nacionales y al Reglamento de la Zona Federal Marítimo Terrestre se tendrá que regularizar el uso de esta área. En particular dichos tramos ya cuentan con los permisos de paso otorgados por los propietarios y el avalúo de los predios a afectar están siendo realizados por la Comisión de Avalúos de Bienes Nacionales (CABIN) para suposterior legalización. En la Tabla II.3.2.3-1 se muestran las autorizaciones en materia de impacto y riesgo ambiental emitidas por SEMARNAT a obras realizadas en el área del proyecto.

Tabla II.3.2.3-1 Autorizaciones en Materia de Impacto y Riesgo Ambiental

Tipo de Instalación Autorización Modalidad Año de Emisión Vigencia

PERFORACIÓN DIRECCIONAL DEL POZO TIZÓN 214 EN LA MACROPERA DEL POZO COSACO No. 1, TIZÓN Nos. 201 Y 115-A IPR 2006 20

CONSTRUCCIÓN CAMINO DE ACCESO, PERA Y PRESA DE QUEMA PARA LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL DE LOS POZOS TIZÓN 222 Y 216, 203, 213, Y 233.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.1343.05 MIA-P 2005 20

PERFORACIÓN DEL POZO TIZÓN NO. 31 DIRECCIONAL DEL POZO TIZON 13 IPR 20

PERFORACIÓN DIRECCIONAL DEL POZO TIZÓN No. 115-A EN MACROPERA DEL POZO COSACO No. 1 Y TIZÓN No. 201. IPR 20

PERFORACIÓN DIRECCIONAL DE LOS POZOS CRÁTER Nos. 1, 2, 3, 11, 32, 33, 41, 42, 51, 52, 53, 62, 71 Y 73. PO.PD.27.450.2005 IPR 2005 20

CONSTRUCCIÓN INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS DEL CAMPO TIZÓN Y CRÁTER. S.G.P.A.DGIRA.DDT.1344.05 MIA-R 2005 20

CONSTRUCCION, AMPLIACIÒN, LOCALIZACIÒN POZO COSACO No. 1 PARA PERFORAR DIRECCIONAL EL POZO TIZÒN No. 115. IPR 20 CONSTRUCCIÓN AMPLIACIÓN LOCALIZACIÓN POZO COSACO 1 PARA PERFORAR DIRECCIONAL POZO TIZON 201 IPR 20 CONSTRUCCION LINEA DE DESCARGA DE 8" ø X 1+366.08 KM DEL POZO TIZON 13 AL CABEZAL TIZON. 20

II.3.2.4 Uso Actual del Suelo y/o Cuerpos de Agua en el Sitio del Proyecto y sus Colindancias Las Plataformas y los Oleogasoductos (tramo marino) serán instalados en Mar Territorial (el límite exterior de del Mar Territorial es de 4.0 millas (7, 500.00 m) de acuerdo al Artículo 25 y 27 de la Ley Federal del Mar) y de acuerdo a lo establecido por el Ejecutivo Federal la exploración, explotación, beneficio, aprovechamiento, refinación, transportación, almacenamiento, distribución, y venta de los hidrocarburos y minerales submarinos, en las zonas marinas mexicanas, se rige por las Leyes Reglamentarias del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y en Materia Minera y sus respectivos Reglamentos.




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La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo expone que se asignará a Petróleos Mexicanos aquellos terrenos que sean convenientes para fines de exploración y explotación petroleras, incluyendo aquellos de la plataforma continental y los zócalos submarinos, por lo cual, a partir del decreto de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios se hace extensiva a éstos, siendo PEMEX, Exploración y Producción quien los realiza directamente. Para el desarrollo de las obras no se contempla el cambio de uso de suelo ya que no es de tipo forestal, ni se encuentra enmarcado dentro de algún plan de Ordenamiento Ecológico.

II.3.2.5 Urbanización del Área Para la preparación del sitio y construcción del tramo terrestre no se utilizarán los servicios públicos (energía eléctrica, drenaje, agua potable y sistemas de telecomunicación) con los que cuenta el Poblado Felipe Carrillo Puerto; debido a que el agua potable será suministrada a través de pipas, el servicio de sanitarios será proporcionado por el contratista a través de una empresa certificada para la prestación de este servicio, la energía eléctrica será obtenida de generadores portátiles y/o los existentes en el Cabezal de Recolección Tizón 1 y Crater 1, para la telecomunicación se realizará por medio de radios trunking portátiles Se utilizarán las vías de comunicación y acceso carretero localizado en la zona, debido a que existe poca afluencia en ellos no se requiere de ampliación de caminos. Una vez instalado el tramo terrestre, éste no requerirá de servicios especiales por tratarse de una instalación que opera de forma automática y es manejada directamente desde las Plataformas y conduce su producción al Cabezal de Recolección Tizón 201 y Cabezal de Recolección Crater 1 II.3.2.6 Área Natural Protegida El área donde se instalarán los 24 pozos, el templete, las plataformas y los Oleogasoductos de 12 y 16” Ø, no se encuentra en un Área Natural Protegida, la más cercana al sitio del proyecto es la Reserva de la Biosfera “Pantanos de Centla” en el Estado de Tabasco, ubicado a 3.5 km al Noreste de las obras que se efectuarán en la parte terrestre.

II.3.2.7 Otras Áreas de Atención Prioritaria El Proyecto no se ubicará en ninguna zona con Ordenamiento Ecológico, Áreas Forestales, Áreas Naturales Protegidas, Áreas de atención Prioritaria tales como Zonas Arqueológicas o Patrimonio Histórico.

II.3.3 Preparación del sitio y construcción II.3.3.1 Preparación del Sitio En la Tabla II.3.3.1-1 se señalan las actividades para la preparación del sitio en tierra.




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Tabla II.3.3.1-1 Actividades Aplicables al Desarrollo del Proyecto Actividades Clave Aplica

Preparación del sitio en Tierra Desmontes y despalmes A SI

Excavaciones, compactaciones y/o nivelaciones B SI

Cortes C NO Rellenos en zona terrestre D1 NO

Rellenos en cuerpos de agua y zonas inundables D2 NO

Dragados E NO Desviación de cauces F NO

Otros (describir) G* NO Desmontes, Despalmes a) Ubicación en un plano Se anexa plano de Ubicación. b) Superficie afectada La superficie es mínima ya que el Cabezal de Recolección Tizón 201 y Crater 1 se ubican a 200 m de la zona de playa. c) Tipos de vegetación La superficie a afectar en el tramo terrestre estará constituida por pastos y palmeras. d) Especies en riesgo (Flora) De acuerdo con los recorridos en campo y la evidencia fotográfica que se presentará en el Capítulo VIII, en la zona en donde se instalará los oleogasoductos no se encontraron especies de flora incluida en la NOM-059-SEMARNAT-2001 (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 bajo alguna categoría de protección). e) Técnicas de desmonte La técnica de desmonte será mecánica y consiste en retirar la capa vegetal mediante el empleo de una retroexcavadora. f) Especies de fauna en riesgo De acuerdo con la Enciclopedia de los Municipios la zona en donde se instalarán los oleogasoductos en su tramo terrestre, es considerada como hábitat de Iguanas Verdes (la cual cuenta con protección especial) y Garrobos (que se encuentra amenazada) ambas incluidas en la NOM-059-SEMARNAT-2001 (Protección Ambiental - Especies Nativas de México de Flora y Fauna Silvestres - Categorías de Riesgo y




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Especificaciones para su Inclusión, Exclusión o Cambio - Lista de Especies en Riesgo bajo alguna categoría de protección); aunque dentro de los recorridos en campo no se encontró ninguna especie de estos tipos.

g) Tipo y volumen de material de despalme El área a despalmar comprenderá únicamente el tramo trerrestre; el espaciamiento aproximado que existe entre la vegetación arbórea (palmeras) es de 10,0 m por lo que en 1,500 m2 se derribarán aproximadamente 150 especimenes aproximadamente.

Excavaciones, Compactaciones y/o Nivelaciones a) Métodos que se van a emplear para prevenir la erosión y garantizar la estabilidad de taludes Para el área del proyecto en su tramo terrestre se realizará la excavación de zanja donde se establece una profundidad mínima de 1,50 m y un ancho mínimo de 1 m. Debido a la profundidad de las excavaciones y al tiempo que estarán expuestas ya que se cubrirá con el mismo material de la excavación, no se requieren de medidas de prevención de garantizar la estabilidad de taludes ya que se utilizará el material extraído para cubrir la zanja.

b) Obras de drenaje pluvial que se instalarían con el propósito de conservar la escorrentía original del

terreno No se requerirá de obras especiales de drenaje pluvial ya que no se modificará la dinámica de escorrentía original en el sitio.

c) Volumen y fuente de suministro del material requerido para la nivelación del terreno No se requiere de material para el relleno o nivelación ya que no se llevará a cabo ninguna nivelación en el área del proyecto.

d) Volumen de material sobrante o residual que se generará durante el desarrollo de estas

actividades El material sobrante que se generará durante el desarrollo de estas actividades, será reintegrado a su posición original.

II.3.3.2 Construcción El Proyecto contemplará la perforación de 24 Pozos de Producción, la instalación de un Templete y cinco Plataformas tipo tetrápode y la construcción de seis Oleogasoducto de 12 y 16” Ø, de los cuales uno partira de la plataforma Tizón A al Cabezal de Recolección Tizón 1, otro de la plataforma de perforación Crater A al Cabezal de Recolección Crater 1, y los 4 restantes comunicaran al resto de las plataformas.




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Cronograma En el anexo I se presenta el desglose del cronograma de las actividades y obras permanentes y temporales de las plataformas y de los Oleogasoductos El Proyecto contemplará la perforación de 24 Pozos de Producción, la instalación de un Templete y cinco Plataformas tipo tetrápode y la construcción de seis Oleogasoducto de 12 y 16” Ø.

MESES AÑOS CONCEPTO

A S O N D E F M A M J J 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 26 27 28 29 30

Construcción

Perforación

Operación

Abandono

Procedimientos En este apartado se dispondrá de los procedimientos de construcción/instalación de cada una de las obras que constituyen el proyecto:

1) Perforación de 24 pozos de producción 2) Instalación de Templete 3) Instalación de las plataformas (subestructura y superestructura) 4) Construcción los oleogasoductos de 12 y 16” Ø

En el Anexo F se presenta el Plano de Localización General del Proyecto (PLG) de las obras del proyecto. Perforación del primer pozo El Activo Integral Samaria-Luna tiene considerado realizar la perforación de 24 pozos en las localizaciones de las plataforma Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A (en Mar Territorial perteneciente al Golfo de México, previo a la instalación de las plataformas de Perforación, se utilizarán Plataformas tipo Autoelevable (Jack-Up) para iniciar con la perforación del primer pozo y para efectuar el izaje de la plantilla (Templete). La primera actividad que se efectuará será la perforación de los pozos PC-162 y PC-165, para ello se emplearán dos Plataforma de Perforación móvil tipo Autoelevable (Jack-Up). En la Figura II.3.3.2-1.




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Figura II.3.3.2-1 Plataforma Autoelevable (Jack-Up)

Durante la trayectoria de perforación mantiene la verticalidad del pozo con una tolerancia de desviación de tres a un máximo de cinco grados de desviación, esto depende de la profundidad que tendrá. A continuación se describe el equipo, maquinaria, accesorios, sustancias involucradas y demás aditamentos requeridos para realizar el procedimiento de la perforación de un pozo, así como la normatividad aplicable.

Barrenas Dependiendo de la formación y de la dureza del suelo, se utilizarán distintos tipos de barrena para perforar el pozo, como son:

Barrenas tricónicas Barrenas de cortadores fijos Barrenas especiales

Tubería de Perforación

Stand pipe

PRESA DE LODOS

TEMBLORINA

ARREGLO DE PREVENTORES

BOMBA PARA LODOS

Piso Rotaria

Detalle de la presa de lodos que está instalada en la plataforma autoelevable




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La tubería de perforación es de acero o de aluminio, y se usará para transmitir energía rotaria y fluido de perforación a la barrena situada al fondo del pozo. Cada pieza de tubería de perforación puede tener un diámetro exterior que varía entre 2 3/8” y 6 3/8” (60,4 y 168,3 mm) y se fabrica en longitudes estándar. La longitud usada más comúnmente es la de 30,0 ft (9,14 m), las longitudes no incluyen la unión de tubería que va fija en cada extremo. La unión tubería es un accesorio especial enroscado, que se agrega a los extremos de cada sección de tubería de perforación, permitiendo así conectar secciones de tuberías para armar la sarta de perforación. Esta tubería se fabrica de acuerdo a las especificaciones API para resistencias a punto cedente y a la tensión. La resistencia mínima a punto cedente se refiere a la fuerza necesaria para estirar o comprimir la tubería de perforación hasta deformarla permanentemente. La resistencia mínima a la tensión se refiere a la fuerza necesaria para estirar la tubería hasta romperla. Otro factor importante es la resistencia al colapso, o la fuerza necesaria para aplastar los lados de la tubería hasta socavarla sobre sí misma. Cuñas Las cuñas poseen dientes finos (dados) que ordinariamente no dejan marcas dañinas en la tubería de perforación, sin embargo, si se les maltrata, se gastan o se manejan descuidadamente, pueden rayar la tubería (generalmente en dirección transversal). Las cuñas con elementos de agarre desgastados, dispares o incorrectamente instalados, pueden permitir que uno o dos dientes sujeten el total de la carga, produciendo una mella profunda y una falla potencial. Fluidos de Control Fluidos base agua. Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por la resistencia a los tipos de contaminantes de la formación y a sus temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como gases, sal, arcillas, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de aditivos químicos excedidos y degradados. Fluido bentonítico-(no disperso). El término no disperso indica que no se utilizan dispersantes y las arcillas comerciales agregadas al lodo, al igual que las que se incorporan de la formación, van a encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema de una forma natural. Este fluido es utilizado en el inicio de la perforación. Fluido bentonítico polimérico. Es empleado para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla. Se puede realizar con agua fresca o salada, considerando el contenido de calcio menor de 200,0 ppm. El Ca++ se controla con carbonato de sodio. Fluido disperso-no inhibido. Se utilizan químicos para deflocular a la bentonita sódica, no se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su dispersión. Es el fluido de perforación más versátil y más utilizado en la industria. La viscosidad del sistema es controlada con facilidad mediante el uso de dispersantes. Se trata de un sistema con buena tolerancia a los contaminantes




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más comunes y a grandes contenidos de sólidos. Además, si se le agregan surfactantes y mayor dosis de lignitos resulta excelente para perforar pozos de alta temperatura. Fluido disperso–inhibidor. En este tipo de lodos se utilizan dispersantes químicos para deflocular la bentonita sódica. No se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su dispersión. Uniones de Tuberías Estos accesorios requieren una herramienta de apriete (tenazas) sobre ellas, para armar o desarmar la conexión de rosca. Casi todas las uniones fabricadas hoy en día, son del tipo soldado por arco presión, por inercia o por fricción. Protectores Los protectores de rosca ayudan a evitar los daños a las uniones de tubería. Se encuentran disponibles en acero prensado, acero vaciado, plástico o caucho. El protector de rosca es una pieza que se atornilla a la caja o a la espiga de una unión de tubería para proteger las roscas y los hombros contra posibles daños, mientras la tubería se transporta o se almacena. Los protectores centrados son protectores de caucho para centrar la tubería, el cual cabe sobre el diámetro exterior de la caja de la tubería que se encuentra en el pozo. El protector de centrado tiene su extremo superior en forma de embudo y sirve como amortiguador y guía para centrar la tubería. Revestimiento Consiste en la instalación de una tubería protectora, o revestimiento, que evita que haya flujos hacia dentro y hacia fuera de las formaciones geológicas y usualmente se cementa con el objeto de asegurar una barrera continua a la presión fuera de la tubería en el intervalo cementado Para completar el pozo se instala aparte una tubería adicional, usualmente recuperable y que sirve como línea de flujo vertical entre el yacimiento en el que se produce el petróleo y el gas y la cabeza del pozo, que se encuentra en la superficie. Revestimiento conductor

Esta sarta es un revestimiento de corta longitud que se utiliza en localizaciones en alta mar, se usa en primer lugar para evitar la erosión o el lavado o deslave del pozo alrededor de la base de la torre y para suministrar un conducto por el cual se pueda elevar el fluido de perforación a suficiente altura para regresarlo al tanque de lodo. El conductor también sirve para proteger las subsecuentes sartas de revestimiento de la corrosión y se pueden usar para soportar parte de la carga en la cabeza del pozo en las localidades en donde la resistencia del terreno no es adecuada. Se puede perforar el agujero para el conductor y se puede instalar la tubería de la manera usual (ya sea soldada o ensamblada por medio de conexiones roscadas), pero usualmente se forza con equipo de hincado. Cuando se utiliza el equipo de hincado, se pone tubería con extremo para soldar




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(tubería lisa) y se sueldan las juntas a medida que se añaden tubos a la sarta. El conductor es la tubería de mayor tamaño en un pozo. Los tamaños más comunes van desde 16” hasta 48” Ø. El tamaño depende usualmente de la profundidad total del pozo y del programa de tuberías de revestimiento. Revestimiento superficial

Se corre una vez que se ha fijado el tubo conductor y que se ha hecho el agujero superficial. Es de un diámetro menor que el tubo conductor y usualmente se instala a suficiente profundidad para proteger al pozo de derrumbes en las formaciones sueltas. La profundidad de éste revestimiento, puede ser aproximadamente de 60,0 m, pero a veces llega a tener varios cientos de metros, dependiendo de las formaciones que se encuentren. Sartas adicionales

Siguiendo la colocación del revestimiento superficial adecuado, se requerirán una o dos sartas más, de revestimiento adicional. Ese número depende de la profundidad del pozo y de los problemas que se encuentren en la perforación. Si el pozo es excepcionalmente profundo o si se encuentran severos problemas de perforación, tales como una presión anormal en las formaciones geológicas o zonas de circulación perdida, puede llegar a ser necesario colocar una o más sartas intermedias de revestimiento para lograr aislar o sellar las zonas que están causando problemas. Los revestimientos intermedios generalmente se usan para sellar formaciones que pudieran fracturarse con el lodo pesado que es necesario para barrenar las formaciones geológicas de elevadas presiones, a veces se cementan a través de zonas de elevadas presiones para permitir el uso de lodos más ligeros o aire para barrenar las formaciones más profundas, pero de bajas presiones. Cementada La cementada sirve para aislar el petróleo o el gas en la formación geológica o productora de todos los fluidos indeseables como agua o exceso de gas, que pueden existir en los yacimientos adyacentes. Esta es la cubierta protectora de la tubería de producción y es el único acceso a la formación productiva para trabajos de reparación del pozo. Tuberías cortas (Liners) y sartas (Tie-backs) de enlace Hay instalaciones especiales de revestimiento que no utilizan una sarta completa que se extienda desde la superficie hasta el fondo del pozo. Este revestimiento abreviado se llama tubería corta y se extiende desde el fondo del pozo hasta un punto a varios centenares de metros (o a veces más) arriba del extremo inferior de la última sarta de revestimiento. Una tubería corta en una perforación, como un revestimiento intermedio, se instala para aislar una pérdida de circulación o formaciones de alta presión. Aunque pudiera servir como extremo inferior de la última tubería cementada, generalmente se aísla al terminarse el pozo. Una tubería corta que posteriormente formará parte de la última tubería cementada, se instala a través del intervalo de formación productiva. Como tal, tiene que diseñarse para aguantar las presiones de estimulación y de formación geológica y los flujos de fluidos anticipados. Las tuberías cortas se suspenden de la sarta superior por medio de un colgador.




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Generalmente se cementan en su lugar, pero ocasionalmente se suspenden en el pozo sin cementarlas. La principal ventaja de una tubería corta, es su costo inferior, puesto que se instala una longitud corta en lugar de una sarta completa hasta la superficie. Sin embargo, se pueden presentar problemas de fugas en los sellos del colgador, o al correr la tubería o en el cementado. El revestimiento arriba de la tubería corta tiene que ser capaz de resistir las presiones que encuentran al perforar abajo de la tubería, una vez colocada y que se ha barrenado el pozo a la profundidad deseada, ésta se puede conectar de nuevo a la superficie por medio de una sarta (tie-back string) de enlace, completando así la última sarta de revestimiento cementada. Una ventaja de la tubería corta y de la sarta de enlace es que la parte alta del pozo tiene así una sarta de revestimiento a través de la cual no se ha perforado. De esta manera se eliminan los problemas del desgaste del revestimiento, debido a la rotación de la tubería de perforación. También se pueden efectuar ahorros en los programas de pozos profundos, porque así se permite el uso de revestimientos de peso más ligero o de menor grado, debido a los requerimientos menores de resistencia a la tensión. En general, la sarta más económica de revestimiento, es la de menor peso y del grado más bajo que pueda cubrir los esfuerzos y las condiciones ambientales a las que estará expuesta. Manejo de sustancias utilizadas en la etapa de perforación El manejo de las sustancias manejadas dependerá de la etapa de perforación del pozo, la Figura II.3.3.2-2 nos muestra el estado mecánico esperado para los pozos del proyecto.

Figura II.3.3.2-2 Estado Físico de un pozo tipo de los campos Tizón, Crater y Kilba

2

3 50

800

6400

3000TR 13

5400TR 9Emp 7" 5000 m

TRP




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Antes de iniciar la perforación, se preparan los materiales y herramientas para el proceso, las tuberías de revestimiento y los lodos de perforación. Asimismo se hacen pruebas de prearranque y la interconexión de paquetes y la cuadrilla operativa se prepara y recibe el equipo. Las sustancias empleadas de acuerdo a la etapa de perforación se describen a continuación:

Perforación etapa de 30” La perforación iniciará con barrena de 91,44 cm de diámetro, utilizando como fluido de control agua de mar con una densidad de 1,05 g/cm3, hasta alcanzar 200,0 m de profundidad, en este punto se acondicionará el agujero perforado, se introducirá y cementará la tubería de revestimiento de 76,20 cm de diámetro, para finalizar con la instalación y prueba de las conexiones superficiales. Perforación etapa de 20” En esta etapa se perfora con barrena de 66,04 cm de diámetro, utilizando un lodo bentonítico con densidad variable de 1,06 - 1,25 g/cm3 hasta alcanzar 1 000,0 m de profundidad. Se acondicionará el agujero perforado, se efectuarán registros geofísicos, se introducirá y se cementará la tubería de revestimiento de 50,8 cm de diámetro. Los accesorios a utilizar en esta etapa serán una zapata flotadora de 20” y una cabeza de circulación 20”. La cementación hasta esta etapa utilizará 57,0 t de cemento clase “H” (Considerando 30,0 % de exceso en agujero descubierto) densidad de 1,9 g/cm3; 20,0 t de cemento clase “H” (para colocar anillo de cemento en espacio anular, solo en caso necesario). Perforación etapa de 13 3/8” La barrena iniciará a perforar con una barrena de 44,45 cm de diámetro, utilizando lodos poliméricos dispersos con densidad variable entre 1,25 – 1,38 g/cm3 hasta alcanzar los 3 000,0 m de profundidad, acondicionándose en este punto el agujero perforado, así mismo, se tomarán registros geofísicos, se introducirá y se cementará la tubería de revestimiento de 33,9725 cm, instalándose y probándose las conexiones superficiales de control. (a 2 800,0 m de profundidad se instalará un Liner Base de 11 7/8”). Los accesorios a utilizar en esta etapa serán: una zapata guía de 13 3/8”, N-80, 68,0 lb/ft, HD-521, un cople flotador de 15 centradores rectos de 13 3/8” x 17 ½”; quince collarines de tope de 13 3/8”, una cabeza de cementación doble de 13 3/8”, una cabeza de circulación 13 3/8”, un tapón limpiador de 13 3/8” diafragma y un tapón de desplazamiento de 13 3/8” sólido.

Como en esta etapa se tienen formaciones poco consolidadas y con bajo gradiente de fractura, se utilizará un cemento de baja densidad, considerando un exceso del 30,0 % calculado y cemento solo de 1,9 g/cm3; 20,0 t para amarrarse a la zapata. La cantidad preparada para la Primera Lechada será de 37,0 t de cemento de 1,6 g/cm3 de densidad, mientras que para la Segunda Lechada se prepararán 30,0 t de cemento clase “H”, de 1,9 g/cm3.




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A partir de esta etapa se cambiará a un lodo polimérico, ya que normalmente la primera zona del yacimiento es una zona de presión anormal debido a que cambia la tendencia de los estratos del suelo (está a muy baja presión y puede provocar una pérdida de lodo), por lo que al penetrar la siguiente etapa se perdería el lodo (se llama perforación ciega) y lo que se hace es meter 12,0 m3 de bache de lodo viscoso para asegurarse que se despejan todos los recortes de perforación.

Perforación etapa 11 7/8” La perforación en esta etapa se efectuará con una barrena de 37,465 cm de diámetro con tubería de revestimiento de 11 7/8” utilizando un lodo polimérico disperso con densidad variable entre los 1,38 – 1,75 g/cm3 hasta alcanzar los 4 890,0 m de profundidad, alcanzada la profundidad establecida se procede al acondicionamiento del agujero perforado, se tomarán registros físicos, se introducirá y cementará la tubería de revestimiento de 30,1625 cm de diámetro, se verificará la efectividad de la cementación, se instalarán y probarán las conexiones superiores de control (a 4 490,0 metros de profundidad se instalará un liner base de 7 5/8”). Perforación etapa de 9 5/8 Esta etapa se perforará utilizando barrena de 31,11 cm y un lodo de perforación de emulsión inversa con una densidad que oscila entre 1,60 – 2,15 g/cm3, hasta alcanzar los 5 710,0 m de profundidad. Como en esta etapa se tienen formaciones poco consolidadas y con bajo gradiente de fractura se utilizará un cemento de baja densidad, con el 30,0 % de exceso en agujero descubierto, considerando la cima 400,0 m arriba de la zapata de la TR de 11 7/8”, además cemento solo para amarre de la zapata de 9 5/8”. La Primera Lechada será de 44,0 t de cemento de 1,6 g/cm3 de densidad, mientras que la Segunda Lechada será de 13,0 t de cemento de 1,95 g/cm3 de densidad. Los accesorios a utilizar son una zapata guía de 9 5/8”, un cople flotador de 9 5/8”, treinta centradores rectos de 9 5/8” x 12 ¼”, treinta collarines de tope de 9 5/8”, una cabeza de cementación doble de 9 5/8”, una cabeza de circulación 9 5/8”, un tapón limpiador de 9 5/8” diafragma y un tapón de desplazamiento de 9 5/8” sólido. Perforación etapa de 7 5/8” Esta etapa se perforará utilizando barrena de 21,59 cm y un lodo de perforación de emulsión inversa con una densidad que oscila entre 1,60 – 2,15 g/cm3, hasta alcanzar los 6 000,0 m de profundidad. (a 5 800,0 metros de profundidad se instalará un liner base de 5 ½”). Para la Cementación se utilizarán 18,0 t de cemento de 1,9 g/cm3 de densidad (en caso de no tener un registro de geometría del agujero, considerar un exceso del 30,0 % en agujero descubierto 200,0 m de traslape y 100,0 m de tapón. Los accesorios a utilizar durante esta etapa constan de una zapata flotadora de 7 5/8”, un cople flotador de 7 5/8”, un cople de retención de 7 5/8”, un conjunto colgador 7 5/8” con empacador de boca de liner, una cabeza de cementar para liner, un juego de tapones, treinta centradores 8 ½” x 7 5/8” y treinta collarines tope de 7 5/8”.




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Perforación etapa de 5 ½” En esta etapa final la barrena perforará hasta alcanzar los 6 100,0 m de profundidad, se utilizará un lodo de perforación de emulsión directa con una densidad que oscila entre 0,90 -1,30 g/cm3, vigilando continuamente las condiciones del lodo de perforación en la entrada y salida del pozo para detectar la presencia de hidrocarburos. En caso de observar presencia de hidrocarburos, se acondicionará el lodo a una densidad tal que se evite algún posible flujo de hidrocarburos del yacimiento del pozo. Las interconexiones de los pozos se cementarán para asegurar su estanqueidad (entre las partes intersticiales), por lo que pueden cementarse hasta la superficie o sólo una parte del solapamiento; el tipo de cemento utilizado será Clase H de acuerdo con lo estipulado en la NRF-069-PEMEX-2002 con aditivos para aguantar alta presión y temperatura y evitar fraguas. Para probar las conexiones superficiales de control, se tomará en cuenta el 90,0 % de su presión de prueba, sin olvidar la resistencia a la presión interna de la última tubería de revestimiento cementada, de tal manera que se toma el valor de menor rango para llevar a cabo dichas pruebas. Estas deberán efectuarse cada 28 días ajustándose a las condiciones de operación. En la zona de yacimiento las pruebas deberán efectuarse cada 14 días. Finalmente, las tuberías que quedarán instaladas desde la superficie serán la de 30”, 20”, 13 3/8” y la de 9 5/8”.

Terminación de pozo La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo, por lo que debe efectuarse un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben utilizarse para desarrollar el pozo adecuado a las características del yacimiento. En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: muestras de canal, núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación. Instalación de la Plantilla Para el posicionamiento de los conductores de Pozos se necesita perforar desde una plataforma móvil (Jack-Up), por lo que es necesaria la utilización de Plantillas Submarinas con la configuración estructural de las Posiciones que son ocupadas por cada uno de los conductores. La Plantilla submarina será transportada al lugar de su instalación por un chalán o embarcación de transportación, la grúa de las plataformas móvil tipo Autoelevable izará la plantilla submarina desde el chalán




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de transportación y la colocará por debajo de la torre de perforación para esta maniobra, la abrazadera central de la plantilla estará en posición abierta para permitir su acoplamiento con el conductor. Con la grúa de las plataformas Autoelevable, se procederá a descender a la plantilla hasta el nivel cercano al lecho marino, posición en la que se realizará una metrología para verificar la posición final del templete. La plantilla quedará fija en el lecho marino por la acción de su propio peso, y por el anclaje generado por la fijación del pozo. Una vez colocada, se procederá a liberar y retirar los cables de izaje (toda la secuencia de instalación deberá ser asistida por buceo, debe efectuarse un reporte indicando las coordenadas del pozo central).

La adecuación estructural de las Plantillas considerará el corte y retiro de elementos tubulares, así como de la guía del conductor central, el cual será sustituido por una guía tipo abrazadera, con la finalidad de llevar a cabo el acoplamiento de las Plantillas Submarinas con el primer pozo perforado. La Plantilla Submarina cuenta con seis guías de conductores, en una matriz de 3 x 2, con una separación entre los centros de las guías longitudinales de 2,286 m. (7’-6”) y de 2,438 m. (8’-0”) de las guías transversales. En la Figura II.3.3.2-3 se presenta el esquema de una plantilla (Templete) para seis pozos, en ella se puede identificar el pozo correspondiente al conductor central. La sustentación de la plantilla en el lecho marino se desarrollará por medio de un sistema de placa base, formado por elementos tubulares y de perfiles, el cual, además, proporciona estabilidad a la Plantilla, la placa base cuenta con elementos para izaje (muñones), los cuales tendrán la capacidad para resistir las solicitaciones de carga durante las maniobras de izaje e instalación de la Plantilla Submarina. La Plantilla se fijará al suelo marino con elementos de anclaje (columna para anclaje) los cuales sustituirán a los Pilotes, debido a que las cargas laterales que actúan sobre el templete después de su instalación son mínimas. La misma tendrá una Placa Base sobre el lecho marino, y contará con elementos para izarla durante las maniobras para su embarque e instalación; además de contar con protección anticorrosiva a través de ánodos de sacrificio. La guía central tipo abrazadera resistirá las cargas de interacción con el Pozo central durante las maniobras para la Instalación de la Plantilla Submarina.

Figura II.3.3.2-3 Esquema de la Plantilla para seis pozos




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Las guías de conductores resistirán las fuerzas de impacto del conductor durante su inserción y transmitirán fuerzas laterales al marco rígido de las Plantillas Submarinas, así como a las columnas de anclaje. Los elementos de acoplamiento resistirán el impacto de las guías de acoplamiento de la Subestructura, transmitirán las cargas laterales de interacción entre la plantilla y la Subestructura y permitirá el acoplamiento de la Plantilla con las plataformas de Perforación. La columna de anclaje resistirá las fuerzas laterales que actuarán sobre el templete y proporcionará apoyo lateral a la Plantilla impidiendo su desplazamiento. El marco rígido integrará a los elementos de la Plantilla en una sola pieza estructural, resistente a las fuerzas actuantes durante el Izaje, Instalación y operación de la Plantilla. Los elementos para izaje se instalarán en la Plantilla Submarina para la colocación de cables para su Izaje y la placa base transmitirá el peso de la Plantilla al Suelo Marino, así como los impactos de los conductores durante las maniobras para su inserción en las guías. En la Figura II.3.3.2-4 se presenta una ilustración referente a la instalación de la plantilla en el lecho marino con el apoyo de las plataformas Autoelevable.

Figura II.3.3.2-4 Instalación de la plantilla en el lecho marino

Fuente: Bases de Diseño para la Perforación de Pozos

Plataforma Autoelevable

(Jack-Up)

Grúa del Jack-Up

Conductor

Plantilla

Submarina

Nivel Medio Bajamar 0,0

Lecho Marino

A A




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Pozos de Producción El yacimiento en el cual se realizarán las perforaciones de los pozos se encuentra localizado aproximadamente entre los 6 300 y 6500 m de profundidad a partir del lecho marino, es de edad Cretácico Jurasico con una reserva probada y probable 59.6 MMBLS y 349 MMMPC. En la Figura II.3.3.2-5 se presenta la planta (-) 21,7 de la subestructura de perforación del tetráopodo en donde se instalarán los pozos a perforar.

Figura II.3.3.2-5 Detalle del Nivel (-) 21,7 de las Subestructuras

Los pozos Tizón 234, 274, Kilba 1, 42 y Crater 96 se perforará verticalmente y servirá también para fijar los templetes de las plataformas Tizon A, B, Kilba A, B y Crater A, el resto de los pozos serán perforados a través de la técnica de perforación direccional.

El procedimiento de perforación en ambos casos es similar al presentado en este mismo apartado para el primer pozo perforado.




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Las perforaciones horizontales se desarrollaron con el objeto de encontrar producción comercial de hidrocarburos en la formación brecha terciario Paleoceno Cretácico Superior, así como para alejar el punto de explotación del contacto agua-aceite. En la Figura II.3.3.2-6 se presenta la imagen de una perforación vertical y horizontal.

Figura II.3.3.2-6 Pozo Vertical y Pozo Horizontal

La técnica de perforación direccional permite desviar un pozo a lo largo de un curso planeado hasta un objetivo subterráneo, localizado a una distancia horizontal (desplazamiento) desde un punto (coordenadas de un conductor) directamente abajo del centro de la mesa rotaria de un equipo de perforación, utilizando un ángulo de inclinación con respecto a la vertical, su trayectoria es controlada hasta alcanzar un punto en el subsuelo considerado como objetivo. Utilizando la perforación direccional se pueden perforar diversos pozos desde una solas plataformas, de tal manera que sus objetivos lleguen a la zona de producción, de acuerdo con el espacio requerido para obtener una producción óptima (construir una plataforma por cada pozo seria muy poco provechoso). En la Figura II.3.3.2-7 se presenta un ejemplo de la perforación direccional de pozos.




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Figura II.3.3.2-7 Pozos Direccionales

Al concluir los trabajos de Perforación, se efectúa una estimulación del pozo; con la finalidad de limpiar, hasta donde sea posible, el intervalo en producción o en prueba, al remover o eliminar el daño en la permeabilidad de la formación de la vecindad del pozo, el cual puede ser causado por fluidos de control, enjarre, incrustaciones, parafinas, asfaltos o residuos sólidos de la formación, para restituir e incrementar la permeabilidad natural de la formación y mejorar las condiciones del flujo de fluidos en el yacimiento. La Figura II.3.3.2-8 se presenta un esquema de la perforación de los pozos por Plataforma Autoelevable (Jack-Up) y por una Plataforma Fija tipo octápodo.

Figura II.3.3.2-8 Plataforma Autoelevable y Plataforma fija




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Todas las sustancias necesarias para la estimulación de pozos son transportadas en el barco “estimulador” en tanques individuales y las suministra de manera “justo a tiempo”, es decir, se utiliza solamente en el momento y en la cantidad que se requiere; por lo que no existe almacenamiento de estas sustancias a bordo de las plataformas. El barco y los equipos que se utilizan para el suministro, cuentan con los sistemas y dispositivos de seguridad suficientes para garantizar la seguridad durante las actividades de estimulación de pozos. La Tabla II.3.3.2-2 señala la composición típica del hidrocarburo extraído de los pozos en la primera etapa de la exploración en las plataformas.

Tabla II.3.3.2-2 Composición Típica del Hidrocarburo esperado

Composición Efluente de Pozos Componente %mol

Nitrógeno 0.361 Bióxido de carbono 2.686

Ácido sulfhídrico 4.444 Metano 81.272 Etano 7.507

Propano 2.569 Iso-butano 0.349

Butano normal 0.587 Iso-pentano 0.108

Pentano normal 0.112 Hexanos y mas pesados 0.005

TOTAL 100,00

Plataforma Para poder generar el Desarrollo y la Producción de Hidrocarburos de l os Campos Tizón, Crater y Kilba, se requiere de la instalación de una Subestructura, Superestructura y de un templete para un tirante de agua de 12 y 25 metros.

Para la ejecución de la transportación e instalación de las Plataformas, aplicarán las normas: NRF-041-PEMEX-2003, NRF-043-PEMEX-2003 y la NRF-003-PEMEX-2000. Subestructura La Subestructura estará integrada por ocho columnas dispuestas en una matriz de 2 x 4, interconectadas con elementos de arriostramiento de sección tubular con los cuales se formarán marcos: cuatro transversales 1, 2, 3 y 4 y dos longitudinales A y B; los marcos 1, 2 y 3 serán verticales y sus columnas estarán inclinadas con una pendiente en el plano del marco; el marco 4 tendrá una inclinación con pendiente.




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El sistema de arriostramiento de los ejes y plantas será estructurado de tal modo que los elementos formen una “X”. Los arriostramientos horizontales que interconectan a las columnas formarán en conjunto plantas de arriostramiento en los niveles en los que tendrán interacción la subestructura con los pilotes según el diseño estructural. La Subestructura deberá disponer de elementos que servirán para su acoplamiento con la Plantilla, así mismo, su Planta Estructural del Lecho Marino se acondicionará para permitir paso libre de la Plantilla, como se puede apreciar en la Figura II.3.3.2-9.

Figura II.3.3.2-9 Planta Estructural Nivel de Lecho Marino de la Subestructura de las plataformas

Una vez terminada la subestructura en los talleres en tierra y programada su instalación, el chalán de lanzamiento se encargará de transportarla desde el patio de fabricación hasta el área donde será instalada; esta se acomodará de tal forma que las trabes de deslizamiento donde se encuentran descansando los marcos centrales, coincidan con las propias trabes del chalán. Se emplearán dos malacates con la potencia mínima requerida para arrastrar el peso de la subestructura y montarla sobre el chalán; terminada la delicada maniobra, se asegurará la estructura con elementos tubulares y se iniciará el transporte con el auxilio de remolcadores especializados en este tipo de operaciones. Como primera actividad para la instalación de la subestructura, se requerirá de la inspección del fondo marino por medio de buzos para detectar obstáculos que puedan entorpecer los trabajos de instalación de la subestructura. En seguida se efectuará la secuencia de instalación a través de la Etapa 1, que por medio del izaje horizontal de la subestructura y retiro del chalán de transportación hará descender la subestructura (estabilizada con cabos Barco-Grúa/Remolcador) para depositarla sobre el mar hasta su posición de flotación




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horizontal, en seguida se hará la maniobra de desestrobamiento del gancho principal de la grúa y reaseguramiento de estrobos en plataforma para estrobos de izaje horizontal (Figura II.3.3.2-10).

Figura II.3.3.2-10 Izaje Horizontal de la Subestructura

La Etapa 2 del izaje para giro de la estructura a partir de su posición de flotación horizontal, se desarrollará con el estrobamiento del gancho principal de la grúa en plataforma para estrobos de izaje vertical, aplicando de manera gradual la carga en el gancho principal de la grúa para iniciar el giro de la subestructura hacia su posición vertical (Figura II.3.3.2-11).




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Figura II.3.3.2-11 Izaje para Giro de la Subestructura a partir de su Posición de Flotación Horizontal

La Etapa 3 consiste en el izaje para giro de la subestructura hasta su posición vertical a través de la aplicación gradual de carga en el gancho principal de la grúa hasta su posición de flotación vertical de equilibrio de la subestructura, en seguida se hace un giro horizontal de 180° de la subestructura (Eje B próximo al barco) y se procede al retiro de grilletes, estrobos, plataforma para estrobos de izaje horizontal y plataforma para estrobos de izaje vertical; nuevamente se hace un giro de 180° de la subestructura (Eje A próximo al barco) seguido del acoderamiento y aseguramiento de la subestructura en el costado del barco-grúa para su traslado y las plataformas; la subestructura quedará apoyada sobre sus vigas de deslizamiento (Figura II.3.3.2-12). La Etapa 4 de la instalación de la subestructura se efectuará montando los accesorios, posicionando y orientando la subestructura para el descenso y acoplamiento con el templete (una vez que las dos guías de la plantilla submarina se hayan insertado en las guías de la subestructura se procederá a descender y depositar la subestructura en el lecho marino).




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Figura II.3.3.2-12 Izaje para Giro de la Subestructura hasta su Posición Vertical

Posteriormente se procede a efectuar el retiro de los accesorios (Figura II.3.3.2-13) para finalmente hacer el hincando de los pilotes y los conductores, así como la instalación de las luces de navegación (Figura II.3.3.2-14). Los pilotes son elementos de acero y concreto reforzado, utilizados principalmente para transmitirle carga axial al lecho marino, las profundidades que pueden alcanzar se encuentran aproximadamente en los 60,0 m, para la realización del hincado se utilizará presión. En la especificación P.3.115.04 1a Ed., Noviembre de 1998, se establecen los requisitos generales para la fabricación e instalación de pilotes de concreto y de acero empleados en cimentaciones.




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Figura II.3.3.2-13 Instalación de la Subestructura

Figura II.3.3.2-14 Acoplamiento Final y Apoyo en el Lecho Marino




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Superestructura Al igual que la Subestructura, la Superestructura será transportada en chalán hasta la zona de instalación para ser colocada sobre la subestructura, como se aprecia en la Figura II.3.3.2-15.

Figura II.3.3.2-15 Izaje y Transferencia de la Superestructura

La superestructura se monta sobre los pilotes sin elementos de intersección. Lo más importante de la instalación de estas estructuras, es el corte que se hace a los pilotes, pues de su exactitud depende el desnivel de la superestructura, colocada ésta se procede a soldar las juntas pilote-columna y se nivela la cubierta. Al igual que en la Subestructura, aplica la especificación P.3.115.04 “Cimentaciones y Pilotes”. La Figura II.3.3.2-16 presenta la etapa final del acoplamiento y alineación de la Superestructura.




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Figura II.3.3.2-16 Instalación y Acoplamiento de la Superestructura

Una vez terminado el acoplamiento de la Superestructura, las Plataformas estarán listas para instalar los equipos principales, auxiliares y demás accesorios que le permitan llevar a cabo la explotación de hidrocarburos de los Campos Tizón, Crater y Kilba marinos por medio de la perforación y producción de 24 pozos. Esta operación se llevará a cabo en dos etapas, de acuerdo a los niveles de energía disponibles en cada pozo. En la primera etapa los 24 pozos operarán con energía propia, esto es, con suficiente presión que permitirá la obtención del hidrocarburo sin requerir de la instalación de sistemas de bombeo. Caso contrario será en la segunda etapa, donde la presión de los pozos haya decaído considerablemente y se requiera de la instalación de un sistema de bombeo neumático que proporcione la presión suficiente para la extracción del hidrocarburo.

Oleogasoductos Una vez concluidas las actividades de instalación y construcción los oleogasoductos, se procederá a realizar una prueba hidrostática desde la trampa lanzadora de diablos YA-HR-2220 hasta la trampa receptora de diablos PC-HR-2000, para asegurar entre otros aspectos su hermeticidad.

Tramo Terrestre




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El tendido de la tubería (línea regular) en su tramo terrestre cumplirá con los requisitos de la Norma de Referencia NRF-030-PEMEX-2003 de PEMEX Exploración y Producción, en la cual se establecen los aspectos de diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos, tanto de la línea regular como de las obras especiales de los sistemas de ductos.

La tubería empleada para este tramo será de acero al carbón de alta resistencia especificación API-5L Gr. X52, con un diámetro nominal de 406,4 mm (12”) y 12,7 mm (0,5”) de espesor de pared, de acuerdo a la especificación y a la norma NRF-001 PEMEX-2000, para servicio amargo. Entre las actividades más sobresalientes de la construcción e instalación de tubería en el tramo terrestre se tienen las siguientes:

Se realizarán las actividades de despalme del DDV durante la etapa de Preparación del sitio en donde se

instalará la línea regular (incluye las actividades de gestión correspondientes para la regularización de los derechos de vía, levantamiento topográfico para el trazo y perfil del DDV)

Excavación de zanja donde se alojará la tubería y colocación del material para relleno de la misma Tendido de la tubería a lo largo del derecho de vía (incluye doblado, alineamiento, proceso de soldadura,

inspección radiográfica y protección anticorrosiva de la tubería) Bajado del ducto en la zanja y tapado de la misma con el material que fue removido (incluye remoción de

material, el escombro y desechos resultantes, así como el reacondicionamiento del derecho de vía)

A continuación se describe un procedimiento general para la instalación de la línea regular en tierra. Inicialmente se hará un trazo del eje de la zanja con varas de madera, una vez identificado el trazo se lleva a cabo la ruptura y aflojo de material, posteriormente se realizará la excavación de zanja para la tubería de conducción, el material que vaya a ser removido o extraído será colocado a un lado de la zanja, formando un camellón paralelo del lado opuesto en el que se distribuya la tubería con acarreo libre horizontal de la orilla de la capa, dejando libre por lo menos 30,0 cm del borde para que el material no se derrumbe sobre la zanja, como se muestra en la Figura II.3.3.2-17.

Figura II.3.3.2-17 Disposición de Material producto de la Excavación Se removerá y extraerán las raíces o materias que invadan el interior de la zanja, retirando los pedazos que




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salgan con el material excavado, de manera que, al rellenar la zanja no se introduzcan en ella. Así mismo, se llevará a cabo un afine de paredes y fondo de la zanja para evitar daño a la protección anticorrosiva y a la tubería debido a salientes. En la Figura II.3.3.2-18 se presentan dos imágenes en donde se observa la colocación y conexión de los tramos de un ducto en la zanja, así como la ubicación del material de relleno de la zanja. El tubo que vaya a ser enterrado directamente sin el uso de camisa de protección, deberá instalarse a una profundidad mínima de 1,4 metros, desde el lomo superior del ducto.

Figura II.3.3.2-18 Esquema genérico de la colocación y conexión de ductos en zanja

Los tramos del ducto serán unidos mediante juntas soldadas, por un proceso de soldadura manual eléctrica de arco protegido, de acuerdo a las normas aplicables de la AWS (American Welding Society). Los electrodos deben ser seleccionados de acuerdo a las especificaciones de PEMEX, tales como P.4.310.01 y P.4.0311.01, esto con el fin de obtener soldaduras con una resistencia igual o ligeramente mayor a la resistencia de los tubos a unir y tener una composición química similar a la del metal base. Las soldaduras en todos los aceros al carbono deben relevarse de esfuerzos cuando el espesor nominal de pared sea igual o mayor de 1,25”. La Figura II.2.1-19 muestra un proceso tipo de soldadura para la unión de los tramos del ducto.

Los soldadores requeridos para realizar esta función deberán acreditar pruebas rigurosas de calidad que garanticen su trabajo, como medida de seguridad todas las soldaduras de campo en ductos tanto en línea regular, como en cruces y empates deben ser radiografiadas con la fuente de radiación apropiada a su espesor y de acuerdo con el código correspondiente de ASME (B31.8 Sección VIII. Edición 2001). La Tabla




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II.3.3.2-3 indica la fuente de radiación para ductos que transportan hidrocarburos amargos en función del espesor del acero.

Figura II.3.3.2-19 Proceso genérico de soldadura en ducto (tramo terrestre)

Una vez verificada la soldadura, se procederá a tapar la zanja con el material removido y se limpiará el área que fue empleada para las obras y actividades que se hayan requerido. La tubería terrestre se interconectará con la curva de arribo a la playa del tramo marítimo-terrestre a través de un cople-aislante monoblock, el recubrimiento anticorrosivo para la curva de expansión (que anclará el tramo marítimo-terrestre en su arribo a la playa) y para el monoblock deberá aplicarse desde el punto de comienzo de la curva vertical (P.C.) hasta la conexión con la línea terrestre hacia Puerto Ceiba y deberá soportar 110,0 °C (230,0 °F) de temperatura de diseño son 98,0 % de eficiencia, sin presentar degradación ni modificación de sus propiedades, deberá ser exprofeso para el ambiente marino, húmedo y salino, de acuerdo con las especificaciones de PEMEX P.2.0351. y P.4.0351.01, la superficie para recubrir deberá limpiarse con chorro de arena a metal blanco, de acuerdo con la especificación de PEMEX P.3.0351.01.

El recubrimiento anticorrosivo para el monoblock será igual al especificado para la curva de expansión, debiendo estar libre de partículas metálicas. El radio de curvatura para la tubería doblada en frío en el arribo a la playa sigue los lineamientos del código ASME B31.8 Sección 841.231. Los trabajos de soldadura deberán ser de acuerdo a la especificación PEP-ESC-001.




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Perforación Direccional El cruce de la playa se llevará a cabo con perforación direccional, con lo que se asegurará la estabilidad de la tubería y se evitarán alteraciones en el entorno geológico y ambiental. El equipo de perforación direccional se colocará en la playa, en este punto se dará inicio a la perforación del agujero piloto o guía por medio de un ensamble de punta, el cual barrenara el suelo con un ángulo de entrada de 10° y en intervalos de 10,0 m, donde inicia una curva vertical con radio de 650,0 m al termino de la cual, la tubería permanecerá horizontal, donde comienza otra curva vertical de radio de 530,0 m que termina finalmente para dirigirse hacia la superficie con una inclinación de 5°. El recubrimiento anticorrosivo para este tramo deberá ser a base de epóxico catalizado 100,0 % sólidos de alta resistencia mecánica y capaz de resistir el doblado de la tubería. La relación peso a flotación de la tubería vacía con recubrimiento anticorrosivo es de 1,49. La profundidad de enterramiento de la tubería varía de acuerdo a la configuración del terreno, alcanzando hasta 15,0 m en la línea de playa. La perforación se iniciará con una barrena piloto siguiendo el perfil del diseñado, para lo cual se deberá maniobrar la dirección a través de un dispositivo electrónico. El diámetro mínimo requerido del agujero de acuerdo al diámetro de la tubería será entre 24” y 31” aproximadamente. El diámetro del hueco piloto deberá ser de 75,0 a 100,0 mm más grande que el diámetro exterior del tubo que sirve de vástago. Para evitar que el agujero que se vaya perforando se colapse, se inyectará un lodo bentonítico de perforación a base agua, que estabilice la pared del agujero al paso del equipo de perforación. La compañía contratista deberá establecer los diámetros y tipos de brocas a utilizar de acuerdo al tamaño del agujero requerido y al tipo de material a perforar; de forma semejante deberá proporcionar el material y equipo necesario para llevar a cabo las maniobras. Según el Procedimiento típico para la instalación de tubería por el método de Perforación Horizontal Direccionada (PHD), las actividades necesarias son:

Entrada o Pera de perforación Muerto de anclaje Listado del equipo

Pasos previos a la PHD Proceso de perforación Lado de salida Proceso de jaldo Limpieza del área Tiempos y Reporte

Entrada o Pera de perforación. Se debe preparar un área de aproximadamente 50,0 m de largo por 45,0 m de ancho. El lado más largo debe ser paralelo a la dirección de la perforación y con el punto medio del lado corto haciendo frente al eje de perforación, el equipo se ubicara se colocara en la playa. La Figura II.3.3.2-20 hace referencia al acomodo típico del equipo de perforación en tierra.




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Figura II.3.3.2-20 Procedimiento para Abandono de la Tubería

El área donde se instalará el equipo de perforación deberá de estar en condiciones para transitar en todo momento con maquinaria pesada. La pera debe tener un relleno de arcilla o material compactante, placas de madera o bien platos de acero (en la mayoría de los sitios donde se instalan los soportes de acero los rellenos no son necesarios). Los requerimientos de agua limpia (que será transportada por carros pipa) se cumplirán utilizando bombas capaces de suministrar las cantidades requeridas por el proceso de perforación, rimado y jalado, o bien con la utilización de un tanque de almacenaje suficientemente grande para cumplir con los requisitos. La presa para los lodos bentoníticos debe ser de suficiente capacidad para acomodar la mezcla de lodos y recortes que salen del agujero. La presa se preparará cuando el equipo de perforación esté en el sitio. La zanja para el muerto de anclaje (su medida es de 90,0 cm de profundidad por 10,0 m de largo y 1,2 m de ancho) deberá ser excavada con exactitud y la tapa debe quedar al mismo nivel del suelo. Si se requiere anclaje adicional, entonces el tanque de lodo puede engancharse a la parte trasera del equipo de perforación, y si esto no es suficiente se usarán tractores plumas cableados a equipo de perforación para anclaje adicional. El punto más importante es la rigidez del anclaje para no permitir el giro.

La empresa encargada de efectuar la PHD revisará el perfil y realizara un levantamiento topográfico utilizando los datos presentados por PEMEX en donde determinará el perfil de perforación. El diámetro del ducto le permitirá obtener los radios de curvatura tanto en la entrada como en la salida, la profundidad será adecuada a las condiciones de suelo estando comprendidos en un rango de 15,0 a 30,0 m por debajo del nivel del punto de inicio de la perforación.

La perforación direccional consiste en enterrar una tubería muy por debajo de la superficie del lecho marino en la zona de la playa, a una profundidad de por lo menos 10,0 m, a fin de evitar los problemas de erosión por acción del oleaje, garantizando la integridad de la tubería durante su vida útil.

bentonita

Tanque de agua

presa de lodos

unidad de poder cabina de control

almacén deherramientas

lodos

acceso

taladro

Tubo peroración grúaexcavadora

50,0 m

45,0 m




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La Figura II.3.3.2-21 presenta el dibujo del perfil de perforación estableciendo los ángulos de entrada y salida y el radio de curvatura para obtener la profundidad y longitud de la perforación

Figura II.3.3.2-21 Procedimiento de Perforación Direccional

La unidad de perforación esta colocada en la entrada en donde la perforadora se introducirá en el punto exacto. Se eleva la parte trasera de la unidad de perforación para que el ángulo de entrada coincida con el dibujo de perfil de perforación. Después se ancla en posición el “taladro”. La operación de perforación comenzará con la perforación de un hoyo piloto usando ensamble de punta, herramienta de guía e inyección de lodos a alta presión. Una broca se abrirá paso gracias al impulso y fuerza de rotación que le imprimirá un motor a través de un tubo que sirve como vástago de perforación. El ángulo inicial de penetración deberá ser entre 8,0 y 20,0 grados con respecto a la horizontal. En la Figura II.3.3.2-22 se presenta un esquema de este proceso.

Figura II.3.3.2-22 Procedimiento de Perforación Direccional

El proceso continua en intervalos de 10,0 m equivalentes a la longitud de un tubo de perforación. Se añade un nuevo tubo de perforación en cada intervalo. La dirección del ensamble de punta será monitoreado mediante el sistema de cable de control, en donde la sonda de posición está fija a la parte trasera de la herramienta de guía. Esta, transmite la ubicación de la punta al operador en la cabina de control. El operador verificará la exactitud de la perforación al comparar las coordenadas de la ubicación actual de la barrena con la programada en el perfil de perforación. Si existe una gran diferencia entre la ubicación real y la planeada, el operador puede corregir el perfil real retrocediendo y corrigiendo hasta obtener la posición correcta del perfil de perforación.

Sensor de posición

Lodo BentoniticoTubería de perforación

Junta antimagnética

Mecánica deSuelos

Mecánica deSuelos

5 mts.Perfi l de perforación

ángulo de entradaángulo de salidaentre 10 y 15

entre 5 y 12




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Una vez que el ensamble de punta llegue al punto de salida, se retirará y en su lugar se colocará un cortador (aproximadamente de 12” mayor de diámetro que el tubo que se va a instalar). Para evitar que el hueco que se va perforando se colapse, se inyectará un lodo de perforación base agua (constituido por agua dulce y arcillas por lo que no tiene propiedades corrosivas, reactivas, tóxicas o inflamables) que lo estabiliza. Se deberá bombear lodo bentonítico por la tubería de perforación mientras se realice el corte del agujero, hasta el cortador mientras la tubería avanza en retroceso nuevamente hasta el equipo de perforación, como se puede observar en la Figura II.3.3.2-23.

Figura II.3.3.2-23 Inyección de Lodo Bentonítico

El lodo reducirá la resistencia por fricción al paso de los tubos de perforación y mantendrá lubricada y refrigerada la broca. Por el espacio anular que se forma entre la pared del hueco y la tubería el lodo regresará a la superficie portando el material que se va cortando. Después de ser filtrado, el lodo bentonítico se dispondrá de acuerdo a lo establecido por la Ley de Protección, en lo referente a residuos sólidos no peligrosos. Al salir la broca a la superficie, se cambia por un escariador que agrandará el diámetro del hueco mediante la fuerza de rotación y de tiro que le imprimirá el motor que antes impulsaba la broca, y que arrastrará la tubería de trabajo al interior del hueco. Para ello, la tubería de trabajo se une al escariador por medio de un eslabón giratorio o “destorcedor”, esta unión impedirá que el movimiento de los tubos de perforación se transmita a la tubería de trabajo. Una vez que la tubería salga a la superficie, se necesitará una barcaza que ayude a la instalación de la tubería de trabajo. En esta barcaza se almacenarán los tramos de tubería a instalar.

La tubería se jalará a su posición mediante el sistema de perforación horizontal direccional en el lado del equipo de perforación (Figura II.3.3.2.-24). Durante el proceso de jalar, los tramos de tubería serán soldados en la barcaza hasta completar la longitud total, que es cuando el primer tramo de tubo asoma en la pera de perforación.

Tubería de perforaciónTubería de perforación

Cortador de X”

Lodo Bentonítico




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Figura II.3.3.2-24 Jalado de Tubería

El proceso termina cuando el tubo está totalmente instalado en el agujero, en este punto se procede a desmantelar y retirar el equipo de perforación para dar lugar al proceso para empates. En su arribo a la playa, esta tubería quedará apoyada sobre mochetas y por un anclaje, después del cual se colocará un cople aislante monoblock para su conexión con el tramo de tubería terrestre. Una vez concluida la etapa de la perforación direccional, la barcaza iniciará las maniobras de tendido de la línea regular hasta las plataformas Tizón A y Crater 1 respectivamente, la interconexión entre el tramo marítimo-terrestre y la línea regular se efectuará a través de una pieza de transición que se soldará en el extremo final del tramo marítimo-terrestre y el extremo inicial de la línea regular estando ubicados ambos sobre la barcaza de tendido.

Tramo Marino La delimitación del área involucrada del proyecto durante la etapa de construcción del Tramo Marino consistirá básicamente en informar a las embarcaciones participantes sobre el desarrollo de las actividades para un mayor control en el tráfico marino. El estudio preliminar de la mecánica de suelos utilizados corresponde al área del corredor hacia la línea de costa. El segmento correspondiente al tramo marino será construido mediante la utilización de tubería de acero al carbón de alta resistencia, de acuerdo a la especificación API-5LGr.X52 y de la norma NRF-001 PEMEX-2000, para servicio amargo. La línea regular quedará enterrada en el suelo marino a una profundidad de 2,0 m al lomo superior de la tubería. Se utilizarán tramos de tubería, los cuales tendrán un recubrimiento de lastre de concreto de 3000,0 kg/m3 (187,28 lb/ft3) de densidad y presentará un espesor de 44,45 mm (1,75”) y de 69,85 mm (2,75”).

El recubrimiento anticorrosivo en la línea regular deberá tener certificación de haber sido utilizado en instalaciones petroleras y tendrá que soportar una temperatura de diseño de 110,0 °C (230,0 °F) con un 98,0% de eficiencia, sin que presente degradación ni modificación en sus propiedades dentro de su vida útil (20 AÑOS), de acuerdo con la norma de PEMEX NRF-026-PEMEX-2001 y PEP-ATC-001.Los ánodos empleados serán tipo brazalete segmentado o molde cilíndrico de aluminio e indio, con un peso neto de 70,31 kg (155,0 lb) y un espesor de 50,8 (2,0”), con una longitud de 355,6 mm (14”) separados entre si cada 73,152 m (240,0 ft), también serán colocados grupos de tres ánodos en cada uno de los tramos de la tubería que anteceden al inicio de la perforación direccional.

Unión giratoria

Cortador de X”

Tubería del Cliente de X” de diámetro Tapón dejalado




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Dragado (Corte de Zanja) Para el enterrado, se combinará el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para el dragado. Este dispositivo denominado “arado”, cortará la zanja y la limpiará, sacará el lodo debajo de la tubería, la enterrará e inmediatamente acumulará el lodo sobre la misma para cubrirla. Para efectuar esta actividad se debe contar con la información batimétrica del área de corte de la zanja (área del tendido del ducto), con la información concerniente a las condiciones meteorológicas, oceanográficas y geofísicas del sitio de aproximación a la costa, con el objeto de prevenir cualquier circunstancia desfavorable que pueda intervenir en las operaciones del zanjado. El diseño del recorrido de las líneas se realiza de común acuerdo entre la empresa contratista y PEMEX. Los equipos principales y auxiliares necesarios se trasladarán a la zona de dragado en una barcaza mediante remolcadores. Con ayuda del equipo de posicionamiento se ubicará la barcaza en las coordenadas marcadas por la ingeniería de proyecto para iniciar con el corte de la zanja en línea regular. Tendido del tramo marino Las embarcaciones utilizadas deberán contar con estaciones de soldadura, áreas para la colocación de los segmentos de ducto y equipos necesarios para el desarrollo de estas actividades, también contarán con un control de posicionamiento con la finalidad de controlar en forma automática por medio de un sistema computarizado, la orientación y avance de la embarcación durante las operaciones de anclaje en el tendido del ducto. El tendido de los oleogasoductos se realizarán en barcazas adecuada para tubos de gran diámetro y de considerable longitud, como ya se mencionó antes, el tendido se realizará de forma paralela al dragado. El ducto se transportará por trailers de las plantas de lastrado a los muelles y por medio de barcos abastecedores o chalanes de carga hasta la barcaza de tendido, la cual se fijará con 8 anclas, con tensores de longitud que varía entre uno y medio kilómetro. La Figura II.3.3.2-25 esquematiza un tendido de ducto con una barcaza convencional. Cuando la barcaza empiece a tender la tubería, se controlará el movimiento con malacates que guían hacia delante o hacia los lados, de acuerdo con los planos de línea. Para el enterrado, se combinará el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para el dragado, este dispositivo denominado “arado”, cortará la zanja y la limpiará, sacará el lodo debajo de la tubería, entierra ésta e inmediatamente acumulará el lodo sobre la misma para cubrirla.




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Figura II.3.3.2-25 Tendido de Tubería con Barcaza Convencional

Las juntas del tubo se deberán soldar sobre la barcaza, que está equipada con 5 estaciones de soldadura y 25 máquinas de soldar, con extensiones de cables a cada una de las diversas estaciones instaladas sobre la cubierta. Antes de proceder a efectuar la soldadura, será colocado un alineador interior en los extremos de los tubos. La calidad de la soldadura será verifica por medio de una unidad de Rayos-X y en caso de existir fallas que requieran reparación, éstas se efectuarán en la estación de soldadura, ubicada al final de la rampa de lanzamiento. La utilización de la prueba no destructiva (rayos X) permite garantizar la integridad de las uniones soldadas de los tramos del ducto. Por ello, se describe a continuación el procedimiento para llevar a cabo esta prueba.

III

IV

V 1 2 3 4 5 6 7 8




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Inspección no destructiva al ducto (Rayos X) El supervisor deberá revisar las soldaduras visualmente antes de la inspección no destructiva, si existen defectos estos deberán ser removidos y se aplicará soldadura sana en esa área. Tanto el defecto como su origen deberán ser identificados y corregidos. Si el defecto es repetitivo, se debe ubicar el punto de aplicación para corregir al soldador, al material defectuoso o ajustar el equipo deficiente. Los efectos dimensionales que no deben presentar las soldaduras son:

Dimensiones incorrectas Deformaciones por contracción térmica Perfiles incorrectos

La compañía de servicios llevará a cabo la inspección bajo vigilancia del supervisor con las condiciones contratadas y con el equipo y personal calificado y aceptado. Para la inspección radiográfica se vigilará que las placas radiográficas obtenidas de cada junta tengan la misma calidad que las obtenidas en el procedimiento radiográfico calificado; se debe observar en todas las placas radiográficas la leyenda de identificación de la junta impresa por números de plomo, que las placas no tengan manchas ni desprendimientos de la emulsión, que tengan buena densidad y contraste radiográfico, que los penetrómetros ASTM se observen perfectamente delineados con su agujero esencial, que la interpretación del criterio de aceptabilidad API-1104 Sección 6 sea correcta antes de proteger mecánicamente la junta. Desde que se proyecta la construcción de un ducto marino, interviene un equipo de topografía a fin de estudiar la mejor alternativa en cuanto a la ruta a seguir, considerando el tipo y profundidad del suelo, la longitud, curvas, entre otros. Las embarcaciones de tendido pueden ser con autopropulsión o sin ella, sin embargo, el avance de la barcaza deberá ser totalmente controlado en el momento de realizar el tendido; las embarcaciones se mueven por medio de ocho anchas, alargando las de proa y acortando las de popa hasta agotar las posibilidades en cuanto a longitud del cable de las anclas. En la Figura II.3.3.2-26 se presenta la secuencia del tendido de la tubería.




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Figura II.3.3.2-26 Procedimiento para Izaje y Tendido de la Tubería

Una vez que la barcaza haya tendido tubería por más de 100,0 m se instala un detector de dobleces con un accesorio de seguridad del crawler (sttopper), el cual se irá desplazando en el interior del ducto indicando, de ser así, alguna deformación en la línea. El detector de dobleces se extraerá antes de realizar el abandono final de la tubería y será inspeccionado para verificar su integridad.




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Antes de que la barcaza agote sus posibilidades de tendido, un remolcador equipado con un equipo de radioposicionamiento llamado Sistema del Norte, se encarga de ir cambiando de posición las anclas de tal manera que no se detenga el tendido. Para el enterrado, se combinará el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para el dragado. Este dispositivo denominado “arado”, cortará la zanja y la limpiará, sacará el lodo debajo de la tubería, la enterrará e inmediatamente acumulará el lodo sobre la misma para cubrirla. La embarcación contará con un sistema hidráulico de tensionadores que sujetarán a la línea en su descenso al lecho marino, cuando la barcaza se desplaza hacia delante disminuye la tensión para que la línea se recorra 40,0 pies aproximadamente. Es necesario que el supervisor conozca las indicaciones de ingeniería respecto a la carga que se deberá aplicar, verificando que se cumpla para poder evitar daños al concreto de la tubería. Durante el tendido se irán incorporando los tramos con ánodos de sacrificio a un espaciamiento que indique ingeniería. Generalmente se realizan como mínimo dos inmersiones de buzos por turno para verificar la línea dentro y fuera del portón, profundidad del portón y el perfil de la línea. En caso de existir alguna condición que obligara a abandonar temporalmente la tubería (condiciones meteorológicas adversas) se procedería a retirar los equipos que trabajan por el interior del ducto para soldar un tapón de abandono mediante la aplicación del procedimiento de soldadura usada para el tendido de la línea. En la Figura II.3.3.2-27 se presenta la secuencia del abandono temporal de la tubería.




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Una vez soldado se engrilleta al cable del malacate de proa, con el cuan se logra que la línea descienda suavemente hasta dejar al ducto descansando en el lecho marino. El supervisor deberá consultar con el personal de topografía las coordenadas para la instalación del tapón de abandono, vigilar que el descenso de la línea sea suave y anotar la tensión de abandono temporal. Un buzo bajará para desconectar el cable de abandono y colocar una boya de señalamiento. Prueba Hidrostática y limpieza interior de la tubería El transporte de hidrocarburos en los oleogasoductos se efectuarán después de realizar una prueba hidrostática, la cual forma parte del control de calidad en su construcción e instalación, asegurando de esta forma la hermeticidad en el sistema y a la vez comprobando que los esfuerzos a los que se someterá durante su operación no representarán riesgos para la seguridad del personal, las instalaciones y que sobre todo preservará la sanidad del medio ambiente. Todos los códigos de diseño y construcción de sistemas de tubería establecen su orden requisitoria para la prueba de inspección con base en dos filosofías de prueba y aunque mantiene alguna variación en requerimientos específicos, generalmente se basan en:

Inspecciones visuales a detalle de todo el sistema de tubería a probar. Es práctica para tubería que no

tiene grandes dimensiones y cuya ubicación es accesible, los códigos ANSI B 31.3, ASME Sección VIII y la práctica recomendada API-RP-14E se basan en esta filosofía y son aplicables para sistemas de tubería de refinerías, petroquímicas e instalaciones sobre cubierta de plataformas marinas.

La segunda filosofía se basa en la caída de presión que sufre el sistema de tuberías cuando está es

sometida a prueba, por lo que el supervisor debe de dar gran importancia al análisis de las presiones durante su realización. Esta filosofía es la base para los códigos ANSI-B-31-4, ANSI-B-31.8 y API-1011, para tuberías submarinas; siendo aplicable para ductos de gran longitud, donde la inspección visual a detalle no es práctica y donde la caída de presión entre dos puntos de prueba nos revela una posible fuga.

De acuerdo a lo que marca la Subdirección de Tecnología y Desarrollo Profesional Unidad Normativa Técnica en la Especificación Técnica para Puesta en Servicio y Mantenimiento, en su documento P.6.0301.01 con fecha de Noviembre de 2003, referente a la realización de la Prueba Hidrostática para Tuberías Submarinas de Recolección y Transporte de Hidrocarburos, la prueba hidrostática se realizará a partir de la instalación sobre cubierta de las plataformas.

Antes de iniciar la prueba hidrostática se correrán como mínimo dos diablos de capas herméticas, uno para purgar el aire de la tubería y otro de limpieza que remueva toda la incrustación, óxido y polvos acumulados durante la construcción. En seguida se debe inspeccionar la integridad de las tuberías pasando un diablo de calibración con su plato de medición (este diablo registrará las mediciones internas de la tubería). El diablo de limpieza y de calibración deberá mantener una separación de 1,6 km (1,0 milla), cuando estén circulando en el ducto.




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Una vez terminada la medición interna final las tuberías deben llenarse con agua salada mediante el uso de una bomba de alto volumen, capaz de llenar las tuberías a razón de 1,6 km por hora aproximadamente, contando a la vez con un medidor para verificar el volumen de llenado. Como el agua de prueba debe estar limpia y libre de materia en suspensión, se deberá utilizar un filtro que garantice su obtención. Después de que la tubería ha sido llenada con agua de prueba, debe someterse durante 24 horas a la presión de prueba. El nivel de referencia para esta presión, es el nivel del mar. La presión mínima de prueba será de 1,25 veces la presión de diseño del ducto. Para esta etapa se requiere contar con los siguientes aditamentos:

Bomba de velocidad variable de desplazamiento positivo, capaz de presurizar las líneas como mínimo a la

presión de prueba más 7,04 kg/cm2 (100,0 lb/in2), la cual tendrá un volumen conocido por desplazamiento y un indicador de desplazamiento.

Manómetro de precisión tipo Bourdon de diámetro grande, capaz de medir la presión de prueba, así como

los incrementos de presión requeridos (debe ser calibrado con el medidor de peso muerto).

Medidor de peso muerto certificado, capaz de medir incrementos de 0,0704 kg/cm2 (1,0 lb/in2).

Registrador gráfico de presión, capaz de registrar los incrementos de presión durante un período de 24

horas, este aparato debe calibrarse con respecto al manómetro de precisión.

Termómetro de registro gráfico, para medir temperaturas en las tuberías y

Accesorios múltiples o temporales que se requieran.

La presión proporcionada a las líneas será en forma constante y moderada, al tener aproximadamente el 70,0 % de la presión de prueba, se regulará el gasto de la bomba para minimizar las variaciones de presión y garantizar incrementos no mayores de 0,0704 kg/cm2 x (10,0 lb/in2), los cuales deben leerse y registrarse. Se instalará un manómetro registrador, paralelo al medidor de peso muerto y debe verificarse a intervalos regulares, con respecto a éste. Cuando se llega a la presión de prueba el bombeo debe detenerse y todas las válvulas y conexiones deben verificarse para evitar fugas. Seguirá entonces, un período de observación durante el se verificará que la presión requerida se mantenga y que junto con la temperatura se estabilice. Después de este período, debe desconectarse la bomba de inyección. Posteriormente se efectuarán las gráficas en el tiempo real de la prueba, con los datos obtenidos de los medidores de presión y temperatura; si se va a mantener una presión de prueba por cierto tiempo y se considera que el líquido de prueba de la línea sufrirá una expansión térmica, se deben tomar precauciones para evitar el exceso de presión. Los medidores de peso muerto deben verificarse al principio y al final de la prueba y por lo menos cada 4 horas mientras dura la misma. Los resultados de la prueba, con el peso muerto se deben registrar en la parte de atrás de la gráfica o en cualquier otra forma que se encuentre apropiada. En el caso de registrarse pérdidas de presión que no se puedan atribuir a cambios de temperatura durante el período de 24 horas, la prueba deberá continuar por otras 24 horas. Todos los datos y gráficas deben estar claramente marcados con la siguiente información:




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Nombre de la compañía y su representante autorizado. Nombre del contratista de la prueba y su representante autorizado. Descripción de los sistemas de tuberías que son probados hidrostáticamente. Fecha y hora de la prueba. Presión y duración de la prueba. Medio de prueba usado. Explicación de cualquier discontinuidad de presión, que aparezca en cualquier gráfica. Firmas de las personas que marca el R.T.P. así como las que juzgue conveniente el supervisor.

La prueba hidrostática para la tubería del ducto ascendente y para la curva de expansión (raiser y offset) se realiza en los sitios de fabricación de los mismos, cumpliendo con los lineamientos indicados en el ASME B31.3. La presión de prueba será de 1,25 veces la presión máxima de trabajo, presión que debe mantenerse por lo menos 4 horas. Los montajes fabricados por separado y que se conectarán a las tuberías, también deben probarse, a una presión igual, a la especificada para la tubería y mantenerse por un período mínimo de 24 horas. Todos los datos y gráficas deben ir marcados de la misma manera que para la tubería. Si durante la prueba hidrostática se registrara una caída de presión por fuga, ésta deberá localizarse para ser corregida con el apriete de espárragos cuando sea entre bridas o cambiando el accesorio si fuera el caso. Cuando no es posible encontrar la falla debido a que es pequeña y se encuentra bajo el agua, se inyectará colorante en el fluido de prueba y se correrá toda la longitud de la línea hasta su localización; se envían buzos para la evaluación del daño y con la información se planea la reparación del defecto para volver a realizar la prueba hasta obtener un resultado positivo. Es muy importante que durante la prueba hidrostática, se realice una supervisión rigurosa de cada una de las operaciones, con objeto de garantizar una buena calidad y confiabilidad del proyecto en construcción. El supervisor debe conocer detalladamente los planos, especificaciones, normas de diseño y construcción, requisición de materiales, procedimientos aprobados del contratista lo que manifiesta el Reglamento de Trabajos Petroleros y toda la información relacionada con el proyecto, con el fin de ejecutar sus funciones adecuadamente.

II.3.4 Operación y mantenimiento II.3.4.1 Programa de Operación a) Cronograma general de actividades En la Anexo 1, se presenta el cronograma general de las actividades de perforación de los pozos, de las Plataforma y de los Oleogasoducto




II - 82

b) Descripción general del proceso principal La explotación de hidrocarburos en las plataformas se llevará a cabo a través de 24ozos, la alimentación a las plataformas será una mezcla de aceite-gas, parte de dicha mezcla será desviada al separador de prueba (YA-FA-1110) para ser medida y posteriormente mezclada a la corriente normal para ser enviada a través de los oleogasoductos de 12”Ø, hacia las plataformas Tizón A y Crater A, para que a través de los oleogasoductos de 16” Ø se envíen a los Cabezales de Recolección Tizón 1 y Crater 1

La Figura II.3.4.1-1 muestra el Diagrama de Flujo del Proceso principal que se desarrollará en este proyecto.

Figura II.3.4.1-1 Diagrama de Flujo del Proceso de las Plataformas

c) Descripción de las tecnologías Para el mantenimiento de los componentes superficiales del cabezal de recolección, oleogasoducto y líneas de descarga, como válvulas, instrumentos, tuberías superficiales, bridas, etc., se emplearán materiales de recubrimiento anticorrosivo, los cuales deberán ser aquellos que no contaminen el entorno ecológico, señalando también, que la cantidad que se espera utilizar es de cantidades mínimas y que se realizarán con el debido cuidado. Para la disminución de las emisiones a la atmósfera se tiene contemplado la instalación de un quemador tipo Boom (YA-CB-8110), el cual tendrá capacidad para incinerar una mezcla de gas correspondiente a la máxima producción esperada de cada pozo cumpliendo con la normatividad ambiental vigente en materia de emisiones a la atmósfera. Durante los trabajos de perforación las plataformas Autoelevable contará con su planta de tratamiento de agua residual que deberá cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas en materia de emisión de aguas residuales.

Crudo

Receptor de Diablos PC-HR-2000

Al Cabezal

Gas

Mezcla Gas-Aceite

Inyección de antiespumante

Lanzador de Diablos PC-HR-2220

Separador de Prueba PC-FA-1110

Pozos de los campos Tizón, Crater y Kilba




II - 83

Para la disposición de residuos sólidos se utilizarán las áreas de almacenamiento destinadas para este fin localizadas en las Plataformas de Perforación o las destinadas en las plataformas tipo Autoelevable durante la perforación de pozos, el transporte de estos residuos se hará de manera periódica por medio de una empresa especializada en el transporte de residuos sólidos. Las actividades realizadas en la operación son la extracción y transportación de la mezcla de hidrocarburos, las instalaciones involucradas en ello son los pozos, las Plataformas y los Oleogasoductos de 12 y 16” Ø.

II.3.4.2 Programa de Mantenimiento Predictivo y Preventivo La infraestructura futura proyectada, una vez construida durante todo su tiempo de vida útil (estimada en 20 años), estará sujeta a los programas de mantenimiento de carácter permanente que PEP tiene implementado para sus instalaciones y equipos para que éstos se encuentren siempre en condiciones óptimas de operación, respetando la normatividad vigente de seguridad industrial y protección ambiental. Las fases de mantenimiento se dividen de la siguiente manera:

Mantenimiento Predictivo (Inspección). Mantenimiento Preventivo (Rutinas diarias). Mantenimiento Total (Rehabilitación general). Mantenimiento Correctivo (Corrección y prevención de anomalías y fallas).

El tipo de mantenimiento a instalaciones y equipos, así como la forma de llevarlo a cabo se muestra en la Tabla II.3.4.2-1. A continuación se señalan, de manera general, las principales actividades que se realizan en estructuras y ductos.

Tabla II.3.4.2-1 Tipo de Mantenimiento

Tipo de mantenimiento Plataformas Ductos ascendentes y líneas. Equipos

Predictivo Con apoyo de

embarcaciones y con cuadrillas

Por medio de un barco inspector por contrato

Inspecciones programadas a través de contratos de

servicio

Preventivo Con apoyo de


Con apoyo de embarcaciones y con

cuadrillas

Mantenimientos programados por recursos

propios y por contrato

Correctivo Con apoyo de


Con apoyo de embarcaciones y con

cuadrillas

A falla presentada y se ejecutan por recursos

propios y contratos




II - 84

Pozos de Producción Debido a que el mantenimiento para los pozos de los campos Tizón, Crater y Kilba dependen del yacimiento y de las condiciones de operación del pozo los servicios de mantenimiento que pueden presentarse son reparaciones mayores y menores. En la Tabla II.3.4.2-2 se presentan los tipos más comunes de reparaciones para ambos casos.

Tabla II.3.4.2-2 Servicio de mantenimiento a pozos de producción

Servicios de mantenimiento de pozos Reparaciones mayores

Cambio de intervalo y/o ampliación Profundización y/o desviación de un pozo

Reentrada a un pozo improductivo Cambio de intervalo en inyección de agua

Control de pozos siniestrados Pozos de alivio

Reparaciones menores Reacondicionamiento de:

Pozos fluyentes Bombeo neumático Bombeo mecánico

Bombeo electrocentrífugo Cavidades almacenadotas de hidrocarburos

Inyección de agua Conversión a:

Bombeo neumático Bombeo mecánico

Bombeo electrocentrífugo Cavidad almacenadota de hidrocarburos

Inyección de agua Servicios de mantenimiento de pozos

Operaciones diversas: Taponamientos de pozos

Tomas de información Supresión de fugas

Otros Estimulación

Fracturamiento Otras:

Operaciones de pesca Fuente: Catálogo General de Servicios, PEMEX Unidad de Perforación y mantenimiento de pozos.

Subestructura La evaluación del mantenimiento de las instalaciones se efectuará de acuerdo con la Especificación P.6.0131.01:2000 UNT “Inspección de plataformas marinas fijas de acero”




II - 85

Superestructura La evaluación del mantenimiento de las instalaciones se efectuará de acuerdo con la Especificación P.6.0131.01:2000 UNT “Inspección de plataformas marinas fijas de acero” Equipo General La evaluación del mantenimiento de las instalaciones se efectuará de acuerdo con la Especificación P.6.0131.01:2000 UNT “Inspección de plataformas marinas fijas de acero” Ductos El mantenimiento a los Oleogasoductos deberán dar cumplimiento a lo establecido en la NRF-014-PEMEX-2001 “Inspección y Mantenimiento de Líneas Submarinas” y en la NRF-030-PEMEX-2003, “Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos”. De acuerdo con ello, los programas y niveles de inspección requeridos para cada tubería submarina y ducto ascendente deben ser clasificados de la siguiente forma:

a) Programa de inspección inicial (Debe efectuarse dentro de los primeros 6 meses posteriores a la

instalación de la tubería submarina) b) Programa de inspección anual (Debe efectuarse cada año a los ductos ascendentes) c) Programa de inspección detallada (Esta inspección debe efectuarse dependiendo de los resultados

obtenidos en las inspecciones previas a los ductos, por lo que esta inspección no tiene una frecuencia establecida)

d) Programa de inspección especial (Depende de la ocurrencia de eventos extraordinarios o situaciones imprevistas tales como huracanes, golpes de anclas, etc.; por lo que esta inspección debe efectuarse a los ductos considerados dentro del programa establecido después de que ocurra el evento)

Los programas de inspección especial se dividen en: a) Inspección ocasional. b) Inspección de seguimiento. c) Inspección con diablo instrumentado.

Para el tramo terrestre, se efectuará el mantenimiento preventivo al ducto, los derechos de vía, los sistemas y dispositivos de seguridad, las señalizaciones y las instalaciones superficiales de acuerdo a lo establecido en la NRF-030-PEMEX-2003. Las reparaciones del mantenimiento correctivo deben realizarse mediante un procedimiento calificado y aprobado por PEMEX, el que será efectuado por personal con experiencia en el trabajo de mantenimiento y con conocimientos de los riesgos a que se puede estar expuesto, utilizando maquinaria, equipos y materiales




II - 86

específicos para cada trabajo o actividad de reparación; por lo que se deben seguir las recomendaciones de seguridad indicadas en la especificación PEMEX IN.10.1.02.

En la Tabla II.3.4.2-3 y II.3.4.2-4 se muestra un resumen calendarizado para las actividades descritas anteriormente.

Tabla II.3.4.2-3 Cronograma Calendarizado de mantenimiento para las plataformas y los pozos (tipo)

Mes Actividad

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Pozos Mantenimiento menor

Protección Catódica Corrección Ánodos Subestructura Revisión y Aplicación Recubrimiento Limpieza Tuberías Reparación Rejillas Reparación Charolas Recolección Superestructura

Reparación Escaleras Cambio Empaques Cambio Válvulas, Luminarias Equipo en

General Cambio Canalizaciones Eléctricas

Tabla II.3.4.2-4 Cronograma Calendarizado para los Oleogasoductos (tipo) Mes Actividad

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Reparación de Recubrimiento Anticorrosivo Cambio o Limpieza de Instrumentos Cambio o Limpieza de Luminarias Cambio de Empaque a Líneas de Aire

Mantenimiento Menor

Limpieza y Reparación de Equipos de Seguridad Cambio de Tramos de Tubería Cambio o Reparación de Válvulas Mantenimiento

Mayor Cambio de Empaques

II.3.5 Abandono del sitio a) Estimación de la vida útil El diseño de la infraestructura futura contemplada en la presente manifestación se consideró con un tiempo de vida útil de 20 años, aplicando el mantenimiento preventivo que incluye la protección anticorrosiva, así como evaluaciones del espesor de las paredes de las tuberías por medio de “diablos instrumentados” y con las pruebas hidrostáticas, la hermeticidad de los empaques y la resistencia de los equipos de proceso. De acuerdo con la OMI y su Resolución A.672 (16) “Directrices y Normas para la Remoción de Instalaciones y Estructuras Emplazadas Mar Adentro en la Plataforma Continental y en la zona Económica Exclusiva”, se




II - 87

menciona que toda instalación o estructura Costa Afuera, abandonada o en desuso en cualquier plataforma continental o zona económica exclusiva ha de ser retirada, excepto cuando el no hacerlo o el proceder a una remoción parcial será compatible con los siguientes criterios de evaluación de emplazamiento mar adentro sobre el fondo marino:

Consecuencias en la Seguridad de la Navegación de Superficie o Submarina u otros Usos del Mar. Velocidad de deterioro de los materiales y sus posibles efectos en el Medio Marino Consecuencias para el Medio Marino. Materiales fuera de emplazamiento causados por el tiempo. Asignación de nuevo uso. Gastos, Viabilidad Técnica y Riesgos de Lesiones para el Personal.

b) Cronograma de abandono y desmantelamiento Para la presente Manifestación de Impacto Ambiental se considera que los pozos serán taponados y que la subestructura y superestructura de las Plataformas, así como el ducto ascendente y la curva de expansión de los oleogasoductos tendrán que ser desmanteladas; una vez terminada su vida útil. Estructuras Al término del tiempo de vida útil de las Plataformas, se realizará una evaluación para determinar su grado de corrosión y el desgaste de la tubería y equipo; en caso de que se decidiera continuar con la explotación de hidrocarburos (si aun existiera producción), se deberá efectuar un estudio minucioso de la integridad de la estructura y del sistema de transporte, que permitan garantizar la seguridad a las instalaciones y al medio ambiente. Si la superestructura se encuentra en buenas condiciones, se podrá recuperar eliminando los elementos y soldaduras que la unen con la subestructura y los pilotes, efectuando los pasos en una secuencia inversa a la utilizada para la instalación con el fin de ser utilizada en otras zonas del área, previo a una revisión y mantenimiento completo. En caso de que la evaluación de cómo resultado una falta de integridad en la estructura, ésta será considerada como chatarra (subestructura y superestructura), será seccionada en los pilotes de cimentación desde su base al igual que las rejillas, soportería, barandales, escaleras, etc., para ser trasladada a un sitio autorizado para su disposición final. En la Tabla II.3.5-1 se presenta el cronograma de desinstalación para las Plataformas.

Tabla II.3.5-1 Cronograma Desinstalación de las Plataformas PM-1 y PM-2

MES Descripción 1 2 3 4 Desinstalación de Superestructura

Desinstalación de la Subestructuras Traslado de Estructuras




II - 88

Oleogasoductos (Tramo Marino y Terrestre) Al concluir el tiempo de operación de los Oleogasoductos, la tubería sobrecubierta, los elementos que integran los Oleogasoductos ascendente y la curva de expansión serán desmantelados. La línea enterrada, previa limpieza por medio de “diablos”, se inundará con agua y se sellarán los extremos. Por las características de los materiales de construcción y por enterrarse a 2,0 m de profundidad del lecho marino al lomo del ducto en el tramo marino, a una profundidad mínima de 15,0 m en el tramo de la Perforación Direccional y 1,5 de profundidad mínima en el tramo terrestre, por lo que no constituirá un riesgo para el entorno. En la Tabla II.3.5-2 se muestra el cronograma de desinstalación de los Oleogasoductos. Durante el abandono los oleogasoductos no se prevén cambios en el fondo marino ya que no se requiere remover el área donde se encuentra instalado y después de 20 años de operación las comunidades de bentos habrán generado un nuevo hábitat.

Tabla II.3.5-2 Cronograma Desinstalación Oleogasoductos

SEMANAS Descripción 1 2 3 4 Corrida de Diablos

Seccionamiento Ductos Ascendentes

Inundación Oleogasoducto Sellado de extremos

Oleogasoducto

En el caso del tramo terrestre, parte de los trabajos de mantenimiento consisten en la limpieza del derecho de vía por lo que no se prevén cambios importantes después de su vida útil.

c) Programa de restitución o rehabilitación del área Para los pozos de perforación una vez abatida la producción éstos serán taponados de manera permanente, por lo que no se presentará ningún tipo de afectación al ambiente marino. El área de las Plataformas de Perforación que se encontraría afectada durante el retiro de la subestructura sería el área donde se alojarán las patas del tetrápodo; sin embargo, el área afectada será mínima. Los Oleogasoductos permanecerá enterrado en el suelo y lecho marino una vez concluida su vida útil que se calcula será de 20 años, por lo que no se considera una rehabilitación del sitio.

En caso de presentarse un derrame de crudo durante el periodo de operación, se dará inicio a la Evaluación de Daños Ambientales para posteriormente iniciar con la Restauración del Sitio en caso de que sea necesario.




II - 89

II.4 REQUERIMIENTO DE PERSONAL E INSUMOS II.4.1 Personal El personal que se deberá utilizar en este tipo de obras debe ser altamente calificado, además de contar con los conocimientos técnicos para los proyectos, por lo que deberá tratarse de profesionistas y técnicos especializados. El personal requerido para la perforación y terminación de un pozo, se estima en un promedio de 80 personas, distribuidas en dos grupos de técnicos y personal asistente; para la instalación de las plataformas se calcula que se emplearán 249 personas y 108 personas por la construcción de los 11,208 km de Oleogasoducto. En la Tabla II.4.1-1 se presenta la distribución del personal necesario Durante las etapas de preparación, construcción, operación y abandono no se generará migraciones permanentes ni temporales importantes en el área de influencia del presente proyecto.

Tabla II.4.1-1 Personal Necesario para la obra Tipo de empleo Etapa Tipo de mano de

obra Permanente Temporal Extraordinario Disponibilidad

Regional No calificada - 15 - No Aplica Preparación del

sitio Calificada - 5 - No Aplica No calificada - 20 - No Aplica Perforación de

pozos Calificada - 60 - No Aplica No calificada - 49 - No Aplica Instalación de

plataforma Calificada - 200 - No Aplica No calificada - 18 - No Aplica Instalación del

Oleogasoducto Calificada - 90 - No Aplica No calificada - 20 - No Aplica Mantenimiento de

pozos Calificada - 60 - No Aplica No calificada - - - No Aplica Mantenimiento de

la plataforma Calificada - 18 - No Aplica No calificada - 49 - No Aplica Etapa de Abandono Calificada - 200 - No Aplica

II.4.2 Insumos II.4.2.1 Agua En la Tabla II.4.2.1-1 se presenta la relación de agua requerida en las diferentes etapas del proyecto.




II - 90

Tabla II.4.2.1-1 Consumo de Agua

Consumo ordinario Consumo excepcional o periódico Etapa Agua Volumen Origen Volumen Origen Periodo Duración Tipo de Obra

Cruda No aplica - - - - - - Tratada No aplica - - - - - -

Preparación del sitio Potable 1 250,0 m3 Pipas - - - -

Actividades de despalme y

desmonte en el tramo terrestre del

oleogasoducto

Cruda 16 360,79 m3 Directamente del mar - - - - Perforación de Pozos y prueba hidrostática del oleogasoducto

Tratada No aplica - - - - - - Construcción

Potable 109,25 m3/día Embarcaciones y pipas - - - -

Perforación de Pozos, instalación

de Templete, instalación de plataforma y

oleogasoducto Cruda No aplica - - - - - -

Tratada No aplica - - - - - - Operación Potable No aplica - - - - - - Cruda No aplica - - - - - -

Tratada No aplica - - - - - - Mantenimiento

Potable 27,5 m3/día Embarcaciones y pipas - - Mantenimiento a

Plataforma, Pozos y oleogasoducto

Cruda No aplica - - - - - - Tratada No aplica - - - - - -

Abandono Potable 62,25 m3/día Embarcaciones y pipas - - - -

Abandono de Templete,

taponamiento de Pozos, retiro de

plataforma y taponamiento del

oleogasoducto

II.4.2.2 Materiales y Sustancias En la Tabla II.4.2.2-1 se enlistan los materiales y sustancias empleados durante el desarrollo del proyecto.




II - 91

Tabla II.4.2.2-1 Materiales y Sustancias

Características CRETIB2 Nombre comercial

Nombre técnico CAS1 Estado físico Tipo de

envase Etapa o proceso en que se

emplea Cantidad de uso mensual

Cantidad de reporte C R E T I B

IDLH3TLV4 Destino o uso final

Uso que se da al material sobrante

Bentonita ND ND Sólido Saco Papel Construcción 80,0-120,0 kg/m3 NO NO NO NO X NO NO ND ND Reciclado No Excedente Sosa Cáustica ND ND Sólido Saco

Polietileno Construcción y mantenimiento 0,70-1,40 kg/m3 NO X X NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Barita ND ND Sólido Saco Papel Construcción y mantenimiento Variable NO NO NO NO X NO NO ND ND Reciclado No Excedente

Lignosulfonatos ND ND Sólido Saco Papel Construcción y mantenimiento 9,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Lignito con Cáustica ND ND Sólido Saco Papel Construcción y mantenimiento 17,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente

Gilsonita Líquida ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento 15,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Emulsificantes ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento 10,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Humectantes ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento 10,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Reductor de

Filtrado ND ND Sólido Saco Papel Construcción y mantenimiento 10,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Arcilla

Organofilica ND ND Sólido Saco Papel Construcción y mantenimiento 21,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Hidróxido de

Calcio ND ND Sólido Saco Papel Construcción y mantenimiento 41,0 kg/m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Carbonato de

Calcio ND ND Sólido Saco Papel Construcción y mantenimiento Variable NO NO NO NO NO NO NO ND ND Reciclado No Excedente Ferrocarril 40 ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento 1 300,0 L/mes NO NO NO NO NO NO NO ND ND Confinamiento No Excedente

Brio-Azul ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento 350,0 L/mes NO NO NO NO NO NO NO ND ND Confinamiento No Excedente Filtro Aceite ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento Pieza/mes NO NO NO NO NO NO NO ND ND Confinamiento No Excedente

Fluido Hidráulico ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento 150,0 L/mes NO NO NO NO NO NO NO ND ND Confinamiento No Excedente

Fluido Transmisión ND ND Líquido Tambor Construcción y mantenimiento L/mes NO NO NO NO NO NO NO ND ND Confinamiento No Excedente

Nitrógeno Nitrógeno 07727-37-9 Gas Cilindro Construcción y mantenimiento 20,0 m3 NO NO NO NO NO NO NO ND ND Estimulación del pozo No Excedente

Ácido Clorhídrico al

15% Acido

Clorhídrico ND Líquido Porrón Construcción y mantenimiento 1000 lt NO NO NO NO NO NO NO ND ND Estimulación del pozo No Excedente

Cemento Clase H Cemento ND Sólidos Sacos Construcción y mantenimiento 199,0 t. NO NO NO NO NO NO NO ND ND Construcción del

pozo No Excedente 1 CAS Chemical Abstract Service. 2 CRETIB Corrosivo, Reactivo, Explosivo, Tóxico, Inflamable, Biológico - infeccioso. Marcar la celda cuando corresponda al proyecto. Si se emplean sustancias tóxicas se deberá llenar la tabla E.

3 IDLH Inmediatamente peligroso para la vida o la salud (Immediately Dangerous of Life or Health. 4 TLV Valor limite de umbral (Threshold Limit Value).




II - 100

II.4.2.3 Energía y Combustibles Etapa de Preparación del Sitio y Construcción Para la perforación de los pozos las plataformas móvil generará su energía eléctrica a través de cuatro turbogeneradores alimentados por diesel. Los equipos y capacidades de los generadores que se utilizarán para la perforación de pozos se indican en la Tabla II.4.2.3-1.

Tabla II.4.2.3-1 Equipos y Capacidad de Generadores de Electricidad Equipo Cantidad Capacidad

Plataforma Autoelevable Móvil Generadores principales 4 1 325,0 hp

Plataforma PM-1 y PM-2 Micro-turbinas de gas combustible de

ciclo cerrado 3 3 000,0 watts

Para la instalación del templete y las plataformas, la electricidad será suministrada por los motogeneradores diesel del barco grúa. En el caso de la instalación los oleogasoductos serán suministradas por la barcaza de tendido (en el tramo marino). El diesel que se utilizará para que operen las embarcaciones será suministrado por medio de barcos abastecedores. Para las actividades terrestres se utilizará diesel y gasolina para los generadores móviles de energía, retroexcavadoras, etc.; estos serán suministrados por medio de tambos de 200,0 L que serán transportados por camiones. Durante la etapa de construcción e instalación el consumo de combustible diesel para las embarcaciones y motogeneradores se estimó en 3 000,0 L al día durante el periodo de mayor actividad. Para las actividades efectuadas en tierra se estima que el consumo diario durante la demanda máxima será de 5 200,0 L de diesel y gasolina.

II.4.2.4 Maquinaria y Equipo Etapa de Preparación del Sitio Durante la etapa de preparación del sitio para la instalación del tetrápode y del tramo marino; sólo se requerirá la asistencia de un barco de apoyo para la cuadrilla de buzos que inspeccionarán el lecho marino antes de dar inicio a las actividades de construcción.




II - 101

En el caso del tramo terrestre se ocuparán retroexcavadoras para llevar a cabo la limpieza del derecho de vía. Etapa de Construcción e Instalación Mantenimiento y Abandono La maquinaria mínima requerida en la etapa de construcción, instalación, mantenimiento y abandono de pozos se muestra en la Tabla II.4.2.4-1.

Tabla II.4.2.4-1 Equipo requerido para la Construcción, Instalación, Mantenimiento y Abandono de la Infraestructura de los Campos Tizón, Crater y Kilba

Equipo Etapa Cantidad

Tiem

po E

mpl

eado

Se

man

as

Hora

s de T

raba

jo

Diar

io

Decib

eles

Emiti

dos

Emisi

ones

a la

Atm

ósfe

ra (g

/s) 2

Tipo

de

Com

bust

ible

Pozos Plataforma Autoelevable móvil de perforación Construcción 1 32 24 ND ND Diesel Paquete de perforación fijo instalado sobre la

plataforma Mantenimiento 1 8 24 ND ND Diesel

Templete Plataforma Autoelevable móvil de perforación Instalación 1 2 24 ND ND Diesel

Chalán para transporte Instalación 1 2 24 ND ND Diesel Barco Grúa Instalación 1 2 24 ND ND Diesel

Embarcación para mantenimiento Mantenimiento 1 4 24 ND ND Diesel Embarcación para taponamiento de pozos Abandono 1 8 24 ND ND Diesel

Plataforma Chalán para transporte e izaje de la

subestructura de 250´ de largo y 72´ de ancho Instalación 2 6 12 ND ND Diesel

Chalán para movimiento de materiales Instalación 2 5 12 ND ND Diesel Grúa sobrecubierta de la embarcación para

movimientos de materiales Instalación 1 5 12 ND ND Diesel

Remolcador para movilizar el chalán, 8,000 hp, 150´ de eslora, 42´ de manga y 15´ de

calado Instalación 2 5 12 ND ND Diesel

Grúa 80 t sobre la plataforma, carga y descarga de material y equipos Instalación 1 5 12 ND ND Diesel

Barco grúa con capacidad de levantamiento de 2,000 Ton. Instalación 1 6 12 ND ND Diesel

Equipo fotográfico radioposicionamiento marino (auto tape dm- 43.3 rangos) Instalación 1 10 12 NA NA NA

Boyas para señalamiento y localización Instalación Lote 12 12 NA NA NA Martillo de 30 000 lb/ft. Instalación 1 2 12 95 NA NA Martillo de 180 000 lb/ft. Instalación 2 2 12 95 NA NA Martillo de 300 000 lb/ft. Instalación 1 2 12 95 NA NA




II - 102

Tabla II.4.2.4-1 Equipo requerido para la Construcción, Instalación, Mantenimiento y Abandono de la Infraestructura de los Campos Tizón, Crater y Kilba (Continuación)


Tiem

po E

mpl

eado

Se

man

as

Hora

s de T

raba

jo

Diar

io

Decib

eles

Emiti

dos

Emisi

ones

a la

Atm

ósfe

ra (g

/s) 2

Tipo

de

Com

bust

ible

Fuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12 500 lb/pie Instalación 2 5 12 80 NA Eléctrica

Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica Instalación 1 5 12 90 NA Eléctrica

Equipo de corte oxiacetilénico Instalación 4 5 12 90 NA NA Máquina soldadora manual por medio de arco

eléctrico 400 A Instalación 15 5 12 80 NA Eléctrica

Precalentador Instalación 6 5 12 80 NA Gas Pulidores y cardas Instalación Lote 5 12 90 NA Eléctrica

Pirómetros Instalación 2 5 12 NA NA NA Equipo de pruebas destructivas (norma API-

1104) Instalación 2 5 12 NA NA NA

Equipo de ultrasonido Instalación 2 5 12 NA NA NA Contador Geiger Instalación 2 5 12 NA NA NA

Negatoscopio Instalación 1 5 12 NA NA NA Compresor de aire Instalación 4 3 12 95 ND Eléctrica

Radiocomunicación submarina Instalación 10 3 12 NA NA NA Manguera para buceo Instalación 10 3 12 NA NA NA

“Manifold” de aire para dos buzos Instalación 15 3 12 NA NA NA Máscara de buceo Instalación 15 3 12 NA NA NA

Filtro de aire Instalación 15 3 12 NA NA NA Traje de buceo Instalación 15 3 12 NA NA NA

Lote de herramienta Instalación 4 3 12 NA NA NA Cámara submarina con acoplamiento a

videograbadora Instalación 2 3 12 NA NA NA

Bomba alta presión 500 psig, bajo volumen 150 gpm Instalación 2 1 12 NA NA NA

Manómetro rango 0-1000 psig Instalación 2 1 12 NA NA NA Manógrafo rango 0-1000 psig Instalación 2 1 12 NA NA NA

Herramienta (llaves de Impacto, torquímetros 12,500 lb/pie, etc.) Instalación Lote 1 12 NA NA NA

Mangueras de 8” ∅ y 600´ long. Para 2500 psi de trabajo Instalación 2 2 12 NA NA NA

Poli-pigs Instalación 2 1 12 100 ND NA Barco abastecedor (alimentos, materiales,

combustible) Instalación 1 6 12 95 ND Diesel

Lancha para transporte de personal Instalación 1 6 12 90 ND Diesel Embarcación para mantenimiento Mantenimiento 1 8 24 ND ND Diesel

Chalán para movimiento de materiales Abandono 1 6 12 95 ND Diesel Remolcador para movilizar el chalán, 8,000 hp, 150´ de eslora, 42´ de manga y 15´ de

calado Abandono 2 5 12 ND ND Diesel




II - 103

Tabla II.4.2.4-1 Equipo requerido para la Construcción, Instalación, Mantenimiento y Abandono de la Infraestructura de los Campos Tizón, Crater y Kilba (Continuación)


Tiem

po E

mpl

eado

Se

man

as

Hora

s de T

raba

jo

Diar

io

Decib

eles

Emiti

dos

Emisi

ones

a la

Atm

ósfe

ra (g

/s) 2

Tipo

de

Com

bust

ible

Barco grúa con capacidad de levantamiento de 2,000 Ton. Abandono 1 6 12 ND ND Diesel

Fuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12 500 lb/pie Abandono 2 5 12 80 NA Eléctrica

Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica Abandono 1 5 12 90 NA Eléctrica

Oleogasoductos Chalán para movimiento de materiales Instalación 1 6 12 95 ND Diesel Remolcador para movilizar el chalán y

abastecimiento, 3,500 hp, 75’ de eslora, 24’ de manga y 10’ de calado

Instalación 1 4 12 100 ND Diesel

Grúa 80 ton sobrecubierta de la embarcación, para movimiento de materiales Instalación 1 4 12 90 ND Diesel

Remolcador para manejo de anclas, de mástil abatible Instalación 1 4 12 95 ND Diesel

Embarcaciones para tendido de tubería 16’’ ∅ Instalación 1 8 12 95 ND Diesel Grúa 80 ton sobre plataforma, carga y

descarga materiales y equipos Instalación 1 4 12 90 ND Diesel

Tensionador 75 ton mínimo en profundidad de 90 m con registrador Instalación 1 3 12 NA NA NA

Pontón rígido (stinger) o articulado, para profundidades de 90 m Instalación 1 3 12 NA NA NA

Anclas de muerto con grilletes y estrobos Instalación Lote 8 12 NA NA NA Tapones de tirón y abandono de tubería 16” ∅ Instalación 2 3 12 NA NA NA

Equipo topográfico radioposicionamiento marino (Autotape DM-43, 3 rangos) Instalación 3 6 12 NA NA NA

Winche 50 ton. (abandono y recuperación tubería) Instalación 2 3 12 NA NA NA

Boyas para señalamiento y localización de tubería Instalación Lote 3 12 NA NA NA

Fuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12500 lb/pie Instalación 1 3 12 90 ND Eléctrica

Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica Instalación 1 3 12 90 ND Eléctrica

Biseladora con equipo de corte oxiacetilénico Instalación 1 3 12 85 ND Gas Alienador interior neumático para tubería 16 ∅ Instalación 1 3 12 85 ND Eléctrica

Detector de dobleces Instalación 1 3 12 NA NA NA Máquina soldadora manual por medio de arco

eléctrico 40 A Instalación 4 4 12 90 ND Eléctrica

Precalentador Instalación 1 4 12 90 ND Eléctrica Horno eléctrico con control de temperatura

(soldadura) Instalación 1 4 12 90 ND Eléctrica




II - 104

II.5 GENERACIÓN, MANEJO Y DISPOSICIÓN FINAL DE RESIDUOS SÓLIDOS II.5.1 Generación de residuos sólidos En la Tabla II.5.1-1 se presenta el listado de los residuos que se generarán durante la ejecución del proyecto. II.5.1.1 Residuos Sólidos No Peligrosos En la etapa de preparación del sitio en tierra se generarán residuos sólidos propios de la actividad del desmonte que cuentan con una cubierta vegetal constituida por pasto; así también se generarán residuos sólidos no peligrosos como resultado del despalme. En la etapa de preparación del sitio de la zona marina no se realizarán actividades que generen residuos sólidos no peligrosos. En la etapa de construcción en tierra se generarán residuos sólidos no peligrosos constituidos por residuos de despalme; restos de alimentos; envases de vidrio, vasos, bolsas de plástico, trapos, cartón, papel; colillas de soldadura y escoria, recortes y lodo bentonítico obtenido de la perforación direccional. En la etapa de construcción de la infraestructura a instalar en el mar, se generará chatarra constituida por barrenas gastadas o dañadas, tubería de perforación gastada o dañada, así también se generarán residuos sólidos no peligrosos constituidos por restos de alimentos; envases de vidrio, vasos, bolsas de plástico, cartón, papel; colillas de soldadura, escoria, trapos y estopas.

En la etapa de operación y mantenimiento los residuos generados disminuirán considerablemente tanto en tierra como en mar, debido a que para la operación de las instalaciones no se requiere personal en el área y para las actividades de mantenimiento, las instalaciones se tripularan temporalmente. Los residuos generados se constituyen básicamente de papel, cartón, plástico y piezas que conforman alguna parte del equipo auxiliar para el funcionamiento de los pozos, las plataformas y los oleogasoductos. Los residuos sólidos no peligrosos generados durante la etapa de abandono, están constituidos por restos de tubería, restos de alimentos; envases de vidrio, vasos, bolsas de plástico, trapos, cartón, papel; colillas de soldadura y escoria.

II.5.2 Manejo de residuos peligrosos y no peligrosos

II.5.2.1 Descripción General y Por Etapa Los residuos sólidos no peligrosos generados durante la etapa de preparación del sitio en tierra, serán triturados para ser dispuestos conforme lo establece la Ley de Protección Ambiental del Estado de Tabasco. Los residuos sólidos no peligrosos generados en la etapa de construcción en tierra serán dispuestos en un almacén temporal de residuos no peligrosos para clasificarlos y disponerlos conforme lo establece la Ley de




II - 105

Tabla II.5.1-1 Generación de Residuos Sólidos

Nombre del Residuo Componentes del residuo

Proceso o etapa en el que se genera CRETIB Volumen Tipo de Empaque Sitio de Almacenamiento

Temporal Sistema de Transporte Sitio de Disposición Final

Residuos Peligrosos Restos de Recubrimiento Primario

inorgánico de zinc Zinc Instalación del oleogasoducto Tóxico No determinado Envase metálico

Material impregnado con sustancias como grasas, aceites, esmaltes y solventes (p.

ej. trapos, estopas, etc.) Solventes y

aceites

Instalación del templete, perforación de pozos,

instalación de plataforma y oleogasoducto

Tóxico Inflamable No determinado Envase metálico

Baterías usadas Ácidos Instalación de plataforma y oleogasoducto

Tóxico Corrosivo No determinado Envase de vidrio, fibra de

vidrio o plástico Restos de Recubrimiento Primario

inorgánico de zinc Zinc Mantenimiento del oleogasoducto Tóxico No determinado Envase metálico

Material impregnado con sustancias como grasas, aceites, esmaltes y solventes (p.

ej. trapos, estopas, etc.) Solventes y

aceites Mantenimiento de pozos,

plataforma y oleogasoducto Tóxico

Inflamable No determinado Envase metálico

Para obras efectuadas en mar, las embarcaciones contaran con una zona

específica para su almacenamiento, en tierra se establecerá un almacén

temporal de residuos peligrosos.

Transporte vía marítima por

embarcaciones de apoyo y terrestre

en vehículos autorizados

Para el tratamiento y disposición final de este tipo de residuos se

contratará una compañía autorizada por SEMARNAT para

este fin.

Residuos No Peligrosos

Residuos de comida Sólidos orgánicos

Instalación del templete, perforación de pozos,

instalación de plataforma y oleogasoducto

No aplica No determinado Contenedores

Envases de vidrio Vidrio Idem No aplica No determinado Contenedores Vasos, bolsas, platos, cucharas y botes

de plástico Polímeros Idem No aplica No determinado Contenedores

Trapos, cartón, papel y envases tetrapack Sólidos orgánicos Idem No aplica No determinado Contenedores

Latas de refresco y comida Aluminio Idem No aplica No determinado Contenedores

Colillas de soldadura Fierro Instalación de plataforma y oleogasoducto No aplica No determinado Contenedores

Escoria Fierro Instalación de plataforma y oleogasoducto No aplica No determinado Contenedores

Arena sand blast Arena Instalación del oleogasoducto No aplica No determinado Contenedores

Material eléctrico Cobre y plástico Instalación de plataforma y oleogasoducto No aplica No determinado Contenedores

Vasos, bolsas, platos, cucharas y botes de plástico Polímeros Operación de plataforma y

oleogasoducto No aplica No determinado Contenedores

Vasos, bolsas, platos, cucharas y botes de plástico Polímeros Mantenimiento de plataforma

y oleogasoducto No aplica No determinado Contenedores

Para obras efectuadas en mar, las embarcaciones contaran con una zona

específica para su almacenamiento, en tierra se establecerá un almacén

temporal de residuos no peligrosos

Los residuos sólidos no peligrosos generados en el mar

se transportaran a través de embarcaciones de apoyo hacia

un centro portuario para su disposición en basureros

municipales. Los residuos sólidos no

peligrosos generados en tierra se transportaran a través de

camiones para su disposición en basureros municipales

Restos de tubería Acero Abandono del templete,

pozos, plataforma y oleogasoducto

No aplica No determinado Contenedores Embarcaciones Chatarreras

Transporte vía marítima por

embarcaciones de apoyo y terrestre

en vehículos autorizados

Almacén de enajenación en TMDB




II - 106

Protección Ambiental del Estado de Tabasco. Los recortes y lodo bentonítico obtenido de la perforación direccional podrán ser utilizados como material de relleno en terrenos.

Los residuos sólidos no peligrosos constituidos por desechos orgánicos producto de las actividades en las embarcaciones durante las etapas de perforación, mantenimiento y abandono de pozos; así como las de instalación y abandono del templete; instalación, mantenimiento y desmantelamiento de las plataformas e instalación, mantenimiento y abandono los oleogasoductos en su tramo marino, serán manejados y dispuestos conforme la establece el Anexo V del Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación de Buques (Marpol 73/78); la chatarra generada en actividades marinas durante las etapas de construcción, mantenimiento y abandono será transportada por barcos chatarreros a un sitio autorizado para el almacenamiento y manejo de este tipo de residuos. Los desechos inorgánicos generados durante las etapas de construcción, mantenimiento y abandono serán clasificados y separados para ser almacenados en áreas destinadas para este fin dentro de las embarcaciones, posteriormente, serán transportados a través de embarcaciones de apoyo para su disposición en basureros municipales. En general la disposición de residuos sólidos no peligrosos se llevará a cabo en los lugares previamente asignados por las autoridades municipales y en estricto apego a la normatividad aplicable. La disposición de los residuos sólidos peligrosos tanto en la zona marina, como en la zona terrestre, será llevada a cabo por terceros, los cuales deberán tener los registros necesarios para su manejo, disposición, almacenaje, clasificación e identificación, según lo estipulado en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligrosos y no Peligrosos. Por lo que PEMEX deberá exigir la entrega de los manifiestos de entrega, transporte, recepción de la empresa contratada para este fin de acuerdo a lo establecido en el Manual de Procedimientos Operativos 200-22100-PA-118-0003.

II.5.2.2 Infraestructura Los residuos peligrosos deberán almacenarse por separado de los demás residuos, en recipientes que no permitan su dispersión, por ningún motivo podrán ser vertidos al mar, en caso de accidente se deberá informar a las autoridades correspondientes; los sitios de almacenaje temporal deberá de cumplir con lo establecido en la NOM-055-SEMARNAT-1993.

II.5.3 Disposición final de residuos peligrosos y no peligrosos Los residuos sólidos peligrosos generados durante las etapas de construcción y mantenimiento, serán dispuestos de acuerdo con lo estipulado en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligrosos. Los residuos sólidos no peligrosos generados durante la etapa de construcción, serán recolectados, clasificados y depositados en contenedores metálicos debidamente identificados y etiquetados para ser retirados de los sitios de trabajo y llevados a los sitios destinados por el municipio para su reciclaje, tratamiento y disposición final en cumplimiento a la normatividad ambiental local vigente.




II - 107

En la etapa de mantenimiento los Residuos Peligrosos serán manejados mediante el Contrato Integral de los Residuos Peligrosos Generados en las Instalaciones de las Regiones Marinas de PEMEX Exploración y Producción.

II.5.3.1 Sitios de Disposición La disposición de los residuos será llevada a cabo por terceros los cuales deberán tener los registros necesarios para su manejo, disposición, almacenaje, clasificación e identificación según lo estipula la norma NOM-052-SEMARNAT-1993 en el caso de los Residuos Peligrosos. La chatarra generada en actividades marinas durante las etapas de construcción, mantenimiento y abandono será transportada por barcos chatarreros a un sitio autorizado para el almacenamiento y manejo de este tipo de residuos. Los residuos plásticos reciclables serán embarcados al barco chatarrero en tambos de 200,0 l o en contenedores para ser transportados a un sitio autorizado por la Ley de Protección Ambiental del Estado de Tabasco para su manejo, confinamiento y/o disposición final de acuerdo con su clasificación.

II.5.3.2 Confinamientos de Residuos Peligrosos En la zona marina los residuos peligrosos deberán clasificarse, envasarse y almacenarse temporalmente, para su posterior transportación mediante barcos chatarreros hacia las instalaciones de una empresa especializada en el tratamiento y confinamiento de los residuos peligrosos; esta empresa deberá contar con los permisos, autorizaciones y licencias necesarias para su operación otorgadas por las dependencias oficiales como SEMARNAT y SCT. Para la zona terrestre se almacenarán de manera temporal y posteriormente tratados por una empresa especializada autorizada por SEMARNAT y SCT para el transporte, confinamiento y disposición final de residuos. II.5.3.3 Tiraderos Municipales La disposición final de residuos sólidos no peligrosos, se llevará de acuerdo a lo establecido en la legislación vigente del municipio en materia de residuos no peligrosos. II.5.3.4 Rellenos Sanitarios Para la zona marina y terrestre no se utilizará el empleo de rellenos sanitarios. II.5.3.5 Otros Para la zona marina y terrestre no se contempla la utilización de otros sistemas de disposición de residuos, por lo que el presente apartado no aplica.




II - 108

II.6 GENERACIÓN, MANEJO Y DESCARGA DE RESIDUOS LÍQUIDOS, LODOS Y AGUAS RESIDUALES

II.6.1 Generación II.6.1.1 Residuos Líquidos En las Tabla II.6.1.1-1 se presentan los volúmenes estimados de residuos líquidos que se podrían generar durante las diferentes actividades que se realizarán para la superestructura y subestructura.

Tabla II.6.1.1-1 Residuos líquidos generados

Nombre del Residuo CRETIB Volumen

Generado Tipo de Envase

Sitio de Almacén Temporal

Características del Sistema de

Transporte Origen

Sitio de Disposición

Final Plataforma Autoelevable

Desengrasante T 2,0 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Mesa Rotaria Confinamiento

Combustible y Lubricantes T, I 30,0 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Motores Confinamiento

Instalación de Templete Desengrasante T 2,0 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Grúa Confinamiento Combustible y

Lubricantes T, I 30,0 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Barcaza y Barco grúa Confinamiento

Plataforma de Perforación Fija

Desengrasante T 2,0 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Mesa Rotaria Confinamiento

Instalación de Subestructura

Desengrasante T 2,0 T/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Grúas Confinamiento

Combustible y Lubricantes T, I 125,0

m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Barcaza y

Barco grúa Confinamiento

Pinturas y Solventes T, I 1,0 m3/año Tambos Almacén

Plataforma Barcaza Subestructura Confinamiento

Removedor T, I 3,0 m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Subestructura Confinamiento

Instalación de Superestructura Desengrasante T 2,0 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Grúas Confinamiento Combustible y

Lubricantes T, I 30,0 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Barcaza y Barco grúa Confinamiento

Pinturas y Solventes T, I 7,0 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Super-

estructura Confinamiento

Removedor T, I 3,0 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Super-estructura Confinamiento

Instalación de los Oleogasoductos Desengrasante T 0,5 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Grúas Confinamiento Combustible y

Lubricantes T, I 5,0 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Barcaza Confinamiento

Pinturas y Solventes T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Oleogasoducto Confinamiento

Removedor T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Oleogasoducto Confinamiento




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Tabla II.6.1.1-1 Residuos líquidos generados (continuación)

Nombre del Residuo CRETIB Volumen

Generado Tipo de Envase

Sitio de Almacén Temporal

Características del Sistema de

Transporte Origen

Sitio de Disposición

Final Mantenimiento de los Oleogasoductos

Pinturas y Solventes T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén

Plataforma Barcaza Oleogasoducto Confinamiento

Removedor T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Oleogasoducto Confinamiento

Abandono de los Oleogasoductos Condensados T,I 10,0 kg (1) (1) (1) Oleogasoducto (1)

Durante la perforación de pozos se utilizará lodos de perforación base aceite; sin embargo, por los costos de generación, éstos serán almacenados en la presa de lodos y adecuados para su reutilización en proyectos futuros. Los recortes y lodos bentoníticos base agua producto de la perforación direccional a través del método de perforación “Beach Approach”, podrán ser utilizados como material de relleno en terrenos donde PEMEX haya celebrado un convenio para este fin o donde determine la autoridad local

II.6.1.2 Agua Residual Las plataformas, estarán tripulada durante la perforación de pozos con el paquete de perforación fijo y cuando en sus instalaciones se efectué mantenimiento, en ambos casos la generación de aguas residuales será manejada mediante una planta de tratamiento de agua residual tipo paquete. Durante su etapa de operación, las plataformas se considerará no tripulada y por lo tanto no existirá generación de aguas residuales provenientes de los servicios sanitarios del personal. Las aguas residuales que se producirán durante las diferentes etapas del proyecto se presentan en la Tabla II.6.1.2-1, la cual muestra un volumen estimado que se puede generar.

Tabla II.6.1.2-1 Aguas Residuales Generadas en las Actividades del Proyecto

Etapa del Proyecto

Número o identificación de la descarga

Origen Empleo que se le dará

Volumen diario descargado

Sitio de descarga

Preparación del sitio No aplica - - - -

No aplica Oleogasoducto Prueba hidrostática 16 360,79 m3 Mar Construcción

No aplica Baños y cocinas Limpieza 87,4 m3/día Mar Operación No aplica - - - -

Mantenimiento No aplica Baños y cocinas Limpieza 22,0 m3/día Mar Abandono No aplica Baños y cocinas Limpieza 49,8 m3/día Mar

Fuente: Estudios Especiales de Evaluación de Impacto Ambiental, Construcción y Operación de Plataformas Marinas.




II - 110

II.6.1.3 Lodos Los lodos generados en las plantas paquete de tratamiento de agua residual, serán colectados y confinados de acuerdo al procedimiento de manejo de residuos peligrosos. Dentro de las sustancias más importantes que se utilizan en la perforación se encuentran los fluidos (lodos), se cuenta con dos tipos: los de base agua y base aceite. Los fluidos de perforación base agua estarán formados básicamente por 75,0 % de agua y el 25,0 % restante está constituido por: un agente viscosificante (bentonita), un agente densificante (barita) y sustancias aditivas (reductoras de viscocidad, pH, filtrado, emulsificante, entre otros). La concentración de estos compuestos, está en función directa de los requerimientos de perforación y de las formaciones litológicas que son atravesadas durante la perforación. Los fluidos de base agua se utilizan en las primeras etapas de perforación y son sustituidos a mayores profundidades, debido principalmente a su inestabilidad a altas temperaturas y porque son susceptibles de contaminarse por la formación. Los lodos base agua son más susceptibles a derramarse en las actividades de perforación; por lo que la composición de éstos provocará un aumento de la turbidez en la columna de agua. Los fluidos base aceite, conocidos como de emulsión inversa, están formados por una relación base diesel-agua, donde el diesel está en una proporción mayor del 50,0 %, además de otros aditivos emulsificantes, cuya composición depende del producto comercial. Estos fluidos por sus características presentan mayores ventajas en la perforación que los de base agua, debido principalmente a que soportan mayores temperaturas y presiones, son estables ante contaminantes de formación y permiten mayor enfriamiento y lubricación de la sarta de perforación. Sin embargo, su uso está restringido a ciertas etapas de perforación, debido a su alto costo. Este tipo de lodo se recircula en un sistema cerrado, recuperados y reacondicionados para su utilización en otra perforación. Los fluidos de perforación serán transportados en barcos loderos y se almacenarán en las plataformas de perforación en 3 presas de lodos, las cuales tienen una capacidad total aproximada de 240,0 m3. Los fluidos de perforación que saldrán del pozo a la superficie serán recuperados y se pasarán a través de presas de tratamiento y vibradores de diferentes diámetros para ser separados de los cortes de la formación. Una vez libre de recortes, los fluidos serán acondicionados y preparados de acuerdo con la densidad requerida en la siguiente etapa de perforación. Los volúmenes de lodo a emplear en cada etapa de perforación son variables, y dependen de la profundidad programada a perforar en la etapa, diámetro y profundidad de la última tubería de revestimiento cementada y diámetro de barrena a emplear.




II - 111

Con respecto a los recortes de la formación que son eliminados del lodo de perforación, éstos se almacenan en contenedores de 5,0 m3 de volumen y son enviados por la compañía perforadora a tierra para su tratamiento (Tabla II.6.1.3-1).

Tabla II.6.1.3-1 Volúmenes de Lodo a Utilizar en un Pozo de Perforación

Etapa Volumen (L) Densidad (g/cm3) 30” 150 000,0 1,05 20” 350 000,0 1,06-1,10 16” 500 000,0 1,20-1,48

11 ¾” 550 000,0 1,55-1,90 9 5/8” 350 000,0 1,03-2,05

7” 300 000,0 1,10-1,35

II.6.2 Manejo Cuando las plataformas no se encuentre tripulada no se generará aguas residuales; sin embargo, cuando exista alguna Plataforma Autoelevable acoplada en las Plataforma, ésta deberá de contar con su planta de tratamiento de agua residual tipo paquete y se deberá de dar cumplimiento a la normatividad ambiental vigente en materia de aguas residuales. II.6.3 Disposición final II.6.3.1 Características Las plataformas autoelevables, contará con una planta paquete para el tratamiento de agua residual únicamente cuando en ella se instale temporalmente el paquete de perforación fijo, así mismo, cuando se acople a las plataformas PM-1 y PM-2, alguna Plataforma Autoelevable se deberá de dar cumplimiento a la NOM-001-SEMARNAT-1996.

II.6.3.2 Cuerpos de Agua Para el presente proyecto no se contempla la descarga de aguas residuales a cuerpo receptor, por lo que la información no aplica.

II.6.3.3 Suelo y subsuelo No aplica puesto que no se pretende inyectar el agua residual al suelo o subsuelo.

II.6.3.4 Drenajes Aceitoso Las plataformas contarán con un drenaje que manejará la mezcla de hidrocarburos colectados en un circuito cerrado de tubería para la recolección de purgas y drenes de equipos y tuberías, que será enviada hacia un recipiente colector de drenajes y posteriormente será reinyectada hacia el cabezal principal de producción.




II - 112

Pluvial No requerido. Químico No requerido. Sanitario No requerido. II.7 GENERACIÓN, MANEJO Y CONTROL DE EMISIONES A LA ATMÓSFERA Durante la etapa de perforación de pozos, las emisiones que pueden producirse son el resultado de las siguientes actividades:

Vapores de hidrocarburos que provienen de la Separación del Agua de Formación. Quemador BOOM en la perforación para la prueba de pozos. El Venteo de vapores de hidrocarburos para despresurizar equipos de proceso, siendo una

actividad poco frecuente. Emisiones de Nitrógeno (N2) usado como sistema de gas inerte en la inducción de pozos. Emisiones de BTEX (Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xileno) y COV’s (Compuestos Orgánicos

Volátiles), asociados a la regeneración del dietilenglicol en el proceso de deshidratación.

Las emisiones a la atmósfera que se generarán durante la etapa de construcción e instalación del templete, la subestructura y superestructura de las plataformas y de los Oleogasoductos serán consecuencia de las embarcaciones, maquinaria instalada en tierra, equipo y unidades de aprovisionamiento. Durante la etapa de operación no se presentarán emisiones a la atmósfera. En la etapa de mantenimiento las emisiones de rutina provienen de las pruebas de venteo o quema de los gases y vapores de proceso; emisiones fugitivas de vapores de hidrocarburos.

Sistema de Control de Desechos Gaseosos Los desechos gaseosos serán incinerados de manera temporal durante la etapa de perforación y mantenimiento de pozos, a través de un quemador del tipo BOOM, los cuales cuentan con un encendido automático, con lo que se logrará incinerar todos los gases que fluyan a través del quemador.




II - 113

Las emisiones potenciales de NOx obtenidas de la operación de los equipos, como turbinas, compresores, motogeneradores, podrán estimarse considerando el nivel máximo de NOx, basado en lo establecido por los estándares actuales para compresores nuevos, que es de 0,006 kg/h de NOx por kW producido y el nivel típico de NOx es de 0,00275 kg/h por kW producido. En la zona terrestre, durante la etapa de preparación del sitio, instalación y mantenimiento los oleogasoductos, se presentaran emisiones proveniente de la maquinaria y de los vehículos utilizados para el desarrollo de las actividades, la aplicación correcta de los programas de mantenimiento a la maquinaria será el control preventivo que se dará a las fuentes que generen emisiones a la atmósfera.

II.8 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE MANEJO DE RESIDUOS Y EMISIONES Durante las etapas de Preparación del Sitio y Construcción, los residuos sólidos peligrosos generados, serán manejados conforme lo establece la Ley General para la prevención y Gestión Integral de los Residuos, así como con el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligrosos. Se entenderá como manejo, el almacenamiento, recolección, transporte, alojamiento, reuso, tratamiento, reciclaje, incineración y disposición final de los residuos peligrosos, así como las autorizaciones correspondientes que para tal efecto requiera la SEMARNAT. De la misma manera para las etapas de Operación y Mantenimiento, los Residuos Peligrosos generados serán manejados a través del Contrato Integral de los Residuos Peligrosos Generados en las Instalaciones de las Regiones Marinas de PEMEX Exploración y Producción. Los residuos sólidos no peligrosos generados en las embarcaciones durante el tendido de la línea en su tramo marino, serán manejados y dispuestos conforme la establece el Anexo V del Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación de Buques (Marpol 73/78); mientras que durante las actividades del ducto en su tramo terrestre, se manejaran esos residuos conforme lo establece la Ley de Protección Ambiental del Estado de Tabasco.

II.9 CONTAMINACIÓN POR RUIDO, VIBRACIONES, RADIACTIVIDAD TÉRMICA O LUMINOSA Durante la perforación de pozos, instalación de templete, subestructura y superestructura, así como en las actividades del tendido del ducto en su tramo marino, las fuentes de generación de ruido más significativas son las embarcaciones (barcazas, lanchas y remolcadores), debido al tamaño de los equipos que conforman las mismas (como son los motores, bombas, grúas, etc.) ya que generalmente están en constante movimiento durante los trabajos efectuados en las etapas de preparación, construcción y abandono del sitio. En tierra los equipos generadores de ruido serán las grúas y maquinaria a utilizar durante la preparación del sitio y la construcción del tramo terrestre del ducto. Algunos niveles de ruido para diversos tipos de maquinaria se listan en la Tabla II.9-1.

Tabla II.9-1 Niveles de Ruido para Diversos Tipos de Maquinaria

Niveles de Ruido, dB (A) Fuente 80 85 90 95 100 105 110 115 Herramientas Neumáticas

Sopladores




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Tabla II.9-1 Niveles de Ruido para Diversos Tipos de Maquinaria (continuación)

Niveles de Ruido, dB (A) Fuente 80 85 90 95 100 105 110 115

Compresoras de Aire Turbogeneradores (6 ft)

Bombas Retroexcavadora

Equipos que usan Aire Soplado Fuente: Estudios Especiales de Evaluación de Impacto Ambiental, Construcción y Operación de Plataformas Marinas.

Durante la etapa de operación no se generará ruido significativo ya que la operación sólo consiste en el transporte de un fluido a través de la tubería; en el mantenimiento tampoco se generará ruido debido a que las actividades desarrolladas solo contemplan la manipulación, limpieza y ajuste de válvulas de control de flujo. Como medida preventiva toda la maquinaria a utilizar deberá contar con silenciadores especiales que garanticen la disminución de la intensidad de ruido. Durante el desarrollo de las diferentes actividades en la zona marina y terrestre no habrá contaminación por vibraciones, radioactividad, energía térmica o lumínica.

II.10 PLANES DE PREVENCIÓN

II.10.1 Identificación Las actividades de perforación, producción y transporte de crudo que realiza Petróleos Mexicanos son fuentes potenciales de derrames accidentales de hidrocarburos. La extracción y transporte de crudo en el mar tiene un alto grado de dificultad, que demanda además de una tecnología avanzada para su realización, una actividad preventiva permanente para disminuir los riesgos de accidentes que pueden ocasionar derrames al mar y afectar el ecosistema marino. Los derrames de hidrocarburos tienen comportamientos muy particulares, que dependen principalmente de la frecuencia de la fuente de emisión, el tipo y volumen del producto derramado y de las características de la zona donde ocurre el derrame.

Las principales fuentes de derrames de hidrocarburos en el mar se indican a continuación, así como las causas que pueden originar el derrame:

Plataformas de Perforación Causas:




II - 115

Descontrol durante la perforación de pozos. Descontrol de pozos en producción, ya sea en las plataformas o en el lecho marino.

Oleogasoducto Causas:

Derrame generado por mala aplicación del procedimiento de corrida de diablos. Ruptura por sobrepresión en las líneas de conducción. Ruptura por accidentes de anclado. Ruptura por fallas en el material de los ductos.

II.10.2 Sustancias Peligrosas PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Procedimientos 200-22100-PA-118-0003 para el Manejo de Residuos Peligrosos, dicho manual fue elaborado debido a la necesidad en la empresa de contar en forma documental con indicaciones determinantes para ejecutar la adecuada identificación, clasificación, manejo, transporte y almacenamiento temporal de los Residuos Peligrosos generados en sus actividades y procesos, además de difundir las Normas Oficiales Mexicanas aplicables en la materia de Residuos Peligrosos. Cabe destacar que dicho Manual de Procedimientos Operativos es de observancia general y obligatoria en todas las instalaciones marinas y terrestres de PEP, así como para las compañías contratistas que presenten servicios a la institución, por lo que deberá de ser aplicado por todas las ramas operativas o de servicios que generen o manejen Residuos Peligrosos.

Derrames de hidrocarburos En las etapas de preparación, construcción y abandono del sitio, pueden presentarse derrames de diesel producto del trasiego hacia maquinaria pesada (en tierra) y embarcaciones (en mar); pero, los sitios con mayor probabilidad de presentar un derrame de hidrocarburos, se identificaran durante la etapa de perforación de pozos (Brote de crudo debido a un descontrol de pozos) y en la operación los oleogasoductos (trampas de diablos)

II.10.3 Prevención y respuesta Para prevenir y mitigar los efectos causados al presentarse una contingencia que pudiera provocar un descontrol en una instalación que diera como resultado un derrame, PEMEX Exploración y Producción aplicará los planes y programas preventivos, de seguridad, de emergencia y de remediación desarrollados con respecto al entorno y apegados a la legislación ambiental vigente, a continuación se enlistan:




II - 116

Plan de Respuesta a Emergencias del Activo Integral Litoral de Tabasco, R.M.SO. Procedimiento de Comunicación para atender una Emergencia en PEMEX Exploración y Producción,

Región Sur. Plan general de Petróleos Mexicanos de contingencia por derrames de hidrocarburos en el mar. Plan de Contingencias de Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción en la Región Marina. Plan Regional de Respuestas a Contingencias Ambientales por Derrames de Hidrocarburos en la Sonda

de Campeche. Plan Nacional de contingencias para combatir y controlar derrames de hidrocarburos y otras sustancias

nocivas en el mar. (SEMAR). Procedimiento 249-28900-MA-117-0018 para la Restauración de Áreas Contaminadas con Hidrocarburos

II.10.4 Medidas de seguridad Durante la perforación de pozos, para evitar un descontrol se cuenta con un preventor instalado por abajo de las plataformas de perforación. En caso de algún derrame de hidrocarburos, PEMEX Exploración y Producción aplicará los planes que apliquen al nivel de la contingencia, así mismo, cuando las plataformas se encuentre en operación, en caso de presentarse una fuga que pueda originar un incendio, se activará el sistema contraincendio de la misma. El señalamiento del tramo terrestre, se efectuará cumpliendo con lo establecido en la NRF-030-PEMEX.

II.11 IDENTIFICACIÓN DE LAS POSIBLES AFECTACIONES AL AMBIENTE QUE SON

CARACTERÍSTICAS DEL O LOS TIPOS DE PROYECTO

En estudios ambientales de proyectos de similares características, en forma general se manifiestan las siguientes afectaciones a los componentes ambientales:

Emisiones a la atmósfera: Generada por la combustión interna de motores que utilizan diesel como

combustible; así como del quemador tipo BOOM. Sedimento marino: Generado durante la formación de la zanja para el tendido los oleogasoductoso en su

tramo marino. Suelo terrestre: Derivado de la excavación de la zanja para el tendido los oleogasoductos en su tramo

marítimo-terrestre y terrestre. Descarga de aguas residuales: Provenientes de las embarcaciones participantes en las diferentes etapas

del proyecto; así como de las plataformas autoelevable y equipo de perforación fijo. Flora y fauna marina: Se afectara durante la instalación del templete, subestructura, asentamiento de

plataforma móvil y tendido de línea regular del ducto en su tramo marino y marítimo-terrestre. Flora y fauna terrestre: Se afectará durante las actividades de despalme del DDV durante la excavación

de la zanja para instalar los oleogasoductos en su tramo terrestre. Medio socioeconómico: se verá beneficiado por las diversas actividades contempladas en el presente

proyecto.



MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL III - 1

CAPÍTULO III VINCULACIÓN CON LOS INSTRUMENTOS DE PLANEACIÓN Y

ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES

III.1 INFORMACIÓN SECTORIAL El área de explotación donde se ejecutará el Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos se encuentra localizado en el Sureste del país, en Mar Territorial perteneciente al Golfo de México y en tierra dentro del Municipio de Centla, Tabasco. PEMEX a través de la Región Marina Suroeste ha operado para ejecutar actividades del Sector Petrolero, por lo que su línea de negocio es explorar y producir petróleo crudo y gas natural, a través de los activos de exploración y explotación, los cuales se encargan del descubrimiento e incorporación de nuevas reservas para el desarrollo económico de la nación. La cualidad sobresaliente de sus campos petrolíferos es la alta productividad de sus pozos originada por las características de sus yacimientos como la permeabilidad y sus espesores. el activo integral Samaria-Luna desarrollo Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinosprobada y probable de 59.6 Millones de Barriles de Crudo (MMBLS) y 349.5 Miles de Millones de Pies Cúbicos (MMMPC). De acuerdo con estudios de la Secretaría de Energía (SENER), la demanda del país se basa principalmente en hidrocarburos, por lo que la producción de crudo se ha tenido y se espera un superávit que permitirá satisfacer la demanda interna y exportar un volumen considerable que aporte recursos al país. El consumo nacional de crudo de los últimos 10 años ha crecido en 13,0 %, si la tendencia se mantiene de acuerdo a la tasa de crecimiento de la producción para el periodo 2002 – 2011 (estimada en 18,0 %), la disponibilidad de crudo para exportación podría representar cerca del 60,0 % de la producción para el año 2001. En este contexto, el proyecto de inversión de los Campos Tizón, Crater y Kilba pasará a formar parte de la respuesta de PEMEX a las expectativas de demanda interna y a los compromisos de exportación, generando un ingreso importante de divisas en el país.

III.2 VINCULACIÓN CON LAS POLÍTICAS E INSTRUMENTOS DE PLANEACIÓN DEL DESARROLLO

EN LA REGIÓN

Plan Municipal de Desarrollo del Municipio de Centla, Tabasco 2001-2003 La política de apoyo social que el municipio de Centla demanda de Petróleos Mexicanos, busca establecer un equilibrio entre la operación de la industria petrolera, y el desarrollo de la gente de las comunidades con

Con formato: Izquierda: 85.05 pto, Arriba: 99.25 pto,Abajo: 70.9 pto, Distancia delencabezado desde el borde: 35.45 pto, Distancia del pie depágina desde el borde: 45.1pto

Con formato: Tabulaciones: 28.35 pto, Izquierda + 56.7pto, Izquierda + 85.05 pto,Izquierda + 113.4 pto,Izquierda + 141.75 pto,Izquierda + 242.2 pto,Centrado

Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Interlineado: sencillo


Con formato: Interlineado: sencillo

Eliminado: La producción de aceite y gas de la Región Marina Suroeste, en los últimos cinco años representó 25,0 por ciento del volumen total de aceite producido en el país y 50,0 por ciento de crudo ligero producido en el mismo periodo.¶¶Con el fin de incrementar la capacidad de la producción de crudo que garantice el abasto al mercado Nacional e Internacional en los siguientes años, PEMEX Exploración y Producción ha establecido dentro de su Plan de Negocios una serie de estrategias a desarrollar que le permitirán a partir del año 2006, alcanzar una plataforma de producción nacional de crudo de 4,0 Millones de Barriles por Día (MMBD) y la producción de crudo ligero deberá de representar el 50,0 % de la producción total en el año 2010. Con respecto a las metas de gas, la producción de éste deberá ser de 6 800,0 Millones de Pies Cúbicos por Día (MMPCD) en el año 2010.¶¶Dentro de este contexto y para contribuir con los logros de las metas establecidas,

Eliminado: el

Eliminado: proyecto “

Eliminado: ”, el cual permitirá recuperar una reserva

Eliminado: ¶

Eliminado: Paraíso




actividad petrolera, mediante la ejecución de acciones que contribuyan a mantener relaciones de entendimiento, respeto y colaboración con el entorno social. Para ello, el Ayuntamiento buscará un ejercicio directo de los recursos económicos y materiales a fin de apoyar acciones que contribuyan a mejorar los niveles de bienestar y calidad de vida de la población asentada alrededor de sus instalaciones, principalmente en aquellas localidades de mayor influencia petrolera, tal como lo son las comunidades que sobreviven debido a la actividad pesquera. Un esquema muy utilizado es el de aportaciones bajo la forma de donativos (ayudas en efectivo) y donaciones (productos petrolíferos, asfalto, tubería y bienes muebles e inmuebles), que son entregados para la ejecución de obras de bienestar social, tales como el fortalecimiento de la infraestructura, fomento a la producción, protección al medio ambiente, vivienda, educación y servicios, entre otras.

El consejo de administración de PEMEX es el único órgano facultado para autorizar la entrega de aquellas aportaciones que resulte conveniente otorgar, de acuerdo a la disponibilidad presupuestal existente y con estricto apego a las disposiciones normativas vigentes, por ello se buscará la apertura para que el flujo de recursos no se obstaculice por efectos burocráticos y se concreten las acciones en coordinación con el ayuntamiento priorizando la atención de aquellas solicitudes cuya aplicación repercuta de manera directa en las zonas donde se encuentra la industria petrolera y registre los mayores índices de marginación. Los beneficiarios de estos apoyos deben de ser los municipios que resienten los efectos de la actividad petrolera; así como sociedades o asociaciones civiles de asistencia o de beneficencia; instituciones y organizaciones educativas, científicas, tecnológicas y de investigación; fundaciones y patronatos con fines no lucrativos; comunidades agrarias, ejidos y sociedades cooperativas pesqueras; asociaciones o instituciones privadas que realicen actividades de interés social y no persigan fines de lucro; organizaciones sindicales constituidas y reconocidas por la legislación laboral; y dependencias y entidades de la administración pública federal (cuando el donativo se justifique y se tenga la autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público). Plan Estatal de Desarrollo Tabasco, 2002-2006

El Plan Estatal de Desarrollo no contempla la ejecución de obras correspondientes al Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos, pero, cabe hacer mención que dentro de las Líneas de Acción del apartado 3.2, denominado “Tabasco y PEMEX: Hacia una relación consolidada”, contempla la colaboración entre el Estado y la paraestatal para el desarrollo de proyectos del sector petrolero, que se desarrolla frente a las costas de los Municipios de Centla. El hidrocarburo que se transportará en los Campos Tizón, Crater y Kilba Marino es Crudo Ligero, debido a que tiene una densidad de 42° API. Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006

Con formato: Texto debloque, Izquierda, Sangría:Izquierda: 0 pto, Interlineado: sencillo

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Eliminado: como es el Proyecto Crudo Ligero Marino

Eliminado: Ceiba




En el Anexo Medio Ambiente, apartado 2.17.6 denominado “Retos y oportunidades para 2003” contempla lo siguiente: “Certificar el total de instalaciones de Petróleos Mexicanos en la Sonda de Campeche, por lo que el desarrollo de proyectos como el analizado en el presente estudio es una muestra de PEMEX para cumplir con las líneas marcadas en el Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006, y concentrando su esfuerzo en la explotación y producción primaria, además, el diseño de sus proyectos los ha emprendido cubriendo los requisitos que establece la legislación vigente promoviendo el desarrollo de estudios ambientales como Manifestaciones de Impacto Ambiental y Estudios de Riesgo, entre otros, cumpliendo con la política ambiental planteada a fin de alcanzar un crecimiento sustentable”.

III.3 ANÁLISIS DE LOS INSTRUMENTOS NORMATIVOS

A continuación se describen los instrumentos normativos que regulan las obras del proyecto Perforación de Pozos y construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos El Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos se ubica en aguas territoriales del Golfo de México que son propiedad de la nación (de acuerdo con el Artículo 27, párrafo 4 y 5 de la Reforma 7, con fecha 6 de Enero de 1960 y párrafo 7 de la Reforma 12 con fecha 22 de Enero de 1976), por lo que a la nación le corresponde el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataforma continental, como son: mantos, masas o yacimientos cuya naturaleza sea distinta de los componentes de los terrenos, y, fijará en términos del derecho internacional cuando su explotación necesite trabajos subterráneos para el manejo y explotación del petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos; situados en el territorio nacional. Así mismo, a través del Artículo 73, el Congreso tendrá la facultad de legislar en toda la república sobre hidrocarburos y dictará las leyes que establezcan la concurrencia del Gobierno Federal en materia de protección al ambiente para adoptar y prevenir la contaminación ambiental. Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (publicada en el Diario Oficial de la Federación el 29 de Noviembre de 1958), contempla la exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y las ventas de primera mano del petróleo y los productos que se obtengan; por lo que aplicarán los Artículos 1, 2, 3, 5, 8 y 11 de esta Ley Reglamentaria.

Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente Publicada en el Diario Oficial de la Federación (D.O.F.) en fecha 28 de Enero de 1988 y que en el texto vigente de la última reforma aplicada con fecha de 31 de Diciembre del año 2002, regulará a través de la Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales (SEMARNAT), quien tendrá la facultad de dar la observancia y cumplimiento de las normas y los lineamientos para la preservación y restauración del equilibrio ecológico, así como la protección al ambiente en el territorio nacional y las zonas sobre las que la








nación ejerce su soberanía y jurisdicción. Por lo que la Secretaría a través de las normas oficiales mexicanas establecerá los límites máximos permisibles para proteger y mantener la calidad ambiental de las áreas adyacentes a la zona en donde se ejecutarán las distintas etapas del proyecto. Por tal motivo la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente nos establecerá, las obligaciones que se tendrán para controlar, reducir o evitar la contaminación de la atmósfera, a través de la aplicación de su Capítulo II (Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera), Título Cuarto (Protección al Ambiente), debido a las emisiones que se liberarán a la atmósfera durante las etapas de: Preparación del Sitio, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de pozos, plataformas y oleogasoductos. Para el control de la contaminación del agua los artículos del Capítulo III (Prevención y Control de la Contaminación del Agua y de los Ecosistemas Acuáticos) Título Cuarto (Protección al Ambiente), regularán las obligaciones que se deberán cumplir con las descargas de aguas residuales durante las etapas de Construcción, Instalación, Operación y Mantenimiento del Proyecto. Durante las etapas de Construcción, Instalación, Mantenimiento y Abandono del Proyecto habrá emisión de residuos peligrosos por lo que los artículos del Capítulo VI (Materiales y Residuos Peligrosos) Título Cuarto (Protección al Ambiente), establecerán las obligaciones que aplican al generar materiales y residuos peligrosos, los cuales deberán ser manejados de acuerdo con esta Ley, su Reglamento y las Normas Oficiales Mexicanas expedidas por la Secretaría. La regulación de los residuos peligrosos incluye recolección, almacenamiento, transporte, reuso, reciclaje, tratamiento y disposición final. En la Construcción e Instalación de las obras del Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos se generará energía térmica, lumínica, ruido y vibraciones, por lo que los artículos del Capítulo VIII (Ruido, Vibraciones, Energía Térmica y Lumínica, Olores y Contaminación Visual) Título Cuarto (Protección al Ambiente) deberán considerarse para llevar a cabo acciones preventivas o correctivas para evitar los efectos nocivos de los contaminantes ya que estos impactos quedan prohibidos cuando rebasen los límites máximos establecidos en las Normas Oficiales Mexicanas. Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente Este reglamento (Publicado en el D.O.F el 7 de Junio de 1988), es de observancia en todo el territorio nacional y las zonas donde la Nación ejerce su soberanía y jurisdicción; tiene por objeto reglamentar la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, en materia de impacto y riesgo ambiental. Durante las etapas de Preparación del Sitio, Construcción, Instalación, Operación, Mantenimiento y Abandono del Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos habrá emisiones a la atmósfera, por lo que los Artículos del Capítulo II (Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera), establecerán las medidas a aplicar para reducir y controlar las emisiones de contaminantes de la atmósfera, provenientes de fuentes artificiales o naturales, fijas o móviles; ello con el fin de asegurar una calidad del aire satisfactoria para el bienestar de las zonas aledañas al proyecto y al equilibrio ecológico.





Las descargas de aguas residuales generadas durante las etapas de construcción, instalación y mantenimiento del proyecto; generadas durante las actividades desarrolladas dentro del mar territorial, requerirán de las autorizaciones correspondientes consideradas por la Secretaría (en coordinación con la Secretaría de Marina) en cumplimiento con los artículos del Capítulo III (Prevención y Control de la Contaminación del Agua y de los Ecosistemas Acuáticos). Durante las etapas de Construcción, Instalación, Mantenimiento y Abandono de la infraestructura del Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos, habrá generación de residuos peligrosos que deberán cumplir con los programas que la Secretaría promueva para prevenir y reducir su generación, estimulando también su reuso y reciclaje, de acuerdo con los artículos del Capítulo VI (Materiales y Residuos Peligrosos). En el desarrollo del proyecto serán contempladas las emisiones de ruido, vibraciones, energía térmica y lumínica generadas durante las etapas del proyecto. Por lo que es necesario llevar a cabo acciones preventivas y correctivas para evitar los efectos nocivos de tales contaminantes en el equilibrio ecológico y el ambiente, de acuerdo a lo establecido en los artículos del Capítulo VIII (Ruido, Vibraciones, Energía Térmica y Lumínica, Olores y Contaminación Visual). Por lo anterior quienes pretendan llevar a cabo alguna de las actividades que indica la LGEEPA en su Artículo 28, deberán contar previamente con la autorización en materia de impacto ambiental; así también, en cumplimiento al Artículo 30 se deberá formular el estudio correspondiente riesgo, cuando se trate de actividades consideradas como altamente riesgosas. Ley de Protección Ambiental del Estado de Tabasco Publicada en el Periódico Oficial Superior 5771 del 27 de Diciembre de 1997, esta Ley regulará el manejo y distribución de Residuos no Peligrosos generados durante las etapas del proyecto, mediante el Artículo 109, Capítulo VI (Residuos Sólidos No Peligrosos), Título IV (Protección al ambiente), que establece que para la localización, instalación y funcionamiento de sistemas de manejo de residuos no peligrosos, se tomarán en cuenta el ordenamiento ecológico, los Planes de Desarrollo Urbano Municipales y los centros de población. Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 16 de Julio de 1992, y que en el texto vigente de la última reforma aplicada el 15 de Enero del año 2001, establece a través de los Artículos 1, 2, 3 y 4 del Capítulo Disposiciones Generales, que el Estado realizará las actividades que le corresponden en exclusiva en las áreas estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica, por conducto de Petróleos Mexicanos y de los organismos descentralizados subsidiarios en los términos que esta Ley establece, y de acuerdo con la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo y sus reglamentos. Ley de Aguas Nacionales La Ley Federal de Aguas es promulgada el 11 de Enero de 1972, y posteriormente reformada (en 1974, 1975 y 1976) se abrogó por la Ley de Aguas Nacionales (D.O.F. del 1 de Diciembre de 1992); y mediante





Eliminado: Puerto Ceiba Marino

Eliminado: Ramo




el Decreto Promulgado el 30 de Abril del 2004 se reforma, adiciona y derogan diversas disposiciones de la Ley de Aguas Nacionales. Durante las etapas de preparación del sitio, construcción, instalación y mantenimiento de los pozos, plataformas y Oleogasoductos, la Ley de Aguas Nacionales (en coordinación con la Secretaría de Marina) a través del Título Séptimo (Prevención y Control de la Contaminación de las Aguas); contemplará el vertido de aguas residuales en el mar cuando provengan de fuentes móviles o plataformas fijas, promoviendo o realizando las medidas necesarias para evitar que la basura, desechos, materiales y sustancias tóxicas producto de los tratamientos de aguas residuales, contaminen las aguas superficiales o del subsuelo. Esta Ley, tiene también por objeto regular la explotación, uso y aprovechamiento de los mares territoriales en la extensión y términos que fije el derecho internacional, las aguas marinas interiores, las de las lagunas y esteros que se comuniquen permanentemente o intermitentemente con el mar, las aguas de los manantiales que broten en las playas, zonas marítimas, cauces, vasos o riberas de los lagos, lagunas o esteros de propiedad nacional, las que correspondan a la Nación en virtud de tratados internacionales, las playas y zonas marítimo-terrestres, los terrenos ganados al mar y las islas que existen o que se formen en el mar territorial; así como su distribución y control, y la preservación de su cantidad y calidad para lograr su desarrollo integral sustentable, reglamentando de esta forma, las disposiciones, en materia de aguas del párrafo quinto del Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Ley Federal del Mar Las actividades generadas durante la perforación de pozos, instalación de las Plataformas Kilba A, Kilba B, Tizón A, Tizón B y Crater A y los 6 Oleogasoductos en su Tramo Marino y Tramo Terrestre se ubicarán dentro del Mar territorial de acuerdo a lo establecido en los Artículos 26 y 27 incluidos en el Capítulo I (Del Mar Territorial), Título Segundo (De las Zonas Marinas Mexicanas). Ley de Navegación Publicada en el Diario Oficial de la Federación (D.O.F.) en fecha 4 de Enero de 1994 y que en el texto vigente de la última reforma aplicada con fecha de 26 de Mayo del año 2000, establece a través del Capítulo I (Ámbito de la aplicación de la Ley), Título Primero (Disposiciones Generales), la regulación de las vías generales de comunicación por agua, la navegación y los servicios que en ella se prestan. Dentro de esta ley destacan los artículos contenidos en el Capítulo VII del Título tercero, referentes a la prevención de la contaminación marina en los que se establece la prohibición de arrojar cualquier sustancia u objeto que ocasionen daños en las aguas de jurisdicción mexicana así como la vinculación para el cumplimiento de normas y acuerdos internacionales. Convenios Internacionales y Nacionales Las embarcaciones que hagan uso de los mares que forman parte del patrimonio nacional, se apegarán a lo establecido dentro de los convenios internacionales en donde México haya firmado y aceptado las regulaciones establecidas para el sistema de navegación portuaria internacional.




Eliminado: de Perforación Direccional

Eliminado: ¶Convenio Internacional para prevenir la contaminación por buques (Noviembre 2, 1973) y su protocolo de enmienda (Febrero 17, 1978) (MARPOL 73/78)




Normas Oficiales Mexicanas (NOM) Las Normas Oficiales Mexicanas dan un contenido normativo y dotan de instrumentos de fomento a la política ambiental del país, conformando un sistema regulador, participativo, coherente y funcional, que contribuye a la cultura ambiental y al desarrollo sustentable. En las Tablas III.3-1, III.3-2 y III.3-3 se listan las Normas Oficiales Mexicanas vigentes en Materia Ambiental aplicables al proyecto.

Tabla III.3-1 Normas que Aplican para el Tramo Marino del Oleogasoducto

Normas Etapa de Preparación

Etapa de Construcción e

Instalación Etapa de Operación

y Mantenimiento Etapa de

Abandono

Normas Oficiales Mexicanas Descarga de Aguas Residuales

NOM-001-SEMARNAT-1996 Establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.

X X X X

Emisiones a la Atmósfera NOM-043-SEMARNAT-1993 Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas.

X

NOM-052-SEMARNAT-1993 Establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.

X X X X

Secretaría de Comunicaciones y Transporte NOM-009-SCT4-1994 Terminología y clasificación de mercancías peligrosas transportadas en embarcaciones, esta Norma proporciona lineamientos para la preparación de planes de respuesta para los casos de contingencias y situaciones de emergencia que se pueden presentar a bordo de embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.

X X X

NOM-012-SCT4-1994 Lineamientos para la elaboración del plan de contingencia para embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.

X X X

NOM-022-SCT4-1995 Requisitos que deben cumplir los sistemas automáticos contraincendio a base de aspersores de agua para uso en embarcaciones, Los sistemas automáticos contraincendio a base de aspersores de agua se deben diseñar para controlar

X X X X


Eliminado: ¶Debido a que el proyecto contempla el uso de diferente tipo de embarcaciones para el desarrollo de las actividades generadas en mar, las mismas se apegarán a lo establecido dentro de este convenio, debido a la contaminación que puede ser causada por un derrame accidental, negligente o deliberado de hidrocarburos y otras sustancias perjudiciales.¶¶El convenio de MARPOL impone restricciones a la contaminación del mar, la tierra y el aire, generada por los buques, así mismo, abarca todos los aspectos técnicos de la contaminación procedente de buques, excepto el vertimiento de desechos en el mar y se aplica a todos los tipos de buques.¶

http://148.233.168.204/marco_juridico/ecol/nom001eco1996.zip




y extinguir fuegos identificados como Clase “A”. NOM-023-SCT4-1995 Condiciones para el manejo y almacenamiento de mercancías peligrosas en puertos, terminales y unidades mar adentro.

X X X X

NOM-031-SCT4-1996 Requisitos que deben cumplir los extintores portátiles para combatir incendios en embarcaciones y artefactos navales.

X X X X




Tabla III.3-1 Normas que Aplican para el Tramo Marino del Oleogasoducto (Continuación)



Instalación

Etapa de Operación y

Mantenimiento Etapa de

Abandono Normas Oficiales Mexicanas

Normas de Referencia PEMEX NRF-003-PEMEX-2000 Diseño e instalación de plataformas marinas, tiene como objetivo tomar en cuenta los requerimientos inmediatos generados por la necesidad de instalar nuevas plataformas, así como de la evaluación de la integridad estructural de plataformas existentes ante la presencia de daños o el posible incremento de cargas y/o de su capacidad de producción, se expide la presente norma para regular las actividades para el diseño y evaluación estructural de plataformas marinas fijas en la Sonda de Campeche.

X

NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos. Revisión 1.

NRF-005-PEMEX-2000 Protección Interior de ductos con inhibidores. X NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas ZAFRA.

X

NRF-013-PEMEX-2001 Evaluación de líneas submarinas en el Golfo de México.

X

NRF-014-PEMEX-2001 Inspección y mantenimiento de líneas submarinas. X X NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.

X

NRF-031-PEMEX-2003 Sistemas de desfogues y quemadores en instalaciones de PEMEX Exploración y Producción.

X

NRF-033-PEMEX-2003 Lastre de concreto para tuberías de conducción. X NRF-041-PEMEX-2003 Carga, Amarre, Transporte e Instalación de Plataformas Costa Afuera, aplica únicamente para la fabricación, carga, amarre, transporte e instalación de plataformas en el mar, en profundidades de hasta 300,0 metros y/o áreas donde se tengan condiciones oceanográficas similares. Asimismo, es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios objeto de la misma que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios por las compañías contratistas y prestadores de servicios que desarrollen y/o ejecuten trabajos de carga, amarre, transporte e instalación de plataformas. Por lo tanto, debe ser incluida en los procedimientos de contratación.

X

Con formato: Fuente: 9 pt,Negrita

Con formato: Fuente: 9 pt














Tabla III.3-1 Normas que Aplican para el Tramo Marino del Oleogasoducto (Continuación)



Instalación




Normas de Referencia PEMEX NRF-043-PEMEX-2000 Acercamiento y Amarre de Embarcaciones a Instalaciones Costa Afuera, tiene como objetivo establecer la metodología, criterios y requisitos mínimos de seguridad y protección ambiental, que deben cumplir las embarcaciones que requieren acoderarse a las plataformas petroleras costa afuera, para prestar un servicio de mantenimiento integral, ejecutar maniobras de embarque y desembarque de personal, equipo y materiales.

X

NRF-062-PEMEX-2002 Elementos de acceso (viudas, escalas y pasarelas) entre muelles a embarcaciones y de embarcaciones a plataformas marinas.

X

NRF-069-PEMEX-2002 Cemento clase "H" empleado en pozos petroleros. X PROY-NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y Accesorios Para Ductos De Recolección y Transporte de Hidrocarburos.

X

NRF-005-PEMEX-2000 Protección Interior de ductos con inhibidores. X NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.

X

NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.

X

NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos.

X X

NRF-033-PEMEX-2003 Lastre de concreto para tuberías de conducción. X

Descarga de Aguas Residuales NOM-001-SEMARNAT-1996 Establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.

X X X X

NOM-002-SEMARNAT-1996 Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales a los sistemas de alcantarillado urbano o municipal.

X X

Residuos Peligrosos NOM-052-SEMARNAT-1993 Establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.

X X X X














Tabla III.3-2 Normas que Aplican para el Tramo de Perforación Direccional del Oleogasoducto



Instalación




Secretaría de Comunicaciones y Transportes NOM-009-SCT4-1994 Terminología y clasificación de mercancías peligrosas transportadas en embarcaciones, esta Norma proporciona lineamientos para la preparación de planes de respuesta para los casos de contingencias y situaciones de emergencia que se pueden presentar a bordo de embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.

X X X

NOM-012-SCT4-1994 Lineamientos para la elaboración del plan de contingencia para embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.

X X X

Emisiones a la atmósfera NOM-041-SEMARNAT-1999 Establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible.

X X

SUBDIRECCIÓN REGIÓN SUR ACTIVO INTEGRAL SAMARIA-LUNA



IV - 1

CAPÍTULO IV

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL Y SEÑALAMIENTO DE TENDENCIAS DEL DESARROLLO Y DETERIORO DE LA REGIÓN

IV.1 DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO Dimensiones: La delimitación del área de estudio se llevó a cabo tomando en cuenta las dimensiones del proyecto y el tipo de obras marinas y terrestres que se llevarán a cabo.

Área total del proyecto: 249,610.5 m2. Superficie total requerida para las Plataformas: 6,670.5 m2 Área total de los oleogasoductos: 242,940 m2.

Tipo de obras a desarrollar: El proyecto requiere la construcción e instalación de cinco templetes y cinco Plataformas (Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A),que estarán conformada por Subestructura y por Superestructura que serán colocadas en un tirante de agua de 12 y 25 metros, la perforación de los 24 pozos se llevarán a cabo a través de 5 plataformas semi-sumergibles, posteriormente se instalaran las Plataformas de producción, así mismo se instalarán un sistema de transporte (6 oleogasoducto de 12 y 16” Ø), de los cuales dos constará de tres tramos: tramo marino, tramo marítimo-terrestre y tramo terrestre;. Ubicación: El área donde se pretende llevar a cabo la perforación de 24 pozos, la instalación de las Plataformas, tendido de los Oleogasoductos en su Tramo Marino y la Perforación Direccional se ubicarán dentro del Mar Territorial; mientras que los oleogasodcutos en su Tramo Terrestre se ubicará en le poblado Felipe Carrillo Puerto Segunda Sección, correspondiente al Municipio de Centla, Tabasco. No existe un ordenamiento ecológico decretado en el sitio del proyecto que permita delimitar el área de estudio en el ámbito de las Unidades de Gestión Ambiental (UGA). Debido a que todas estas obras se desarrollarán en Mar Territorial y en la Ranchería Las Flores Segunda Sección es necesario tomar en cuenta las dimensiones del área de estudio, el conjunto de obras a desarrollar y la construcción para interrelacionar la información con los rasgos geomorfoedafológicos ya que en la zona terrestre el tendido de losl Oleogasoductos se llevará a cabo sobre un mismo tipo de suelo que conserva características edafológicas similares en toda su trayectoria; por su tipo de vegetación, ya




IV - 2

que a lo largo del trayecto la vegetación es considerada como pastizal inducido y por que las obras se encuentran dentro de una misma cuenca hidrológica. Para la delimitación del área de estudio se utilizó la sobreposición de mapas donde se tomó como referencia la Carta Edafológica, Carta Hidrológica y la Carta de Vegetación, editadas por el INEGI, Escala 1:500 000, en dichas cartas se ubicaron los oleogasoductos en su tramo terrestre y se sobrepuso sobre los planos para delimitar su área de influencia. En el Anexo G se encuentran las Cartas utilizadas para llevar a cabo la descripción del sistema ambiental regional. IV.2 CARACTERIZACIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL Se tienen dos sistemas ambientales debido a que los 24 pozos, las plataformas y los Tramos Marino y de Perforación Direccional de los Oleogasoductos se instalarán en Mar Territorial y el Tramo Terrestre se instalará en tierra en el poblado Felipe Carrillo Puerto del Municipio de CentlaParaíso, Tabasco.

IV.2.1. MEDIO FÍSICO IV.2.1.1 Medio Físico Terrestre La descripción del medio natural es fundamental, ya que no solo proporciona criterios a considerar desde el punto de vista ambiental, sino que la mayoría de ellos son insumos para la adecuada planeación, diseño, construcción y operación de las obras. Desde el punto de vista ambiental, la descripción de los aspectos físicos del ambiente proporcionan elementos para la identificación y evaluación de los posibles impactos ambientales generados con la realización de las obras y/o actividades, ya sean negativos o positivos; así como la base para la elaboración de medidas de prevención, mitigación, control, compensación o incremento (esto último en el caso de impactos benéficos) aplicables a cada caso, logrando con esto un mejor balance en la interacción Desarrollo del Proyecto-Medio Ambiente.

Clima Tipo de Clima El tipo de clima, considerando la Clasificación de Köppen modificada por Enriqueta García para el área de influencia del estudio que es el Municipio de Paraíso, Tabasco es Amw´(i)a, que se interpreta como un clima Cálido Húmedo con abundantes lluvias en verano con influencia marítima, en donde la incidencia directa de las masas de aire provoca gran parte de la precipitación total anual.

De acuerdo a la Carta Estatal de Climas para el estado de Tabasco (Anexo G); 2001, Escala 1:500 000 el tipo de clima correspondiente al Municipio de Paraíso es el Af(m) denominado como Cálido Húmedo con abundantes lluvias en verano y un porcentaje de precipitación invernal mayor de 10,2 mm. La Figura IV.2.1-1 muestra los diferentes Tipos de Climas del Estado de Tabasco.




IV - 3

Figura IV.2.1-1 Tipos de Climas de Tabasco

Fuente: INEGI, Síntesis de Información Geográfica del Estado de Tabasco, 2001. Temperatura En el área en general se registra una temperatura media de 28.1 °C durante el mes de abril y una mínima con 20.2 °C en el mes de enero (INEGI. 2000a). Este tipo de clima se distribuye desde la zona costera a la que pertenece el área de estudio hasta las proximidades de las sierras ubicadas en el sur del estado de Tabasco. La temperatura promedio anual es de 26.6 °C y la temperatura promedio del año más frío es de 25.5 °C, para el año más caluroso fue de 27.7 °C, ver Tabla 1 (INEGI. 2000a).

Tabla IV.5.2-2 Temperatura media anual en ºC.

ESTACIÓN PERIODO TEMPERATURA PROMEDIO

TEMPERATURA DEL AÑO MÁS FRIO

TERMPERATURA DEL AÑO MÁS CALUROSO

TRES BRAZOS 1958-1998 26.6 25.5 27.7

Fuente: INEGI 2000.

De acuerdo a los datos reportados por la estación climatológica ubicada en Tres Brazos (27-021), la temperatura promedio mensual es la siguiente:

Tabla IV.5.2-3 Temperatura promedio mensual (°C)

Área del Proyecto




IV - 4

MESES ESTACIÓN Y CONCEPTO PERIODO

E F M A M J J A S O N D

TRES BRAZOS 1998 25.1 25.6 27.7 28.6 30.2 30.9 29.1 28.8 28.9 27.1 26.9 24.9

PROMEDIO 1958-1998 24.1 24.9 26.5 28.7 29.6 29.4 28.9 29.0 28.6 27.4 26.4 24.9

AÑO MAS FRIO 1958 20.2 22.4 25.4 28.1 27.0 26.2 27.4 28.0 27.9 26.7 25.1 21.4

AÑO MAS CALUROSO 1998 25.1 25.6 27.1 28.6 30.2 30.9 29.1 28.8 28.9 27.1 26.9 24.9

Fuente: INEGI. 2000a.

Enero es el mes más frío con 24.1 °C de temperatura media registrada en la estación meteorológica de Tres Brazos (27-021) la cual es una de las más cercanas al área de estudio. El mes más calido es mayo con una temperatura promedio de 29.6 °C (registrada en la estación meteorológica Tres Brazos (27-021). Precipitación La precipitación promedio anual es de 1 636.8 mm y durante del año más seco fue de 949.7 mm, en tanto que en el año más lluvioso la precipitación fue de 2 752.6 mm, (Tabla 3).

Tabla IV.5.2-4 Precipitación total anual en mm.

Fuente: INEGI 2000.

Conforme a los datos obtenidos en la estación climatológica Tres Brazos, la precipitación promedio mensual es la siguiente:

Tabla IV.5.2.5 Precipitación promedio mensual en mm. MESES ESTACIÓN Y

CONCEPTO PERIODO E F M A M J J A S O N D

ESTACIÓN

PERIODO

PRECIPITACIÓN PROMEDIO

precipitación DEL AÑO MÁS SECO

precipitación DEL AÑO MÁS LLUVIOSO

TRES BRAZOS

1958-1998

1636.8

949.7

2752.6




IV - 5

0

5

10

15

20

25

30

35

E F M A M J J A S O N D

MESES

Tem

pera

tura

(°C

)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Prec

ipita

ción

(mm

)TemperaturaPrecipitación

TRES BRAZOS 1998 2.4 34.4 0.0 0.0 0.0 53.3 196.6 182.2 214.5 356.7 178.0 89.2

PROMEDIO 1958-1998 84.4 38.1 57.3 55.5 33.7 142.1 132.1 163.6 308.0 362.9 159.7 99.4

AÑO MAS SECO 1985 43.4 23.0 12.7 14.9 0.0 126.1 101.6 167.0 144.6 148.0 38.4 130.0

AÑO MAS LLUVIOSO 1995 53.7 16.2 92.4 24.8 0.0 231.3 165.2 304.8 740.5 686.5 212.5 224.9

Fuente: INEGI. 2000a.

El mes más lluvioso es octubre con un promedio 362 mm de precipitación en contraste con el mes menos lluvioso, mayo, que presenta un promedio de 33.7 mm de precipitación. Los datos de las variaciones de temperatura y precipitación media mensual registradas en la estación Tres Brazos, se observan en el siguiente climograma de la figura 1. Figura IV.1. Climograma de la estación climatológica “Tres Brazos”, Tabasco (INEGI. 2000a).

Con respecto a los datos de la figura anterior, la mayor precipitación se encuentra entre los meses de agosto a octubre, con incrementos de temperatura de abril a junio, en relación a los demás meses donde ésta disminuyó. Vientos dominantes




IV - 6

Las mayores velocidades del viento históricamente se concentran en los meses de octubre y noviembre y, provienen del Golfo de México con velocidades que alcanzan los 41 km/h, presentándose en junio las menores con velocidad de 28 km/h. De acuerdo con Velásquez (1994), durante el año los vientos dominantes en la planicie son los del Noreste, así como en la vertiente Norte de las montañas chiapanecas colindantes con el estado de Tabasco, sólo en Villahermosa y Tenosique soplan con rumbo diferente. Los pronósticos recientes de los días 28 y 29 de junio indican nublados con lluvias localmente intensas y tormentas eléctricas aisladas especialmente en las costas de Tabasco, vientos moderados a frescos variables de 22.5 a 32.5 KPH. (12 a 17.5 nudos) con rachas en las zonas de tormenta (Coordinación General de Puertos y Marina Mercante, 2005).

Tabla IV.5.2.6 Observaciones recientes de los vientos registrados en Frontera, Tab. Junio del 2005.

Capitanía Cielo Viento dominante Mar

Frontera Nublado Este de 10 a 15 KPH Olas de 3 a 4 pie

Frontera Medio nublado Este de 15 a 25 KPH Olas de 3 a 4 pie

Humedad relativa y absoluta Debido a que el área de estudio se encuentra cercana a las costas del Golfo de México y que está conformada en su mayor parte de planicie costera, la invasión de las masas de aire marítima es directa y provoca gran parte de la precipitación anual, en tanto la humedad relativa fluctúa en un rango de 76 % a 94 % en los meses de marzo y agosto, debido a esto la entidad permanece cubierta de nubes gran parte del año, lo que provoca una insolación baja (INEGI. 2001). Persiste aportación muy fuerte de aire húmedo estipulada por la amplia línea de vaguada en superficie que se extiende desde la región noreste del Golfo de México hasta el centro de Veracruz, en combinación con la aportación de aire marítimo.

Tabla IV.5.2.7 Humedad relativa para la zona de estudio.

LOCALIDAD

AÑO

MAXIMA

MÍNIMA HUMEDAD RELATIVA

PROMEDIO EN %




IV - 7

Frontera 2004 94% 76% 85.91%

Los vientos provenientes del Golfo de México mantienen una constante humedad atmosférica en toda la planicie costera siendo la humedad relativa promedio en el año de 81.91%.

Balance hídrico (evaporación y evapotranspiración). La evaporación se genera por el calentamiento que producen los rayos solares sobre la superficie de la Tierra. Esta se presenta en la superficie líquida y en suelos húmedos a cualquier temperatura, el fenómeno consiste en la conversión del agua en vapor mientras que la atmósfera no está saturada a la temperatura ambiente o el viento no produzca movimientos. Los datos históricos reportados de evaporación en la estación climatológica de Frontera en el año de 1994 arrojaron un promedio anual de 1 292 mm. Para la zona de estudio, datos más recientes del 2004, registraron una evaporación acumulada en e año de 51.4 mm con promedio de 4.28 mm, los meses que presentaron una menor evaporación fueron abril y octubre con 2.4 mm de evaporación, el mes con mayor evaporación relativa fue julio con 7.3 mm.

Tabla IV.5.2.8 Balance hídrico (evaporación) para la zona de estudio.

LOCALIDAD

Año

Máxima

mínima Evaporación promedio anual en

(MM)

Frontera 2004 7.3 2.4 4.28 Mm

Fuente: Información proporcionada por el modulo de la CNA en Tabasco.

La evapotranspiración se define de la siguiente manera: Evapotranspiración = agua evaporada de la superficie del suelo + agua que transpira de la cubierta vegetal. Los datos referidos de evapotranspiración en el año 2004 en la estación climatológica de Frontera, reportan el mayor índice de evapotranspiración con 1 633 mm3/año. Para la zona de estudio se estima tanto evapotranspiración como evaporación con un total de 391.68 Mm3/año, fuente (CNA. 2002) Huracanes




IV - 8

Los ciclones tropicales, mejor conocidos como huracanes, se forman en el hemisferio norte, desde mayo hasta principios de noviembre. Existe un promedio de 9 huracanes al año y tienen un diámetro cuya variación se ha medido entre 180,0 y 930,0 Km. En la Tabla IV.2.1-7 se mencionan los ciclones en la zona del Atlántico durante la temporada 2003 que afectaron al territorio nacional; indicando nombre, categoría, periodo, vientos maximos sotenidos y rachas.

Tabla IV.5.2.9 Meteoros registrados en la Zona en el Año 2003 Océano Atlántico

N° Nombre Etapa y Categoría Periodo

Vientos Máximos

Sostenidos Rachas

1 Ana Tt 20 Abril -23 Abril 65 85 2 Bill Tt 29 Junio - 01 Julio 65 85

3 Claudette (*) Tt 08 Julio - 16 Julio 90 110

4 Danny Dp 16 Julio - 20 Julio 45 65 5 Erika (*) Tt 14 Agosto - 16 Agosto 65 85 6 Fabian Dt 27 Agosto - 08 Septiembre 45 65 7 Grace Dt 30 Agosto - 31 Agosto 55 75 8 Henri Dt 03 Septiembre - 08 Septiembre 45 65 9 Isabel Tt 06 Septiembre - 19 Septiembre 65 85 10 Juan Dt 25 Septiembre - 29 Septiembre 55 75 11 Kate Dt 25 Septiembre - 07 Octubre 55 75 12 Larry (*) Tt 01 Octubre - 06 Octubre 85 110 13 Mindy Tt 10 Octubre - 13 Octubre 65 85 14 Nicholas Dt 13 Octubre - 23 Octubre 45 55 15 Odette Dt 04 Diciembre - 07 Diciembre 45 55 16 Peter Tt 09 Diciembre - 10 Diciembre 75 90

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, Enero 2004. DT: Depresión Tropical. TT: Tormenta Tropical. H1-5: Huracán y Categoría Alcanzada en la Escala de Intensidad Saffir-Simpson. Entraron a Tierra y/o Afectaron En México (*)

De los ciclones antes mencionados “Larry” fue el único que ocasiono daños en el Estado de Tabasco, la tormenta tropical se formó en el Sur del Golfo de México, con centro ubicado a 315,0 km al Noroeste de Ciudad del Carmen, Camp., con vientos máximos sostenidos de 85,0 km/h, rachas de 100,0 km/h y presión mínima de 1 003,0 hPa. Siguió su trayecto con tendencia hacia el Sur a 65,0 km al Norte de Cárdenas, Tab., afectando fuertemente con lluvias intensas los estados de Tabasco, Chiapas, Campeche, Oaxaca, Yucatán y el Sur de Veracruz. El centro de la tormenta tropical “Larry” tocó tierra en la costa de Tabasco, a 15,0 km al Este-Noreste de la población de El Alacrán, Tab., y a 27,0 km al Oeste de Paraíso, Tab., con vientos máximos sostenidos de 95,0 km/h, rachas de 110,0 km/h y presión mínima de 996,0 hPa, posteriormente se dirige al Sur-Sureste de Lázaro Cárdenas, Tab., con vientos máximos sostenidos de 65,0 km/h y rachas de 85,0 km/h, perdiendo

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/ana/ana.html

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/bill/bill.html

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/claudette/claudette.html

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/danny/danny.html

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/erika/erika.html

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http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/mindy/mindy.html

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/nicholas/nicholas.html

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/odette/odette.html

http://smn.cna.gob.mx/ciclones/tempo2003/atlantico/peter/peter.html




IV - 9

fuerza y degradandosé a depresión tropical con vientos máximos sostenidos de 55,0 km/h y rachas de 75,0 km/h. La tormenta tropical “Larry” presento una trayectoria corta que se desarrolló en su mayor parte en el Sur del Golfo de México, donde se mantuvo con desplazamiento lento, casi estacionario o errático, hasta su entrada a tierra en las costas de Tabasco, convirtiéndose en el primer ciclón que toca tierra en territorio tabasqueño, desde 1973. La tormenta tropical “Larry” se mantuvo casi estacionaria o con movimiento lento por varios días en la parte Sur del Golfo de México, afectando con una fuerte entrada de humedad, viento y oleaje hacia los estados de Tabasco, Campeche, Yucatán y Sur de Veracruz, así como precipitaciones intensas en Chiapas y Oaxaca, que ocasionaron inundaciones e importantes daños materiales en viviendas, carreteras, zonas de cultivo y servicios de energía eléctrica y telefónica, entre otros. Debido a que la zona de estudio se encuentra en la Cuenca del Atlántico que es una zona formadora de huracanes, el Golfo de México es propenso a este tipo de fenómenos, por lo que es necesario aplicar medidas de prevención y alertar a la población y navegación por medio de la emisión de avisos de ciclón, boletines de vigilancia permanente, difundidos cada 3 y 12 horas. En la Figura IV.2.1-2 se presenta la Trayectoria de la Tormenta Tropical “Larry”, la cual impacto al Estado de Tabasco ocasionando fuertes vientos, precipitaciones e inundaciones; cabe mencionar que este fenómeno climatológico no se presentaba desde 1973 en Tabasco.

Figura IV.2.1-2 Trayectoria de la Tormenta Tropical “Larry ”

Para dar respuesta a este tipo de contingencias PEMEX Exploración y Producción para dar respuesta a este tipo de contingencias cuenta con el Plan de Respuesta a Emergencias, incluido en el Anexo E.




IV - 10

Radiación o incidencia solar. La región en estudio se ubica en una superficie con radiación entre 350 y 450 Langleys/día de promedio anual. Mensualmente, los valores más altos para esta región se registran a partir de abril hasta agosto, mientras que los menores de noviembre a enero. Asimismo, para esta zona se reporta la región de máxima insolación en mayo con 180-220 h/mes y la mínima en enero con 140-180 h/mes, coincidiendo con los registros de mayor radiación.

Tabla IV.5.2.10 Radiación solar mensual en la región de estudio.

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

<300 350 <450 350-450 >400 <400 400-420 450 <400 350-400 300-350 300

Aire. • Calidad atmosférica de la región. Actualmente no existen datos de la calidad atmosférica de la región, ya que no se cuenta con estaciones de monitoreo ambiental. Geología y Geomorfología.

• Características litológicas. La zona de estudio se sitúa en la “Planicie Costera del Golfo de México” específicamente ubicada hacia la parte norte en el municipio de Centla, comprende una amplia zona litoral Q(li). Geológicamente esta unidad incluye todos los depósitos litorales que se han formado recientemente en la zona de playa en el cuaternario (Q). Están constituidos por acumulación de arenas retrabajada por las olas; en ciertas localidades se encuentran conformando barras modeladas por las corrientes litorales. La zona también comprende un área lacustre, Q(la), ubicada en la parte centro-sureste abarcando la Laguna y el arroyo el Coco, esta unidad geológica está constituida por depósitos de arena fina, arcillas y limos, acumuladas en estas zonas marginales cercas a la línea de costa y en depresiones rodeadas por depósitos aluviales.

• Características geomorfológicas. De acuerdo a la carta geológica de Frontera E 15-5 (Anexo G), el paisaje geomorfológico está constituido por un delta, lomeríos, barras y planicies aluviales. En la porción central se desarrollan lomeríos en los depósitos arenosos del mioceno: Las planicies aluviales se encuentran con una ligera inclinación al este y están modificadas por la formación de pantanos y lagunas. En las áreas de inundación: existen barreras en




IV - 11

las zonas litorales que han contribuido a la formación de dunas y el río Grijalva en su desembocadura ha formado un delta que está cubierto de arenas retrabajadas por el viento. El área se encuentra en una etapa de senectud para una región húmeda en el ciclo geomorfológico. De acuerdo a la carta estatal fisiográfica 1: 500 000, el área se presenta en la Provincia de la Llanura Costera del Golfo Sur y en la subprovincia de las Llanuras y Pantanos Tabasqueños, cercana a la línea de barreras (Playas). El relieve en esta zona es casi nulo con pocos metros sobre el nivel del mar, solo interrumpido por algunos lomeríos en la porción central del área. Las topoformas son de llanuras que se extienden hasta la costa. La red hidrográfica está constituida por corrientes perennes con patrones de drenaje anastomosados y forman parte de la cuenca del río Grijalva que pertenece a la vertiente del Golfo de México.

• Susceptibilidad de la zona a: sismicidad, deslizamientos, derrumbes, inundaciones, otros movimientos de tierra o roca y posible actividad volcánica.

El área de estudio, se ubica en una región penesísmica o de sismos poco frecuentes, por lo que no es susceptible a deslizamientos o derrumbes. Por ser una zona muy baja y casi plana con pocos metros, es característica en esta región, la presencia de innumerables zonas sujetas a inundación. Los meses de máxima precipitación de agosto a octubre elevan el nivel del agua considerablemente.

Suelos.

• Tipos de suelos. Se presentan 5 unidades de suelo en el área de influencia de estudio, estas unidades son las siguientes: Re: regosol éutrico, Gc: gleysol calcárico, Gm: gleysol mólico, Zg: solonchak gléyico y Ge: gleysol éutrico. Los solonchaks son suelos formados a partir de materiales finos de origen palustre y lacustre . El regosol éutrico se forma principalmente por los depósitos recientes de origen marino, los cuales constituyen a las playas, barras y dunas de la zona litoral. Los gleysoles se originan por el depósito de sedimentos transportados por los ríos hacia las partes más bajas, son densos y con numerosas manchas de diferentes colores grisáceas verdosas, azulosas, amarillentas y rojizas, producto del proceso de gleysación que se lleva a cabo por los fenómenos fisicoquímicos de oxido-reducción.

Tabla IV.5.2.11 Características edafológicas de la zona de estudio. Clave Unidad primaria Localización Características Vegetación presente

regosol éutrico, asociado a gleysol

Partes costeras de las llanuras costeras del

Constituido en su espesor por capas u horizontes de textura gruesa, por lo

Permite el crecimiento de vegetación acuática como popal




IV - 12

Re+Ge+Gm / 1

eútrico y gleysol mólico Golfo Sur. En el área de estudio abarca la mayor parte, del centro a norte

cual su drenaje interno es muy drenado. Tiene alto contenido de nutrientes y pH ligeramente ácido (6.5) a neutro (7.0)

tular y en algunas áreas, sabana, selvas alteradas y pastizal cultivado e inducido.

Zg+Ge-N / 1

solonchak gléyico con suelo secundario de gleysol éutrico, con fase salina.

Se localiza en la llanura costera inundable al este de la zona de estudio

Presenta una capa superficial gruesa (50 cm) con alta concentración de sales que le dan la propiedad de salina y fuertemente sódico (Saturación de Na > a 40%) es pobre en materia orgánica.

Sustenta fundamentalmente vegetación de manglar

Ge + Re / 2

gleysol éutrico asociado a regosol éutrico con clase textural media

Se localiza en la llanura costera de inundación al noroeste de la zona de estudio y la barra de Frontera

Presenta un horizonte superficial de espesor promedio de 18 cm, de color gris claro, bajo contenido de materia orgánica, denominado horizonte A ócrico

Sustenta pastizales cultivados inducidos también existen áreas con selvas (alta perennifolia, mediana subperennifolia, baja perennifolia y subcaducifolia) y en menor escala áreas dedicadas a la agricultura de temporal con cultivos anuales tolerantes a la inundación

Fuente: INEGI. 2001. • Grado de erosión del suelo.

No existen datos exactos para la zona que nos explique el grado de erosión de la misma. Simembargo, la zona está sujeta a la modificación del suelo por actividades de agricultura de temporal y por la utilización del terreno para el cultivo de pastizales. Estas actividades pueden afectar la superficie de los suelos al exponerse temporalmente, cuando se elimina la cobertura vegetal. • Estabilidad edafológica. La estabilidad edafológica puede verse alterada por las actividades de infraestructura como la construcción de caminos rurales, el relleno para construcción de obras tales como peras y líneas de conducción. Hidrología Superficial y Subterránea. • Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio. Los cuerpos de agua más importantes que se localizan próximos al área del proyecto incluyen a la Laguna el Coco, Arroyo el Coco y Río Grijalva

Tabla IV.5.2.11 Cuerpos de agua cercanos al área de estudio (lagunas, arroyos ríos).

Recursos acuáticos

permanente o intermitente

Actividades y usos




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Ubicación

Laguna el Coco Sureste Permanente Pesca

Arroyo el Coco Este Permanente Pesca, navegación y recreación

Río Grijalva Este Permanente Pesca, navegación, transporte, doméstica e industrial y recreación

Fuente: INEGI. 2001.

• Hidrología superficial. Ambientes lóticos. La hidrología superficial a la que pertenece el área en cuestión es la región hidrológica RH30 Grijalva-Usumacinta que comprende el 75.22 % de la superficie total del Estado, en la que se ubica la cuenca (D) río Grijalva-Villahermosa la cual es la que ocupa mayor extensión en Tabasco, abarca una amplia zona del centro de la entidad y cubre aproximadamente 41.45 % del total estatal, específicamente el área de estudio se encuentra incluida en la subcuenca (Da) río Grijalva. En un radio de acción que comprende 5 km se encuentra como principal cuerpo de agua el río Grijalva, el cual se ubica hacia el este del polígono de estudio, constituye una importante vía para la navegación. El río Grijalva, convertido en una gran corriente de gran volumen, pasa por el Puerto de Frontera, Tab., ubicado en los 18º30´08” de latitud norte y 96º31´56” de longitud oeste y sobre su margen derecha a unos kilómetros descarga sus aguas al Golfo de México en la barra de Frontera. Otro importante cuerpo de agua presente es el Arroyo el Coco localizado en el Suroeste, este arroyo desemboca en el río Grijalva alimentándolo con sus aguas provenientes del escurrimiento de las partes más altas en donde tiene su origen. Ambientes lénticos. Sistemas hidrológicos de este tipo sólo existe uno, la laguna El Coco. Este es un cuerpo de agua originado por el delta del río Grijalva. Presenta influencia marina al estar situada a menos de 50 km de la línea costera. Tiene una superficie de 152.1 ha, perímetro de 5.5 km, longitud máxima de 1.8 km, ancho máximo de 1.1 km y una proporción largo/ancho de 1.63. Se comunica con el río Grijalva a través del arroyo el Coco, tiene forma irregular y comunidades hidrófitas y manglares como vegetación aledaña. Tiene mezclado completo (Rodríguez, 2002). • Localización. La Laguna el Coco, el arroyo el Coco y el río Grijalva se localizan a una distancia aproximada de 8 km al área del proyecto. • Calidad del agua. En la tabla siguiente se resumen las variables fisicoquímicas más importantes de la calidad del agua de los cuerpos acuáticos cercanos al área de estudio.

Tabla IV.5.2.12 Análisis de calidad de los cuerpos de agua.

Análisis de la calidad del agua Laguna el coco Río Grijalva




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pH 7.6 7.7

Salinidad 0.8 0.2

Conductividad eléctrica 1300.0 293

Dureza total 137.1 162.5

Fosfatos totales 0.170 0.312

DBO 8.4 4

Coliformes fecales 20 601

Sales 0.632 0.697

Fuente: Salcedo et al. 2004..

• Patrones naturales de drenaje. A escala los patrones naturales de drenaje de estos cuerpos de agua están influenciados por la cuenca hidrográfica del sistema Grijalva-Usumacinta, que provienen de las parte altas de Guatemala y el vecino estado de Chiapas y surcan las planicies tabasqueñas, hasta la desembocadura con el Golfo de México.

• Hidrología subterránea. Localización del recurso. De acuerdo a la división que hace la Comisión Nacional del Agua (CNA) para efectos de administración y a la carta estatal de hidrología subterránea del INEGI (2001) favor de ver plano Anexo “G”, esta zona está incluida en la zona de explotación 27-05 (Los Ríos) la cual se localiza en la porción oriental del estado. La región presenta escaso relieve, con altitudes menores a 8 m, geológicamente, está conformada por rocas sedimentarias de edad terciaria como caliza y areniscas; del cuaternario son conglomerados, depósitos palustres, lacustres aluviales y litorales. La permeabilidad que presentan en materia consolidada es de media alta, mientras que en el material no consolidado presenta permeabilidad, baja media y baja. • Usos principales. El recurso hidrológico se calcula en 1 182 mm3 que se encuentran disponibles, resultado de 1 203 Mm3 calculados en la recarga contra 21 mm3 que se extraen; la distribución por usos son las siguientes: • 2 mm3 para la agricultura, • 16 mm3 para uso público • 3 mm3 destina uso industrial.




IV - 15

Según Velásquez (1994), la productividad del acuífero de esta zona en la carta geohidrológica para el estado de Tabasco es muy baja, con pozos cuya producción específica es menor de 0.13 m3/h con abatimiento de 25 m (menor de 10 lps). • Calidad del agua. La calidad del agua es buena (dulce tolerable), corresponden a cuatro familias químicas: sódica-sulfatada, sódica-bicarbonatada, sódica-clorurada y mixta (calcio, magnesio, sulfatada y bicarbonatada). El acuífero es de tipo libre. IV.2.1.2 Medio Físico Acuático En el Suroeste del Golfo de México se reconocen las siguientes provincias geológicas: Plataforma Mexicana Oriental, Bahía de Campeche, Sonda de Campeche y Plataforma Carbonatada. El área de estudio se ubica dentro del cuadrante suroeste del Golfo de México, el cual corresponde a la Bahía de Campeche, es considerada como una extensión de la cuenca Tabasco-Campeche, con una plataforma estrecha en su región Noroeste, la cual se ensancha hacia el Oriente. La región Noroeste (área estadística 29) recibe la influencia del Río Papaloapan, a través de la Laguna de Alvarado, en cambio, en su región Oriente, que colinda con la costa Sur del estado de Veracruz y Estado de Tabasco (áreas estadísticas 30 y 31), se considera fisiográficamente similar a la Sonda de Campeche situada en el occidente del Banco de Campeche; ambas zonas se caracterizan por ser un sistema deltaico y por lo tanto con un considerable aporte de terrígenos con materia orgánica. En esta zona se localizan las lagunas costeras de Carmen-Machona y de Mecoacán y las desembocaduras de los ríos Tonalá, González y Coatzacoalcos. La descarga de este último río es considerada como la segunda más importante en el Golfo de México.

Fisiografía y Batimetría El área de influencia del estudio se encuentra ubicada en la región Sur del Golfo de México; dentro de la Bahía de Campeche por lo que a continuación se describen sus características. En la parte Sur de la Bahía de Campeche, el Sistema Fluvial Grijalva-Usumacinta aporta sedimentos sobre la plataforma continental, desde el litoral hasta los 80,0 m de profundidad. Formando una llanura deltáica submarina de amplitud moderada, lo que ocasiona que la pendiente se acentúe conforme aumenta la profundidad, la configuración general de la superficie deltáica es convexa. Las características morfométricas representativas de la Bahía de Campeche son: una pendiente menor a uno, una amplitud de 150,0 m, iniciando a los 50,0 MBNM y terminando en la isobata de 200,0 m (Mendoza-Cantú, 1994). La plataforma continental externa terrígena tiene una amplitud de 150,0 m, inicia a los 50,0 m y finaliza a los 200,0 m; las ondulaciones deltáicas submarinas se encuentran a profundidades de 18,0, 36,0, 70,0 y 90,0 m. Otras características notorias del fondo son: un valle submarino situado a profundidades de 30,0 a 100,0 m, frente al Río San Pedro y San Pablo y algunos remanentes de cauces




IV - 16

fluviales, localizados entre los 10,0 y 40,0 m de profundidad frente a una antigua boca del Río González (Ayala-Castañares y Gutiérrez-Estrada 1990). Perfil de la Playa En la Bahía de Campeche la plataforma continental es amplia, con 150,0 km de anchura promedio y gradiente aproximado de 1:580 hasta el borde superior del talud continental que se encuentra a 130,0 m de profundidad. En la superficie de la plataforma hay ondulaciones a los 36,0, 60,0, 85,0 y 90,0 m de profundidad, en unión con terrazas submarinas y arrecifes fósiles. En la Figura IV. 2.1.2-1 se presenta el Perfil de Costa en el Golfo de México.

Figura IV.2.1.2-1 Perfil de Costa en el Golfo de México

Circulación Costera y Patrones de las Corrientes Corrientes El sistema de corrientes en la Bahía de Campeche se ve influenciado por las provenientes del Caribe que van hacia el Norte en el Canal de Yucatán, alcanzando un nudo de velocidad en la costa oriental del canal y más de cinco al Este de la punta de la Península de Yucatán; las velocidades son máximas de Julio a Septiembre y mínimas de Enero a Febrero (Yañez-Arancibia y Sánchez-Gil, 1983; Vidal et al., 1989; Pica y Pineda, 1991). La circulación de las aguas de la Bahía de Campeche es el resultado de la misma circulación de la Corriente del Golfo, una derivación que describe una elipse que se dirige al Sur y Este




IV - 17

formando una circulación ciclónica (característica predominante en la zona) asociada principalmente a las variaciones de transporte del Canal de Yucatán (Molinari y Morrison, 1988). El patrón de corrientes se encuentra caracterizado por los siguientes sistemas de corrientes superficiales bien definidas:

Corriente del Lazo, la cual es formada por la corriente que entra por el Canal de Yucatán llegando hasta la Bahía de Campeche y saliendo por el Estrecho de Florida; a partir de la cual se desprende una rama que forma un remolino con giro ciclónico en los meses de Febrero a Abril, tendiendo a desvanecerse dentro de la Sonda de Campeche.

Corriente principal, la cual fluye con dirección Noroeste durante Agosto a Diciembre y, al intensificarse

los vientos del Norte en la porción occidental y meridional, la corriente se asocia con el remolino ciclónico y se desvía al Este corriendo a lo largo de la costa en dirección contraria (Vidal, et al., 1994).

Giro anticiclónico, que se desprende de la Corriente del Lazo y se desplaza hacia el Oeste, y un

conjunto de giros anticiclónicos pequeños localizados sobre la Bahía de Campeche (Vidal, et al., 1994). Estos sistemas son periódicamente modificados por el paso de tormentas tropicales y huracanes que penetran en el Golfo de México provenientes de latitudes más bajas (Salas de León, et al., 1991). Circulación La circulación en el área de estudio está influenciada principalmente por las variaciones espaciotemporales que ocurren en el patrón de corrientes. Por ello, tomando como base la Corriente del Lazo, cuyas aguas son cálidas (28,0-29,0°C) y saladas (36,7 ups) en verano, alcanza su máxima intensidad, por lo que se observan los siguientes patrones de circulación marina en el Golfo de México: La Bahía de Campeche es la extensión marina de la Cuenca Tabasco-Campeche y de acuerdo a su historia geológica se asocia con la orogenia del Paleozoico Tardío, durante la cual se formaron cuencas y bahías hacia la costa. En el Cretáceo se depositaron clastos carbonatados y terrígenos, predominando los carbonatos hacia el Este (Worzeel et al). La estructura de la plataforma es compleja y marcada por largos pliegues paralelos al límite externo de la plataforma continental relacionados con los movimientos verticales de la sal a través de los sedimentos supradyacentes (Worzeel et al). La Bahía de Campeche tiene una gran influencia de aguas estuarinas y sedimentos limoarcillosos con un alto contenido de materia orgánica (Yañez-Arancibia y Sánchez-Gil, 1988).

Un remolino en la parte central con giro anticiclónico que provoca hundimiento de las aguas.

Un remolino denominado “Bahía de Campeche” en el Sureste del Golfo, con un giro anticiclónico que es más evidente en el invierno debido a los “nortes” y que provoca emergencia de las aguas.




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Debido a la fricción de las capas de la Corriente de Yucatán que tocan la superficie de la Península, las aguas afloran dispersándose: en invierno el “Banco de Campeche” mantiene salinidades y temperaturas superiores a las del resto del Golfo y de la Corriente del Caribe. Por el contrario en el verano la amplia intromisión de la Corriente del Lazo, aunada a los más altos índices de insolación y calentamiento de las aguas hacen que la salinidad y la temperatura sean uniformes en todo el Golfo de México (Pica y Pineda, 1991). La termoclina en la Bahía de Campeche se ubica a los 50,0 m y se hace más somera en la temporada de invierno. Por debajo de ésta, se observan ascensos de temperatura que se relacionan con los giros ciclónicos mencionados (Pica y Pineda, 1991).

Sistema de Transporte Litoral La Bahía de Campeche es la extensión marina de la Cuenca Tabasco-Campeche y de acuerdo con Antoine su historia geológica se asocia con la orogenia del Paleozoico Tardío, durante la cual se formaron cuencas y bahías hacia la costa. En el Cretácico se depositaron clastos carbonatados y terrígenos, predominando los carbonatos hacia el Este (Worzeel et al). La estructura de la plataforma es compleja y marcada por largos pliegues paralelos al límite externo de la plataforma continental relacionados con los movimientos verticales de la sal a través de los sedimentos supradyacentes (Worzeel et al). La Bahía de Campeche tiene una gran influencia de aguas estuarinas y sedimentos limoarcillosos con un alto contenido de materia orgánica (Yañez-Arancibia y Sánchez-Gil, 1988). El tipo de sedimentos del Litoral en la zona de influencia del proyecto se modifica conforme se avanza hacia el Este del Golfo de México. En la zona profunda, los lodos terrígenos son el sedimento dominante y en la Península, las arenas carbonatadas son las que dominan. Existen dos zonas de arenas carbonatadas pequeñas en los extremos NO y NE (Lecuanda y Ramos, 1985) como se muestra en la Figura IV.2.1-8 El comportamiento de los resultados de materia orgánica es errático; no obstante, se infiere el que deba ser alto pues esta zona tiene una alta influencia continental ya que recibe la carga de los ríos que desembocan ahí. La Bahía de Campeche se caracteriza por la presencia de sedimentos biógenos y carbonatos tamaño arena limosa y gruesa, que corresponde al ambiente de plataforma somera, la zona de transición constituye la provincia donde se unen la Sonda de Campeche y la Bahía de Campeche, de ahí que tenga características de ambas (Gold, 1994)

Temperatura Promedio del Agua Los Datos de temperatura fueron obtenidos de los valores reportados por la Secretaría de Marina en su Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial y Zonas Costeras de la República Mexicana, 2002.




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Los valores reportados fueron obtenidos del Buque Oceanográfico Onjuko; se realizaron 6 transectos para el monitoreo de la Calidad del Agua en un área que comprende entre Coatzacoalcos, Veracruz y Frontera, Tabasco. El área que comprende de Coatzacoalcos a Frontera, (Campaña D, Abril del 2000) se identificaron dos núcleos con temperaturas mayores a los 27,0°C, uno entre punta Zapotitlán y la desembocadura del río Coatzacoalcos, el otro núcleo se detectó frente al complejo lagunar de Tabasco; posteriormente la temperatura disminuyó gradualmente hacia mar abierto. Sin embargo, durante la segunda campaña de Junio del 2000 (D’) presentó un comportamiento distinto, donde las temperaturas más bajas se detectaron frente a los complejos lagunares con intervalos de 24,2 °C a 25,8 °C aumentando gradualmente conforme se aleja a la costa.

Figura IV.2.1.2-2 Distribución Horizontal de la Temperatura Superficial

Fuente: Secretaría de Marina; Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial y Zonas Costeras de la República Mexicana, 2002.

Así mismo, en la Figura IV.2.1-11, se puede observar lo siguiente: temperatura horizontal a 20,0 metros entre Punta Zapotitlán y Coatzacoalcos, temperaturas menores a 25,6 °C, frente al sistema lagunar y mayores de 26,4 frente a Coatzacoalcos.




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Figura IV.2.1.2-3 Distribución Horizontal de la Temperatura a 20,0 Metros en el Área Comprendida entre Tecolutla, Ver. y Frontera, Tabasco

Fuente: Secretaría de Marina; Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial y Zonas Costeras de la República Mexicana, 2002.

Densidad Las determinaciones de las densidades de las masas de agua presentes en el Golfo de México, son importantes para establecer su ubicación en la columna de agua y con la temperatura y la salinidad, determinar los patrones de circulación seguidos por ellas. El litoral de Tabasco muestra un patrón de densidad que presenta los valores máximos hacia la región litoral. Esta deflexión en la densidad muestra la presencia de una circulación ciclónica que es característica de esta zona. Hacia la parte oriental del Banco de Campeche la disposición de las isopicnas ha sido detectada durante el mes de julio (De la Lanza, 1991l), cuyas aguas pueden llegar hasta esta zona desplazándose sobre la plataforma Norte de la península. Como consecuencia de este fenómeno, las aguas más cercanas a la costa suelen ser significativamente más densas y frías que las más alejadas.

En las Tablas IV.2.1.2-1 y IV.2.1.2-2, se presentan los valores de diversos parámetros fisicoquímicos obtenidos en 1987 por el Instituto de Ciencias del Mar y Limnología a través del laboratorio de fisicoquímica.




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Tabla IV.2.1.2-1 Valores Promedio de los Parámetros Fisicoquímicos Reportados para el Crucero OGMEX-I

Transecto

Río Grijalva Temp °C pH Salinidad O.D.Ml/L %SAT de O2 UAO

Media 23,83 7,8 36,1 3.27 68,86 1,54 Mínima 15,27 7,6 30,257 1,7241 32,04 0,023 Máxima 28,66 8,1 36,55 4,5927 99,482 3,657 Varianza 13,076 0,031 1,181 0,69 402,511 1,125

Desviación estándar 3,616 0,176 1,086 0,83 20,062 1,061 O.D.: Oxígeno Disuelto; UAO: Utilización Aparente de Oxígeno. Fuente: Vázquez, Et al., 1987.

Tabla IV.2.1.2-2 Valores Promedio de los Parámetros Fisicoquímicos Reportados Para El Crucero OGMEX-I

Transecto

Río Grijalva N-NO2

μMol/l N-NO3

μMol/l NH3

μMol/l P-PO4

μMol/l P-TOT μMol/l

Si-SiO2

μMol/l Media 0,35 7,79 7,39 0,54 0,8 14,55 Mínima 0,0341 0,2192 2,0577 0,1088 0,3653 6,5127 Máxima 2,0467 23,8157 15,4034 1,4507 1,9832 34,1474 Varianza 0,148 38,171 4,92 0,098 0,154 33,584

Desviación estándar 0,385 6,178 2,18 0,313 0,393 5,795 O.D.: Oxígeno Disuelto; UAO: Utilización Aparente de Oxígeno. Fuente: Vázquez, Et al., 1987

Salinidad Durante las campañas mencionadas se observó con claridad el aporte fluvial en la zona costera de Tabasco y Campeche a las profundidades de 5,0 y 50,0 m, lo cual dió como resultado una disminución de la salinidad, principalmente para la campaña SGM1 (Septiembre-Octubre, 1995), OGMEX-I (Febrero-Marzo, 1987). Para las otras dos campañas se observó un gradiente de salinidad positivo hacia el Este de la zona costera y en la Laguna de Términos, motivado por las bajas profundidades y la alta evaporación. En la Tabla IV.2.1-18 se presenta un cuadro típico de la lectura de temperatura y salinidad en la parte central del Golfo de México en función de la profundidad marina, durante el verano.




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Tabla IV.2.1.2-3 Correlación de Temperatura y Salinidad en Función de la Profundidad (Crucero OGMEX-I)

Profundidad (m) Temperatura (°C) Salinidad (%)

5 24,74 36,19 15 23,06 36,06 58 21,03 36,14 94 19,25 36,28 125 17,09 36,22 192 14,85 35,95 237 13,00 35,68 321 10,89 35,35 380 9,60 35,16 432 8,57 35,04 567 7,42 34,93 647 6,39 34,88

Fuente: Crucero OGMEX-I 1987.

En los resultados obtenidos en el crucero XCAMBÓ-1, las isolineas de salinidad superficial presentan un gradiente que va disminuyendo de Noroeste al Sureste, haciéndose más pronunciado en la parte central de la región en la que confluyen las mayores y menores salinidades superficiales debido principalmente a la influencia de las desembocaduras de los ríos Coatzacoalcos, Grijalva y Usumacinta. Alcalinidad Total La alcalinidad total obtenida en el crucero XCAMBÓ-1, presentó valores mayores a los reportados para aguas oceánicas fluctuando entre 2,56 y 2,8 meq/l. La distribución en superficie indica una leve disminución hacia la región Sureste de la zona de estudio y altos valores en las estaciones de mayor profundidad, esto explicado por la influencia fluvial que es mayor en la costa de Tabasco y Campeche. Bióxido de carbono (CO2) Presentó el mismo comportamiento que la alcalinidad total (XCAMBÓ-1), fluctuando entre 2,0 y 2,8 mmol/l. Oxígeno Disuelto (O2, ml/l) Los datos reportados por la Secretaría de Marina en su Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial y Zonas Costeras reporta que en el área comprendida entre Punta del Morro, Veracruz a Frontera, Tabasco. En general el Oxígeno Disuelto muestra valores superiores a los 3,2 ml/l. La Distribución del Oxígeno Disuelto entre Coatzacoalcos y Frontera se registraun intervalo de concentración entre 3,95 ml/l a 5,1 ml/l, ubicándose las concentraciones mayores frente al complejo lagunar de Dos Bocas.




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Nutrientes Nitratos (NO3) La Distribución Horizontal de Nitratos en la Superficie. El área comprendida de Coatzacoalcos, Veracruz a Frontera, Tabasco reportó durante las campañas de Abril y Junio del 2000, valores cercanos a 0,0 y 1,6 μM, en el mes de Junio. Nitritos (NO2) Para el área de Coatzacoalcos, Veracruz a Frontera, Tabasco se presentaron concentraciones entre 0,02 μM a 0,38 μM, disminuyendo gradualmente hasta concentraciones de 0,02 μM en la mayor parte de esta área de estudio, clasificándose dentro de los rangos normales de concentración según Sverdrup et al. La concentración de Nitritos registrados en transectos verticales varió entre 0,02 μM y 0,31 μM, con las concentraciones mayores frente al Río Grijalva y Sistema Lagunar de Tabasco, con valores mayores a 0,20 μM. En general para todos los transectos, los nitritos disminuyeron hacia aguas alejadas de las costas. Esto puede ser producto del aporte de materia orgánica proveniente de ríos y escurrimientos de la Plataforma Continental.

Ortofosfatos (PO4)

Las concentraciones reportadas frente al sistema Lagunar de Tabasco fueron de 0,91 μM a 1,1 μM en Junio del 2000.

Fósforo Los fosfatos así como los nitratos disueltos en el agua de mar, conocidos conjuntamente como sales nutritivas, tienen una gran importancia sobre todo desde el punto de vista biológico, dado que son elementos indispensables para la síntesis orgánica en el mar y de ellos depende en buena medida la vida en las aguas. El intervalo de concentración de P-TOT, es de 0,11 μmol/l a 6,38 μmol/l, el cual es menor para el intervalo reportado en el crucero PEMARUN-I; la concentración obtenida en el crucero ECOESMAR-I es de 2,53 μmol/l y en OGMEX-I de 2,18 μmol/l; la menor variación se presenta en el transecto del Río Grijalva (0,15). La concentración promedio encontrada es: en ECOESMAR-I, 15,79 μmol/l; IMECO-PILOTO 84,23 μmol/l; PEMARUN-I, 38,62μ mol/l a 49,22 μmol/l; PEMARUN-II, 69,59 μmol/l; OGMEX-I, 19,09 μmol/l y OGMEX-II, 0,38 μmol/l. La mayoría de las concentraciones de fosfato se encuentran por debajo del valor promedio reportado para el agua de mar 3,0 μmol/l (Sverdrup et al. y Millero, 1996). En las estaciones más cercanas a la costa se observó un valor máximo de concentración en superficie, después una disminución y un segundo aumento entre los 10,0 y 20,0 m de profundidad. En las estaciones la mayor concentración de fósforo inorgánico se encuentra entre los 75,0-200,0 m.




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La mayor concentración de ortofosfatos reportada en los cruceros corresponde al transecto del Río Grijalva (0,54 μmol/l) y la variación menor al transecto de Laguna de Términos (0,03). La concentración promedio en general fue igual a la reportada en el crucero ECOESMAR-I (0,36 μmol/l) y OGMEX-I (0,49 μmol/l). El crucero IMECO-PILOTO 84 (2,42 μmol/l) presenta una concentración mayor respecto a los anteriores. En ambos casos el máximo de concentración de P-PO4 coincide con el mismo o una muy baja concentración de oxígeno no debida a la oxidación de la materia orgánica (Sverdup et al., Riley y Chester, 1989). Durante las campañas oceanográficas SGM-1 a SGM-3, se identificó una zona de alta concentración de ortofosfatos, debida al aporte fluvial y a una posible surgencia frente al plegamiento que forman las isobatas de 180,0 a 1 800,0 m (Bouma et al., 1971) frente a Punta Zapotitlán. Se observó con claridad el aporte fluvial proveniente de las costas de Tabasco, el cual tiene un papel importante para la calidad del agua de esta zona, éste efecto se detectó principalmente en el transcurso de la campaña SGM-3, durante la cual se obtuvieron valores altos. En un perfil de PO4, en función de la profundidad, se observó que el máximo corresponde al mínimo de oxígeno, pH y a la profundidad a la cual se presenta la termoclina, éstos cambios fueron observados para las estaciones 31, 29 y 30 de las campañas SGM-1, 2 y 3 respectivamente (las cuales se tomaron como base, debido a que fueron de las más profundas). El máximo de ortofosfatos ocurre a la profundidad donde se oxida la materia orgánica, por tal motivo se encuentra un mínimo de oxígeno. Silicatos La concentración de Si-SiO2 encontrada está dentro del intervalo reportado para el agua de mar 0,71 – 106,81 μmol/l (Sverdrup et al., 1970; Millero, 1996). Con respecto a la campaña OGMEX-I, la concentración de silicatos es en promedio mayor debido a que este crucero se efectuó en época de lluvias. Estos cambios de concentración con respecto a la profundidad son debidos a procesos físicos de mezcla.

Sólidos suspendidos Los sólidos suspendidos o materia particulada, medida en el crucero XCAMBÓ-1, presentaron en general concentraciones bajas alrededor de 1,0 mg/l, solamente cerca de las desembocaduras del río San Pedro y San Pablo se midieron niveles muy por encima del valor medio, la concentración más alta fue de 9,70 mg/l.

Sólidos suspendidos orgánicos La fracción orgánica de los sólidos suspendidos abarca tanto al plancton como al resto de la flora y fauna de origen marino y continental. Los sólidos suspendidos orgánicos medidos en el crucero XCAMBÓ-1, presentaron una distribución semejante a los sólidos suspendidos totales, indicando que el aporte continental es importante sobre todo cerca de la costa, aunque es baja su importancia frente a los inorgánicos (alrededor del 25,0% en peso).




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Lejos de costa la fracción orgánica es el componente más importante de los sólidos suspendidos (más que los inorgánicos), ya que representan aproximadamente un 65,0% en peso, lo que indica que la mayor parte de los sólidos suspendidos que existen lejos de la costa son organismos o dentritus orgánicos. Sólidos suspendidos inorgánicos Metales traza disueltos Los estudios de distribución de metales traza en aguas del Golfo de México realizados por Boyle et al. (1984), muestran un enriquecimiento de éstos en las aguas someras del Este. Considerando que las corrientes costeras varían en magnitud y dirección a lo largo del tiempo, es difícil estimar los flujos difusivos en la columna de agua. Para la Bahía de Campeche en su parte profunda se han reportado que los metales traza disueltos se encontraron en el intervalo de concentración de 0,05 a 50,0 nM (PEP-UNAM, 1997). La presencia de algunos metales traza, durante la época de nortes de 1997 (Febrero-Marzo), presentó el siguiente orden de concentración:

Ba > Cu > Fe > Cr > Ni > Cd > Co > Ag > Al > Mn > Pb

Se observa un aporte de metales proveniente de los ríos, a pesar de haber disminuido su caudal y su contenido de sólidos suspendidos. Los resultados obtenidos por diferentes cruceros se presentan en la Tabla IV.2.1-19.

Tabla IV.2.1.2-4 Concentración de Metales Traza

Metal Gol y Zapata 1996 (μg/g)

Perfotox (μg/g)

XCAMBÓ-1 (μg/g)

Zn 0.9 4.84 184.00 Cd 1.43 1.85 0.097 Cr 0.20 0.47 N.R. Cu 0.24 4.00 0.53 Pb 1.0 4.28 0.15 Fe 0.8 N.R. 10.6 Ba N.R. 6.00 0.077 Hg N.R. N.R. 1.33 Ag N.R. N.R. 0.002

N.R. No Reportado. Materia Orgánica y Granulométrica Los resultados obtenidos en el crucero XCAMBÓ-1, indican que existe un gradiente del contenido en materia orgánica y el tamaño de grano de los sedimentos. Identificando tres zonas, denominadas: la Noreste, la central y la Suroeste, las cuales presentan características particulares. En la zona central y




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alejado de la costa se presentaron los contenidos de materia orgánica más altos, alrededor de 2,0% (0,8% como carbón orgánico), disminuyendo tanto al Noreste como hacia el Noroeste. Respecto a la granulometría de los sedimentos, en la región Noroeste, frente a las costas de Veracruz y Tabasco el predominio fue de arena; al centro de la zona la fracción más abundante fue el limo y al Noreste fueron las arcillas.

Análisis bacteriológico Los resultados obtenidos en el crucero XCAMBÓ-1, señalan que las estaciones que dieron positivo al análisis de coliformes fecales y totales, se concentran en la zona central del área estudiada, siendo más marcado en las estaciones ubicadas en las desembocaduras de los ríos Grijalva y Usumacinta. Los valores obtenidos fluctuaron entre 160,0 a 500,0 UFC/g para coliformes totales y de 100,0 a 130,0 UFC/g para coliformes fecales. Metales traza en sedimento Se han realizado investigaciones considerando la importancia de estudiar la química de los sedimentos de la Bahía de Campeche (Castellanos-Trujillo, 1992), con la idea de evaluar la distribución y el origen de estos a través de su composición química, así como para estimar si las actividades de extracción petrolera se reflejan de alguna manera en los sedimentos superficiales de la zona. La distribución del Sr en el área de estudio según mediciones realizadas por Rosales et al., (1992), muestra los valores más altos en la región de sedimentos carbonatados, con los cuales presenta alta correlación. El contenido de materia orgánica se encuentra en el rango de: 0,05 y 1,5%. Los valores más altos de concentración se observan en el área cercana a las plataformas de explotación petrolera. Se sabe que los materiales orgánicos tienen una capacidad alta de acumulación de metales y se ha observado que las concentraciones altas de metal que tienen una correlación significativa con la materia orgánica, se pueden considerar biogénicos. Se consideran como fuentes de sílice tanto las partículas terrígenas (limos y arcillas) de los ríos Grijalva y Usumacinta, como el aporte de diatomeas y silicoflagelados.Cerca de la desembocadura de los ríos Usumacinta y Grijalva se observan las mayores concentraciones de Si, la cual va disminuyendo gradualmente hacia el Noreste. Se observa un gradiente similar de difusión para el Fe, el Ti, el Zn, el Ni y el Cr. Esto hace pensar en la existencia de un movimiento de sedimentos en dirección Noreste. Existe una alta correlación entre la concentración de Si con las concentraciones de Fe y Zn, lo que sugiere que estos elementos provienen principalmente de material terrígeno. Klein en 1985, reportó una correlación entre el Fe y el Ti debido a la formación de los minerales del tipo de la ilmenita (FeTiO3) y ulvospinel (FeTiO4). De acuerdo con la distribución observada para Ti, Fe y Zn existe una asociación de éstos a




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material fluvial ya que su mayor concentración se encuentra en la parte adyacente a la desembocadura de los ríos Grijalva y Usumacinta. Los coeficientes de distribución de Si, Ti, Fe, Zn, Mn, Ni, y Cr, así como los coeficientes de correlación que presentan entre sí, hacen pensar primordialmente en un origen detrítico de ellos. Tanto el Mg, como los metales asociados con él, como el Ni y el Cr, se encuentran presentes en concentraciones moderadas. Las concentraciones más altas de estos elementos se presentan a partir de la desembocadura de los ríos Grijalva y Usumacinta en dirección Noreste. La distribución de Mn y metales asociados puede deberse al material detrítico que entra al ambiente marino a través de los ríos, en forma iónica o como una película de hidróxido adherido al material detrítico fino. En el ambiente marino, el Mn se hidroliza y precipita acarreando algunos elementos asociados, Cu, Ni y Cr. En la columna de sedimentos, el decaimiento de la materia orgánica produce un ambiente reductor, en el cual el Mn se reduce a Mn+2, éste es soluble y puede migrar por difusión iónica hacia la superficie de la columna de sedimentos, donde al encontrar un ambiente oxidante vuelve a precipitar como MnO2 (Holmes, 1981), el aporte de sedimentos fluviales y la distribución de Mn sugiere un aporte fundamentalmente a partir de material terrígeno. En el análisis estadístico que se realiza a la información obtenida por el crucero XCAMBÓ-1, se señala que el Ni y el Pb se encuentran asociados a las arenas, el Zn y el Cd a las arcillas y el Fe, Hg, Cu y Ba a los limos y la materia orgánica.

Hidrocarburos en Sedimentos

El crucero XCAMBÓ-1, reporta para el área una concentración promedio de 12,2 μg/g, el valor máximo registró una concentración de 69,3 μg/g. La concentración promedio obtenida para los hidrocarburos aromáticos policiclicos fue de 0,396 μg/g, con un máximo de 2,815 μg/g. La distribución espacial de hidrocarburos totales en sedimentos presenta dos zonas de concentraciones relativamente altas: la zona de plataformas y la desembocadura del río Coatzacoalcos. Por otro lado se señala la asociación que existe entre la materia orgánica y el limo, así como la de los hidrocarburos a las arenas y arcillas.

Zona Costera (lagunas costeras y esteros) No se realizó la descripción de la zona costera debido a que el área de influencia del proyecto no se encuentra dentro de ningún tipo de laguna costera ni estero.




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IV.2.2. MEDIO BIÓTICO. IV.2.2.1 Vegetación terrestre. La vegetación terrestre que se presenta en el sitio corresponde en su mayoría a ambientes alterados que se han originado como producto de las actividades agrícolas y pecuarias de la región, particularmente las áreas de uso ganadero o pastizales, cubren una basta extensión y la agricultura (cultivos de temporal como maíz, yuca y coco) se observan en pequeñas áreas. Los cultivos de coco o cocales, como comúnmente son denominados en la zona, también tienen una gran relevancia pues también se encuentran ampliamente distribuidos en el área, sin embargo, estos se encuentran en una escala productiva baja, ya que las plantaciones presentan una avanzada edad así como han sido atacadas por la enfermedad del amarillamiento letal. Otro de los tipos de vegetación identificados en el área son los escasos acahuales que se encuentran en algún estado sucesional de desarrollo y el manglar, ecosistema típico de las zonas costeras del estado de Tabasco y en este caso particular del municipio de Centla. A continuación se describen los tipos de vegetación terrestre observados en el área:

• Agricultura. En relación a la agricultura, dentro de este sistema de producción se incluyen al cultivo de cocotero o “Cocal”, cultivos de temporal como el maíz (Zea mais), yuca (Manihot sculenta) así como se cultivan otras especies a nivel de traspatio y para el consumo como plátano (Musa paradisiaca), caña (Saccharum oficinarum), algunos frutos como guanábana (Annona muricata), nance (Byrsonima crassifolia), tamarindo (Tamarindus indica), mango (Mangifera indica), naranja (Citrus sinensis), calabaza (Cucurbita maxima), guayaba (Psidium guajava) y zapote (Pouteria americana) por mencionar solo algunos, cabe señalar que las áreas inmediatas a la zona del proyecto son terrenos cuyo principal sistema ambiental son los pastizales.

• Cocal. Las plantaciones de coco o “Cocales”, como comúnmente se les denomina a estos tipos de cultivo, comprenden grandes superficies cultivadas con coco (Cocos nucifera), en el área del proyecto la variedad que se cultiva es el alto del Pacífico, palma de importancia para la obtención de aceites vegetales. Estas plantaciones en la región de estudio, cubren grandes superficies, dada la vocación y características del suelo (Regosol). Hacia los últimos 15 años, las plantaciones de esta especie han sido atacadas por el amarillamiento letal del cocotero lo cual ha mermado en gran proporción la producción. Los cocales en abandono o que han sido dañados por el amarillamiento letal, en esta zona, han cambiado su uso agrícola permitiendo el desarrollo de una gran diversidad de especies, asimismo, se observa dentro del área que gran cantidad de superficies que eran utilizadas como cocales, hoy han cambiado su uso hacia el establecimiento de áreas de pastizal o potrero (MB MIA01). Otras especies que se encuentran dentro de los cocales son algunos árboles, arbustos, algunas hierbas, entre ellas Pithecellobium lanceolatum, Coccoloba uvifera, Mimosa pigra, Mimosa ervenbergii, Acacia cornigera, Dalbergia brownii,




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Euphorbia spp, Hyptis verticillata, Panicum maximum, Hidrocotyle umbellata, entre los más abundantes. El cocal tiene una amplia distribución en el área de estudio, observándose principalmente hacia el noroeste, oeste, sur y sureste.

• Cultivos de temporal. Los cultivos de temporal son escasos dentro del área, en particular destacan las siembras de maíz o milpas y el cultivo en baja escala de yuca principalmente, algunas huertas de mango y guayaba. Estos cultivos reciben atención por parte de los lugareños, quienes regularmente cosechan superficies menores a una hectárea. Cabe señalar que existen otras especies comestibles, que si bien no son cultivadas como tal, si son aprovechadas mediante el autoconsumo y venta al menudeo en mercados cercanos como el de Frontera, Centla, entre estas especies se pueden citar: tamarindo (T. indica), guanábana (A. muricata), naranja (C. sinensis) y zapote (P. sapota). Los cultivos de temporal básicamente están restringidos a parcelas de ejidatarios o en su caso dentro de los terrenos que los propietarios prestan a sus trabajadores para la siembra de maíz u otros cultivos como el fríjol, yuca, calabaza, entre otros. • Pastizal- sabana. El pastizal-sabana, es el ambiente más extendido dentro del área del proyecto y áreas circundantes. Este ambiente se ha extendido en el área como consecuencia del estado improductivo de los cocales y de la enfermedad que ataca el cocotero, cambiando de cocales a pastizales o la presencia de pastos cultivados en área de cocal que presenta avanzada edad. En esta zona las principales especies de pasto son la grama estrella de África (Cynodon dactylon), zacate Merckerón (Pennisetum purpureum), remolino (Paspalum notatum) y privilegio (Panicum maximun), el primero ocupa mayor extensión ya que resiste las inundaciones en la época de mayor precipitación y durante la época de estiaje también se le observa en forma abundante en la zona (Foto MB-MIA14). También se presenta el pasto pelillo (Leersia hexandra), que representa la fuente de alimento más abundante en época de secas, y el pasto alemán (Echinochloa polystachya) que resiste en su totalidad el agua salina, por otro lado también se practica la siembra de pasto Santo Domingo (Brachiaria humidicola) entre los cocales, con resultados positivos y muy prometedores por lo que es una actividad de amplia difusión en el área. A orilla de los canales y áreas bajas de la zona abunda el pasto manatí (Hymenachne amplexicaulis), mismo que se ha practicado en forma extensiva en la zona y que hasta hace algunos años era la única fuente de forraje para el ganado en la época de lluvias. El tipo de ganadería que se practica en la localidad es de doble propósito (leche y carne), ambas se comercializan en la ciudad de Villahermosa, Tabasco. Otras especies presentes en forma muy escasa, pero que son fuente de forraje a la ganadería local son el zacate dulce (Eleusine indica), zacate jaragua (Hyparrhenia rufa), otra especie presente en la mayoría de las áreas de inundación es el zacate jito y la grama amarga o camalote (Paspalum fasciculatum y Paspalum conjugatum), respectivamente. Ambas especies sólo son consumidas por el ganado en etapas tempranas de su desarrollo. El zacate cola de zorra (Setaria geniculata) y pajón (Andropogon bicornis) es




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poco común, pero está presente. Se observó también la presencia del zacate paja brava (Paspalum paniculatum), el cual no es consumido por el ganado, por lo que durante el deshierbe, se elimina.

También dentro del pastizal, innumerables especies de enredaderas, plantas escandentes y árboles como el guácimo (G. ulmifolia), macuilís (Tabebuia rosea), pichi (Enterolobium cyclocarpum), samán (Pithecellobium saman) se encuentran distribuidos de manera aislada, algunos de ellos utilizados para sombra de ganado. En cuanto a la distribución de este tipo de vegetación, ésta es observable en todas las áreas dentro del área de estudio, observándose de forma más directa y evidente, paralela a los caminos. Acahual. Este sistema ambiental ha derivado del abandono de algunas áreas donde existen relictos de plantaciones de coco que han sido atacadas por el amarillamiento letal y en su caso plantaciones viejas en espera de reposición de la plantación por plantas mejoradas del cocotero (Cocos nucifera). Las zonas de acahual en el área comprenden extensiones que van desde 1 a 2 hectáreas o superficies menores, algunas de ellas no necesariamente han sido áreas con cocal sino más bien, son propiedades privadas conservadas por sus propietarios para el mantenimiento de fauna. Los acahuales se encuentran en áreas adyacentes al proyecto y básicamente son estados sucesionales de vegetación que no han alcanzado el clímax. La característica de los sitios de acahual que fueron identificados es la presencia de guácimo (Guazuma ulmifolia) y tucuy (Pithecellobium lanceolatum) como especies dominantes (Tabla 17), otras especies observadas son: cojón de venado (Tabernaemontana alba), guarumo (Cecropia obtusifolia) cornezuelo (Acacia cornigera), mulato (Bursera simaruba), guano redondo (Sabal mexicana), corozo de sabana (Acrocomia mexicana), uvilla (Coccoloba barbadensis), bellota (Sterculia apetala), jolotzin (Heliocarpus donell-smithii), quiebra hache (Cupania dentata), chipilcó (Diphysa robinioides), coscorrón (Crataeva tapia), macuilís (Tabebuia rosea), cedro (Cedrela odorata), por mencionar las más representativas.

Las áreas de acahual se ubican hacia el este de la zona de estudio comprendiendo parches de vegetación con superficies pequeñas, mismos que se encuentran discontinuos como producto de la presencia de la ganadería y regularmente se encuentran en terrenos cuyo régimen es propiedad. Las áreas de muestreo en general muestran un elevado número de especies trepadoras, rastreras y bejucos, particularmente abundantes, los bejucos de la familia Passifloraceae. En áreas adyacentes se ubican potreros y áreas sin uso, así como algunas palmas como el guano redondo (Sabal mexicana) y corozo de sabana (Acrocomia mexicana). En el apartado correspondiente a la composición florística se observará la existencia de innumerables especies, que se encuentran dentro de los acahuales. En las tablas 18 y 19 se indican los valores obtenidos para el valor de importancia e índice de diversidad, los cuales a su vez nos muestran cuál es el estado de la riqueza de los sitios de muestreo sirviendo como indicador de la composición del sitio.




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Composición florística. En esta sección se indican las especies que se observaron en los diferentes ambientes terrestres identificados (agricultura, pastizal-sabana, acahual).

En cuanto a la composición florística del área se encontraron 106 géneros y 112 especies de plantas distribuidas en 46 familias botánicas. Las familias mejores representadas fueron la Leguminosae con 17 especies, Poaceae con 16 especies siguiéndole las Moraceae y Arecaceae con 5 especies cada una y familia Euphorbiaceae y Anacardiaceae con 4 especies respectivamente, en cuanto a las familias restantes presentaron 3 a 1 especies (Tabla 21).

Tabla IV.21. Inventario y composición florística de las especies observadas y reportadas en el área de estudio.

NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO FAMILIA O R

Rabo de lagarto Acrostichum aureum ADIANTACEAE X X Cañita Cordyline terminalis X X Cola de tigre Sanseviera zeylanica AGAVACEAE X X Marañón Anacardium occidentale X X Mango Mangifera indica X X Jobo Spondias mombin X X Jobo cimarrón Spondias radlkoferi

ANACARDIACEAE

X X Guanábana Annona muricata X Anona Annona reticulata

ANNONACEAE X X

Cubanita Thevetia peruviana. APOCYNACEAE X X Hoja pinta

Dieffembachia picta X X

Lengua de vaca Anthurium aemulum

ARACEAE

Coco Cocos nucifera X X Guano redondo Sabal mexicana X X Corozo de sabana Acrocomia mexicana X X Jahuacte Bactris baculifera X Palma real Roystonea regia Tasiste Acoelorrhaphe wrightii

ARECACEAE

X X Rompe muelas Asclepias curassavica ASCLEPIDACEAE X X Zempoalillo Tagetes erecta ASTERACEAE X Mangle negro Avicennia germinans AVICENNIACEAE X X Tulipán africano Spathodea campanulata X X Macuilís Tabebuia rosea X X Cuajilote Parmentiera edulis

BIGNONIACEAE X

Achiote Bixa orellana BIXACEAE X X Zapote de agua Pachira aquatica X X Ceiba Ceiba pentandra

BOMBACACEAE X X




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Tabla IV.21. Continuación. Inventario y composición florística de las especies observadas y reportadas en el área de estudio.

NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO FAMILIA O R Palo mulato Bursera simaruba BURSERACEAE X X Coscorrón Crataeva tapia CAPPARIDACEAE X X Papayita Carica papaya CARICACEAE X X Mangle blanco Laguncularia racemosa X X Almendra Terminalia catappa

COMBRETACEAE X X

Rompe plato Ipomoea purpurea CONVOLVULACEAE X X Calabaza Cucúrbita máxima X X Estropajo Luffa cylindrica

CUCURBITACEAE X X

Navajuela Cyperus spp CYPERACEAE X Capulín Muntingia calabura X X Yuca Manihot sculenta EUPHORBIACEAE X X Croto Codiaeum variegatum X X Cojón de venado Euphorbia spp X X Higuerilla Ricinus comunis

EUPHORBIACEAE X X

Platanillo Heliconia latisphata HELICONIACEAE X X Hoja redonda Hidrocotyle umbellata HYDROCHARITACEAE X X Hierba martin Hyptis verticillata LAMIACEAE X Aguacate Persea americana LAURACEAE X Tamarindo Tamarindus indica X Flamboyán Delonix regia X X Tucuy Pithecellobium lanceolatum X X Zarza Mimosa pigra X X Zarza Mimosa ervenbergii X Cornezuelo Acacia cornigera X X Muco Darbergia brownii

LEGUMINOSAE

X X Frijol Phaseolus vulgaris X Pichi Enterolobium cyclocarpum X X Saman Pithecellobium saman X X Chipilcó Diphysa robinioides X X Tinto Haematoxylum campechianum X X Cocohite Gliricidia sepium X X Pata de vaca Bauhinia divaricata X X Dormilona Mimosa púdica X X Caballera Caesalpinia pulcherrima X Gusano Lonchocarpus spp

X Residón Lawsonia inermis LITRACEAE X X Nance Byrsonima crassifolia MALPIGHIACEAE X Tulipán Hibiscus rosa-sinensis X X Malva blanca Urena lobata X Malva pelusuda Malachra alceifolia

MALVACEAE X

Cedro Cedrela odorata MELIACEAE X X Castaño Artocarpus altilis X X Ficus Ficus benjamina X X Hule Ficus elastica X X Matapalo Ficus glabrata

MORACEAE

X X Guarumo Cecropia obtusifolia X X




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Tabla IV.21. Continuación. Inventario y composición florística de las especies observadas y reportadas en el área de estudio.

NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO FAMILIA O R

Plátano Musa paradisiaca MUSACEAE

X X

Guayaba Psidium guajava X X Pimienta Pimenta dioica X Boloconté Eugenia dominguensis

MYRTACEAE X

Momo Piper auritum PIPERACEAE X X Maíz Zea mais X X Caña Saccharun oficinarum X X Zacate privilegio Panicum maximun X X Estrella africana Cynodon dactylon X X Zacate merckeron Pennisetum purpureum X Zacate remolino Paspalum notatum

POACEAE

X X Pasto pelillo Leersia hexandra X X Pasto alemán Echinochloa polystachya X X Santo Domingo Brachiaria humidicola X Pasto manatí Hymenochne amplexicaulis X Zacate dulce Eleusine indica X Zacate jaragua Hyparrhenia rufa X Camalote Paspalum fasciculatum X Zacate cola de zorra Setaria geniculata X X Pajón Andropogon bicornis X X Zacate paja brava Paspalum paniculatum

POACEAE

X X Uvilla Coccoloba barbadensis X X Uva de playa Coccoloba uvifera

POLYGONACEAE X X

Mangle rojo Rhizophora mangle RHIZOPHORACEAE X X Rosa Rosa chinensis ROSACEAE X X Gardenia Gardenia jasminioides X X Ixora Ixora coccinea RUBIACEAE X X Naranja Citrus sinensis X Naranja agria Citrus aurantium X X Limón Citrus limón

RUTACEAE X X

Sauce Salix chilensis SALICACEAE X X Guaya Talisia olivaeformis X X Quiebra hache Cupania dentata

SAPINDACEAE X

Zapote Pouteria americana SAPOTACEAE X Chile amashito Capsicum annuum X X Berenjena Solanum candidum

SOLANACEAE X X

Guácimo Guazuma ulmifolia X X Bellota Sterculia apetala

STERCULIACEAE

Jolotzin Heliocarpus donell-smithii X X Malva de puerco Corchorus hirtus TILIACEAE X

NOMENCLATURA: O: observada, R: Reportada.




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Estructura de la vegetación. En cuanto a la estructura de la vegetación, los estratos de mayor superficie en el área son el pastizal o potrero, cuya altura no rebasa el metro de altura, conformándose por pastos principalmente, pequeños arbustos, hierbas trepadoras y escandentes. En segunda se encuentra la vegetación arbórea, conformada por el acahual, manglar y cocal. Las estructura de estos tres sistemas ambientales varía en cuanto a la altura y composición, el acahual se encuentra conformado por múltiples especies arbóreas indicadoras de estado sucesional como son Guazuma ulmifolia y Pithecellobium lanceolatum, Bursera simaruba y Coccoloba barbadensis principalmente, cuyas alturas se encuentran entre los 3 a 9 m y por último, el cocal cuyas palmas alcanzan alturas mayores a 10 m y que se encuentran básicamente en el ultimo periodo de cosecha o en estado improductivo por el ataque del amarillamiento letal del cocotero. Estado de conservación de la vegetación. Las condiciones del área y el tipo de vegetación que caracteriza a la zona muestra un inminente estado de transformación o alteración, producto del elevado cambio de uso de los suelos, ya que si bien existen áreas con cocales, acahuales y manglar, éstas se encuentran en superficies pequeñas donde el avance de la frontera agrícola no les ha permitido crecer, sino mas bien limitarse a zonas poco accesibles o que requieren un cambio mayor para ser usadas para un fin dado. En el caso de los acahuales, estos presentan estados sucesionales iniciales, que, además de seguir siendo usados para la obtención de leña, postes y otros subproductos, ya que las especies presentes en los mismos son consideradas no aptas para el aprovechamiento o sin uso, salvo el indicado anteriormente, casos particulares del guácimo (G. ulmifolia) y el tucuy (P. lanceolatum). El manglar a pesar de ser un sistema que presenta características de buena composición y estructura, se encuentra paralelo a una carretera de terracería, lo cual lo hace susceptible al uso de los lugareños. Usos de la vegetación en la zona (especies de uso local y de importancia para etnias o grupos locales y especies de interés comercial. Los principales usos de la vegetación de la zona, en años anteriores, fue el uso destinado para el establecimiento de unidades de producción de coco y siembra de pastizales para favorecer la ganadería. Sin embargo en las últimas décadas la ganadería ha cobrado más auge que la actividad coprera, por diversas razones entre las cuales cabe señalar la presencia del amarillamiento letal en las plantaciones adultas del cocotero, además del problema del bajo precio y de la comercialización de la producción, mientras que la ganadería ofrece mejores precios de venta y seguridad en el mercado, razón por la cual una gran parte de la superficie que inicialmente estaba sembrada con coco, ha sido sustituida con especies de pastos propios para la ganadería.




IV - 35

Algunas de las especies de pasto de importancia por el uso local en la ganadería son las siguientes: zacate alemán (Echynochloa polystachia) y humidícola o santo domingo (Brachiaria humidicola), zacate grama de estrella (Cynodon dactylon) zacate pelillo (Leersia hexandra), zacate privilegio (Panicum maximum), zacate elefante (Pennisetum purpureum), zacate manatí (Hymenachne amplexicaulis), zacate cola de zorra (Setaria geniculata), zacate camalote (Paspalum fasciculatum), zacate jaragua (Hyparrhenia rufa), zacate cola de pava (Paspalum paniculatum), zacate camalote (Paspalum conjugatum) y grama dulce (Eleusine indica), coco (Cocus nucifera) y la pimienta (Pimenta dioica). Todas estas especies son de interés para la población ya que todas a excepción de las dos últimas que son utilizadas para la alimentación animal de la zona, principalmente ganado bovino, que es la principal actividad pecuaria de la región. En relación a la vegetación arbórea, las especies de importancia para la zona son el macuilís (Tabebuia rosea) y cedro (Cedrela odorata), siendo el macuilís una especie que algunos propietarios manejan dentro de sus potreros como árbol maderable y de sombra para el ganado, en tanto que el cedro es una especie poco observada. Presencia de especies vegetales bajo régimen de protección legal. Debido al grado actual de afectación de la vegetación y de la flora a nivel de estado la vegetación original del mismo ha desaparecido, sobre todo aquéllas consideradas de tipo primario como son las selvas y ambientes acuáticos. IV.2.2.2 Vegetación Acuática Fitoplancton El fitoplancton es el componente vegetal del plancton constituido por microalgas, unido al zooplancton representa el eslabón primario de la cadena trófica de los sistemas marinos; su diversidad y abundancia determina la cantidad y variedad de los consumidores. El rango de concentraciones es variado, desde 634,0 hasta 1 890,0 cel/l; donde la mayor concentración se encuentra hacia la costa y disminuye con relación a la profundidad (CONABIO, Regiones Marinas Prioritarias de México, 1998). Por otra parte, es de importancia mencionar que algunas especies son posibles de encontrar a lo largo del año en las diferentes estaciones, como por ejemplo Nitzchia closterium y Nitzchia pungens. Las evaluaciones regionales que se realicen son de utilidad en el entendimiento de la estructura y funcionamiento de los ecosistemas. Los cambios en la hidrología costera tienen sus origenes en gran medida en la influencia de diversos factores como son el límite continental, geomorfología de la plataforma y talud, clima, grado de estratificación, circulación y descargas epicontinentales (Huyer, 1990) e influyen directamente en los cambios de la comunidad fitoplánctica a través de su presencia, ausencia o persistencia en el tiempo y, por tanto, en la estructura de la comunidad y la cadena trófica (Kiorboe, 1993), por tal motivo, existe una relación estrecha entre la estructura espaciotemporal del fitoplancton con procesos que afectan a la columna de agua (Carreto et al., 1995).




IV - 36

La Bahía de Campeche es una región de alta productividad biológica en comparación con el resto del Golfo de México y Mar Caribe Mexicano (Licea y Santoyo, 1991). En la región de estudio se tienen registradas 120 especies de Bacillariophyceae (diatomeas), 75 Dinophyceae, 2 Silicoflagellatae, 10 Coccolithophoridales, 3 Chlorophyta y 2 Cianophyta. En la Tabla IV.2.2-4 se enumeran las Especies de Fitoplancton. El fitoplancton se ve disminuido en la región pelágica, con respecto a la zona más cercana a la costa; en la distribución vertical también disminuye proporcionalmente con la profundidad, excepto en las cotas de 40,0 y 100,0 m, en las cuales existen incrementos notables de individuos. Los valores de células por litro fluctúan entre los límites impuestos de 138 000,0 como registro máximo y 1 000,0 como registro mínimo (Licea y Santoyo, 1991).

Tabla IV.2.2.2-1 Especies de Fitoplancton Bacillariophyceae Dinophyceae Cerataulina bergonii C. furca Chaetoceros affinis C. fusus

Ch. atlanticus C. lineatum Ch. compressus C. macroceros Ch. convolutus C. massiliense Ch. curvicetus C. pentoganum

Ch. debilis C. setaceum Ch. decipiens C. teres Ch. didymus C. tripos Ch. difficilis Cochlodinium spp Ch. diversus Dinophysis spp Ch. glandazii Dissodinium spp Ch. gracilis Exuviaella baltica

Ch. laciniosus E. compressa Ch. laevis E. marina Ch. lauderi E. minima

Ch. loerenzianus Glenodinium spp Ch. messanensis Gonyaulax spp

Ch. neogracile Gymnodinium brevis Ch. pendulus G. splendens

Ch. peruvianus Gyrodinium falcatum Ch. wighami G. fusiforme

Climacadiun frauenfeldianum Katadinium spp Cocconeis spp Ornithocercus magnificus

Corethron criophilum O. steinii C. hystrix Oxyrrhis milneri

Coscinodiscus wailessi O. marina C. subtilis Oxytoxus adriaticum

Cyclotella spp O. marina C. striata Oxytoxum constrictum

Ditylum brightwelli O. gladiolus




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Tabla IV.2.2.2-1 Especies de Fitoplancton (Continuación) Bacillariophyceae Dinophyceae

Ditylum spp O. gracile Eucampia cornuta O. globosum

Eupodiscus sp O. laticeps E. zoodiacus O. longiceps

Guinardia flaccida O. mediterraneum Haslea gretharum O. mitra

H. wawrikae O. scolopax Hemiaulus hauckii O. tesselatum H. membranaceus O. viride

H. sinensis Peridinium conicum Lauderia borealis P. depressum

Leptocylindrus danicus P. oceanicum L. minimus P. ovum

Litodesmium undulatum P. tuba Melosira moniliformis Phalacroma spp Nitzschia closterium Phytodiscus brevis

N. delicatissima Podocystis spp N. pacifica Podolampas palmipes

N. panduriformis Pronoctiluca acuta N. pungens P. gracile

N. signa P. micens Odontella aurita Prorocentrum spp

O. chinensis P. compressum O. mobiliensis P. gracile

O. sinensis P. micans Paralia sulcata P. minimum

Pleurosigna normanii P. pyriforme Rhjizosolenia alata P. triestinum

R. acuminata Protoperidinium oblongon R. alata Ptychodiscus brevis

R. bergonii Pyrophacus horologicum R. calcarnavis Torodinium spp R. delicatula Warnowia spp R. hebetata Silicoflagellatae R. imbricata Dictyocha fibula R. robusta Distephanus speculum

R. stolterfothii Coccolithophoridae R. styliformis Calyptrosphaera oblonga

Schoederella delicatula Coccolithus hyxleyii Skeletonema costatum Discosphaera tubifer Stephanopyxis turris D. thomsoni

Thalassionema nitzschioides Halosphaera sp Thalassiosira spp Helicosphaera hyalina

Thalassiotrix delicatula Ponthosphaera spp T. Frauenfeldii Rhabdosphaera spp




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Tabla IV.2.2.2-1 Especies de Fitoplancton (Continuación)

Bacillariophyceae Dinophyceae T. mediterranea Syraosphaera spp Synedra robusta Umbelicosphaera hulbortiana Orden Pennales Chlorophyta Achnnantes spp Ankistrodesmus spp Amphiprora spp Crucigenia spp Amphora spp Scenedesmus spp

Cocconeis spp Cyanophyta Cymatosira lorenziana Oscillatoria erytreae

Diploneis bombus Rhichelia intracelularis Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.

Descripción de la Vegetación Acuática Presente En la Bahía de Campeche las diatomeas que forman parte del fitoplancton constituyeron el grupo dominante en las áreas aledañas a la costa: llegan a representar hasta el 100,0 %. La proporción de diatomeas fue disminuyendo conforme hubo un alejamiento respecto a la línea litoral, hasta alcanzar porcentajes tan bajos como 1,0 % en algunos lugares. Este patrón se vió alterado sólo por incrementos ligeros debidos a núcleos poblacionales de Hemiaulus sinensis y Hemiaulus membranaceus.

Tabla IV.2.2.2-2 Densidad del Fitoplancton, expresada en Célula/L

en la Bahía de Campeche

Estación Profundidad(m) Células / L 0,0 71 500,0 4,0 53 500,0 1 8,0 138 100,0 0,0 20 300,0 5,0 21 700,0 10,0 8 900,0 2

20,0 1 000,0 0,0 12 300,0 4,0 8 300,0 16,0 7 200,0 3

30,0 6 000,0 0,0 4 500,0 10,0 6 100,0 20,0 2 900,0 30,0 4 500,0 40,0 7 000,0

4

50,0 4 600,0




IV - 39

Tabla IV.2.2.2-2 Densidad del Fitoplancton, expresada en Célula/L

en la Bahía de Campeche

Estación Profundidad(m) Células / L 0,0 3 000,0 10,0 3 800,0 20,0 7 900,0 40,0 8 300,0 50,0 3 400,0 70,0 2 800,0 90,0 2 000,0 100,0 13 960,0

5

120,0 7 700,0 Fuente: Licea, 1987.

La relación de los taxa determinados se encuentra registrada en la Tabla IV.2.1.2-3.

Tabla IV.2.2.2-3 Resumen de las Especies de Fitoplancton Dominantes en el Golfo de México

Diatomeas

Bacteriastrum delicatulu Hemiaulus hauckii Hyalinum H. membranaceus

Chaetoceros affinis Leptocylindus danicus Ch. coarctatus Nitzschia longissima

Ch. compressum N. bicapitata Ch. curvisetum N. pungens Ch. decipiens Rhizosolenia alata Ch. didymus Rb. Calcarais

Ch. lorenzianus Rb. delicatula Ch. tares Rb. fragilissima

Cyclotella striata Rb. setigera Detonula pumila Thalassionema sitzschioides

Guinardia flaccida Thalassiothrix frauenfelddi Dinoflagelados

Acutissimum D. caudata Ceratium furca D. tripos

C. fusus Exauviella compressa Massiliense Goniaulax diegensis

Teres Gymnodinium breve Trichoceros Prorocentrum micans

Fuente: Licea, 1987.




IV - 40

Distribución y Estructura de las Fitocomunidades Bentónicas Esta comunidad está formada por especies de algas de diversos sustratos (bentónicas) y especies flotantes que se distribuyen en diferentes zonas del ambiente marino. Son de gran importancia ecológica, ya que sirven de alimento y refugio para las especies de fauna. Las algas se encuentran clasificadas en 15 grandes grupos, de los cuales tres están constituidos por macroalgas (Rhodophyceae, Phaeophyceae y Chlorophyceae). En cuanto a las rodofíceas (algas rojas) los géneros mejor representados son: Hypnea, Gracilaria y Laurencia; entre las clorofíceas (algas verdes), destacan: Chaetomorpha, Halimedia y Ulva; de las feofíceas (algas cafés), Dictyota, Padina y Sargassum, (Ortega, 1993). En las lagunas costeras se presenta abundancia de algas rodofíceas, presentándose como tapices, adheridos a algún sustrato rocoso o enterrado en el limo, tal es el caso de los géneros Gelidium, Gracilaria, Agardhiella y Syringodium. Las comunidades antes referidas están determinadas por el tipo de substrato y las condiciones ambientales, esto es, una facie o sustrato arenoso - limoso, donde se desarrollan plantas con rizoides, sujetas a la acción de la corriente, en lugares someros y de salinidad constante. En la Tabla IV.2.2.2-4 se presentan los principales grupos de algas de la zona de estudio, así como el número de especies y familias de cada uno de ellos.

Tabla IV.2.2.2-4 Familias y Especies de Algas Macroscópicas

No. Familia Nombre Científico Sustrato Rhodophyta

1 Gracilariaceae Gracilaria cervicornis arena-limo 2 Hypnaceae Hypnea musciformis arena-limo 3 Rhodomelaceae Laurencia papillosa arena-limo

Phaeophyta 4 Dictyotaceae Dictyota cornuta arena-limo 5 Padina gimnospora arena-limo 6 Sargassaceae Sargassum hystrix arena-limo

Chlorophyta 7 Cladophoraceae Chaetomorpha media arena-limo 8 Codiaceae Halimeda opuntia arena-limo 9 Ulva lactuca arena-limo Fuente: Ortega, 1993.

Según Rzedowski (1994) las macroalgas se establecen en sustratos rocosos de la zona litoral; así como en substratos diversos de las playas, tales como restos de conchas de bivalvos, trozos de madera, escolleras, entre otros; en las zonas mas alejadas de la costa por lo general no existe un substrato adecuado, por lo que se adhieren a cualquier estructura u objeto que les permita fijarse, tal es el caso de las estructuras de las plataformas marinas.




IV - 41

El substrato, la temperatura, la luz y los nutrientes, son los factores que limitan la existencia de cualquier población de algas (zona fótica). La interacción de estos factores permite explicar la mayor o menor abundancia del grupo en una región determinada (Guzmán del Próo, 1993). Usos de la vegetación acuática en la zona (especies de uso local y de importancia para etnias o grupos locales y especies de interés comercial) Las algas son un recurso biológico que representa un gran potencial para su aprovechamiento, debido a sus características son utilizadas en la farmacología o en la industria alimenticia, sin embargo, no se cuenta con registros de que las especies en aguas próximas a la zona del proyecto sean aprovechadas. Presencia de especies vegetales acuáticas bajo régimen de protección legal, de acuerdo con la normatividad ambiental y otros ordenamientos aplicables Dentro de la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001, 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, las especies marinas de fitoplancton y macroalgas no se consideradan dentro de dicha norma. IV.2.2.3 Fauna Terrestre Composición de las comunidades de fauna presentes en el sitio. Desde el punto de vista biológico, el área que se evaluó para el presente estudio comprende un radio de influencia de 5 km, considerando la distancia de desplazamiento de diferentes individuos de reptiles. En el área donde se ubicará la parte terrestre del oleogasoducto de 16” que inicia en la Plataforma Tizón A hacia el Cabezal de Recolección Tizón 201 y el oleogasoducto de 16” que inicia en la Plataforma Crater A hacia el Cabezal de Recolección Crater 1, las condiciones de alteración del medio natural (Plantaciones de coco de baja productividad y pastizales) y la actividad humana imperante (actividades ganaderas), han provocado que la fauna silvestre predominante se caracterice principalmente por especies indicadoras de ambientes transformados y una diversidad relativamente baja, dominada por individuos de talla menor. La fauna terrestre de mayores dimensiones se observa ocasionalmente y en desplazamiento hacia los relictos de vegetación arbórea o acahuales en diferentes en sucesión. Dada las condiciones ambientales imperantes en la zona, las especies de fauna preponderantes son aquellas ligadas a ambientes marinos, ya sea de manera directa o bien, asociada a ellos y terrestres. La fauna acuática continental está restringida a las zonas bajas y pequeños embalses distribuidos de forma dispersa en el sitio.




IV - 42

La avifauna observada y/o registrada para el área fue de un total de 86 especies, pertenecientes, 68 géneros y 32 familias, de las que destacan por su diversidad: las familias Scolopacidae (playeros), Emberizidae (azulejos y chipes), Tyrannidae (mosqueros y luises), y Ardeidae (garzas). Con menor número de especies que las antes mencionadas pero visualizadas con frecuencia, se reportan las familias Pandionidae (gavilanes y aguilillas), Hirundinidae (golondrinas), Cathartidae (zopilotes), Icteridae (cinzontles y zanates), Corvidae (peas), Cuculidae (pijuy y cuclillo), Picidae (carpinteros) y Psittacidae (cotorras y pericos).

Con respecto a los mamíferos, se enlistaron 30 especies distribuidas en 15 familias y 27 géneros. Las familias que presentaron mayor diversidad fueron Muridae y Phyllostomatidae, que incluyeron 8 especies respectivamente.

La herpetofauna reportada para el área de estudio está constituida por 28 reptiles y 9 anfibios. El primer grupo, incluye 14 saurios donde siete son lagartijas, 4 anolis, 2 iguánidos, 10 ofídios, siendo entre estos los de mayor frecuencia el género Boa, Masticophis, Drymobius, Imantodes, Tretanorhinus y Bothrops (la cual es exterminada drásticamente por los pobladores de la zona) y 4 de quelonios de la familias Emydidae, Staurotypidae, Batugaridae y kinosternidae. Los anfibios representativos fueron Smilisca baudinii, Bufo marinos y Bufo valliceps.

Dentro del área de estudio, los peces representan una alternativa para la población en el aspecto comercial y alimenticio, ya que a los alrededores de la zona del presente trabajo se llevan a cabo actividades relativas a la pesca. La ictiofauna, continental y marina, de la zona comprende 67 especies distribuidas en 38 géneros y 31 familias. De las especies identificadas las de mayor número fueron las de la zona marina. En función de la variedad de condiciones fisicobióticas, la fauna del área de estudio se agrupó de acuerdo al ambiente y tipo de hábitat en donde fueron observados, a continuación se describen:

Especies existentes en el área de estudio. Para el área de estudio se identificaron un total de 193 especies, tanto terrestres como acuáticas, agrupadas en 148 géneros y 82 familias. La determinación de las especies se efectuó a través de observación directa en campo, entrevistas y referencias bibliográficas de estudios. En la tabla IV.2.2.3 -1 se enlistan las especies observadas y reportadas para el área:

Tabla IV.2.2.3 -1 Listado por grupo faunístico de las especies registradas y/o reportadas para el área donde se tiene proyectada la obra.




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Familia Nombre Común Nombre Científico R O Estatus

NOM-059-SEMARNAT-2001 Y VALOR DE USO

MAMÍFEROS

Agoutidae Tepezcuintle Agouti paca X A.C.

Cebidae Mono saraguato Alouatta palliata X P

Cervidae Venado cola blanca Odocoileus virginianus X P

Dasypodidae Armadillo Dasypus novencinctus X α, C

Didelphidae Tlac. cola pelada Didelphis virginiana X

Didelphidae Tlacuache Didelphis marsupialis X

Emballonuridae Murciélago Saccopteryx bilineata X

Mormoopidae Murciélago Pteronotus parnellii X

Muridae Comadreja Mustela frenata X

Muridae Rata arrocera Oryzomys couesi X

Muridae Rata arrocera Oryzomys melanotis X

Muridae Rata cañera Sigmodon hispidus X

Muridae Rata común Rattus rattus X

Muridae Ratón Mus musculus X

Muridae Ratón de campo Peromyscus leucopus X A

Noctilionidae Murciélago pescador Noctilio leporinus X

Phyllostomatidae Murc. de charreteras Sturnira lilium X

Phyllostomatidae Murc. de cola corta Carollia brevicauda X

Phyllostomatidae Murciélago Artibeus jamaicensis X Pa

Tabla IV.2.2.3 -1 Listado por grupo faunístico de las especies registradas y/o reportadas para el área donde se tiene proyectada la obra (Continuación).




IV - 44

Familia

Nombre Común

Nombre Científico

R

O

Estatus NOM-059-SEMARNAT-

2001 Y VALOR DE USO

Phyllostomatidae Murciélago Mimon bennettii X

Phyllostomatidae Murciélago siricotero Glossophaga soricina X Pa

Phyllostomatidae Murciélago frugívoro Artibeus intermedius X Pa

Phyllostomatidae Murciélago frugívoro Dermanura phaeotis X

Procyonidae Chico solo Nasua narica X

Procyonidae Mico de noche Potos flavus X Pr

Procyonidae Mapache Procyon lotor X α

Vespertilionidae Murciélago canela Rhogeessa tumida X

AVES

Alcedinidae Martín pescador grande Ceryle torquata X

Alcedinidae Martín pescador enano Chloroceryle aenea X

Alcedinidae Martín pescador menor Cochlearius Cochlearius X

Anatidae Pijije Dendrocygna autumnalis X

X

α, C

Anatini Pato de monte Anas discors X

Ardeidae Siete presas Ardea herodias X X Pr

Ardeidae Garza ganadera Bubulcus ibis X X

Ardeidae Garza azul Egretta caerulea X

Ardeidae Garza dedos dorados Egretta thula X

Ardeidae Garza oscura Butorides striatus virescens X





IV - 45

Familia

Nombre Común

Nombre Científico

R

O


2001 Y VALOR DE USO

AVES

Ardeidae Garzón blanco Casmerodius albus X X

Caprimulgidae Tapacamino pucuyo Nyctidromus albicolis X

Cathartidae Aura común Cathartes aura X X

Cathartidae Zopilote de montaña Coragyps atratus X X

Charadriidae Chorlito alejandrino Charadrius alexandrinus X

Charadriidae Chorlito de collar Charadrius collaris X R

Charadriidae Chorlito piquigrueso Charadrius wilsonia X

Charadriidae Chorlo axilinegro Pluvialis squatarola X

Ciconiidae Gaytan Mycteria americana X Pr

Columbidae Tortolita Columbina talpacoti X X

Columbidae Paloma huilota Zenaida macroura X X α

Columbidae Paloma aliblanca Zenaida asiática X X

Corvidae Urraca pea Cyanocorax morio X X

Corvidae Urraca yucateca Cyanocorax yucatanica X X

Cracidae Chachalaca Ortalis vetula X X

Cuculidae Cuclillo marrón Piaya cayana X

Cuculidae Cuclillo ventrisucio Coccyzus minor X

Cuculidae Garrapatero pijuy Crotophaga sulcirostris X X

Emberizidae Azulejo Thraupis abbas X

Emberizidae Azulejo Thraupis episcopus X X β, O





IV - 46

Familia

Nombre Común

Nombre Científico

R

O

Estatus NOM-059-

SEMARNAT-2001 Y VALOR DE USO

AVES

Emberizidae Chipe amarillo Dendroica petechia X X O

Emberizidae Chipe dominico Dendroica dominica X X O

Emberizidae Chipe flameanta Setophaga ruticilla X

Emberizidae Choco tabasqueño Euphonia hirundinacea X X O

Falconidae Cara cara Polyburus plancus X X

Falconidae Vaquero Herpetoptheres cachinnans X

Fregatidae Rabihorcado Fregata magnificens X

Hirundinidae Golondrina Tachycineta albilinea X X

Hirundinidae Golondrina canadiense Tachycineta bicolor X

Hirundinidae Golondrina ribereña Riparia riparia X

Icteridae Bolsero Icterus gularis X X O

Icteridae Zanate mexicano Quiscalus mexicanus X X β, O

Jacanidae Gallito de agua Jacana spinosa X X

Laridae Gaviota apipizca Larus pipixcan X

Laridae Gaviota atricila Larus atricila X

Laridae Gaviota Delaware Larus delawerensis X

Laridae Golondrina marina Sterna maxima X

Laridae Golondrina marina Sterna sandvicensis X

Mimidae Cenzontle tropical Mimus gilvus X X

Pandionidae Águila canela Busarellus nigricollis X R, Pr

Pandionidae Águila pescadora Pandion haliaetus X

Tabla IV.2.2.3 -1 Continuación. Listado por grupo faunístico de las especies registradas y/o reportadas para el área donde se tiene proyectada la obra.




IV - 47

Familia Nombre Común Nombre Científico R O Estatus

NOM-059-SEMARNAT-2001

Y VALOR DE USO AVES

Pandionidae Águila caminera Buteo magnirostris X Pr

Pandionidae Gavilán caracolero Rosthramus sociabilis X X A

Pandionidae Gavilán coliblanco Elanus caeruleus X

Icteridae Bolsero Icterus gularis X X O

Icteridae Zanate mexicano Quiscalus mexicanus X X β, O

Jacanidae Gallito de agua Jacana spinosa X X

Laridae Gaviota apipizca Larus pipixcan X

Laridae Gaviota atricila Larus atricila X

Laridae Gaviota Delaware Larus delawerensis X

Laridae Golondrina marina Sterna maxima X

Laridae Golondrina marina Sterna sandvicensis X

Mimidae Cenzontle tropical Mimus gilvus X X

Pandionidae Águila canela Busarellus nigricollis X R, Pr

Pandionidae Águila pescadora Pandion haliaetus X

Pandionidae Águila caminera Buteo magnirostris X Pr

Pandionidae Gavilán caracolero Rosthramus sociabilis X X A

Pandionidae Gavilán coliblanco Elanus caeruleus X

Pelecanidae Pelícano pardo Pelecanus occidentalis X

Phalacrocoracidae Cormorán Phalacrocorax olivaceus X

X

Picidae Carpintero, Chejé Melanerpes aurifrons X X

Picidae Carpintero lineado Dryocopus lineatus X X

Psittacidae Cotorra guayabera Amazona albifrons X X

Psittacidae Perico Aratinga astec X X β, O

Rallidae Tutupana Aramides cajanea X

Tabla IV.2.2.3 -1 Continuación. Listado por grupo faunístico de las especies registradas y/o reportadas para el área donde se tiene proyectada la obra.




IV - 48

Familia

Nombre Común

Nombre Científico

R

O


2001 Y VALOR DE USO

AVES

Rallidae Viuda Gallinula chloropus X Recurvirostridae Avoceta piquicurva Recurvirostra americana X Recurvirostridae Candelero mexicano Himantopus mexicanus X Recurvirostridae Tuis Himantopus mexicanus X X Scolopacidae Patamarilla menor Tringa flavipes X

Scolopacidae Playerito de Blaird Calidris bairdii X

Scolopacidae Playerito mínimo Calidris minutilla X

Scolopacidae Playerito occidental Calidris mauri X

Scolopacidae Playero alzacolita Actitis macularia X

Scolopacidae Playero pihuihui Catoptrophorus semipalmatus

X

Scolopacidae Playero zancón Calidris himantopus X

Scolopacidae Zarapito piquilargo Numenius americanus X

Threskiornithidae Chocolatera Ajaia ajaja X

Threskiornithidae Cocopato Eudocimus albus X

Threskiornithidae Correa Plegadis chihi X

Threskiornithidae Ibis oscuro Plegadis chihi X

Trochilidae Colibrí Amazilia candida X X

Tyrannidae Cardenalito Pyrocephalus rubinus X

Tyrannidae Chilera Tyrannus melancholicus X X

Tyrannidae Luís bienteveo Pitangus sulphuratus X X

Tyrannidae Luís gregario Myiozetetes similis X X

Tyrannidae Luís piquigrueso Megarhynchus pitangua X X Tyrannidae Tirano Tyrannus sp. X Vireonidae Vireo manglero Vireo pallens X

REPTILES

Batugaridae Mojina Rhinoclemmys areolata X A

Boidae Sauyán, Boa Boa constrictor X A

Colubridae C. lagartijera grís Masticophis mentovarius X

Colubridae Culebra pejelagartera Drymobius margaritiferus X

Colubridae Culebra ranera Leptophis mexicanus X A

Colubridae Culebra zacatera Adelphicos quadrivirgatus X Pr

. Tabla IV.23. Listado por grupo faunístico de las especies registradas y/o reportadas para el área donde se

tiene proyectada la obra (Continuación).




IV - 49

Familia

Nombre Común

Nombre Científico

R

O


2001 Y VALOR DE USO

REPTILES Colubridae Imita coral Pliocercus elapoides X A

Colubridae Falsa nauyaca Xenodon rabdocephalus X

Colubridae Falso coral Lampropeltis triangulum X A

Corytophanidae Toloque Basiliscus vittatus X X

Crocodylidae Cocodrilo Crocodylus moreletii X Pr Elapidae Coralillo Micrurus diastema X R, Pa

Emydidae Hicotea Trachemys venusta X X Pr, C, O

Gekkonidae Gecko pinto Hemydactylus turcicos X X

Gekkonidae Cuidacasa Hemydactylus frenatus X X

Staurotypidae Guao Staurotypus triporcatus X Pr

Iguanidae Iguana rayada Ctenosaura similis X X A

Iguanidae Iguana verde Iguana iguana X X Pr, C

Kinosternidae Pochitoque Kinosternon leucostomum X

Pr, C

Polychrotidae Anolis Anolis humilis X

Polychrotidae Anolis Anolis lemurinus X

Polychrotidae Lagartija Anolis biporcatus X X Pr

Polychrotidae Lagartija Anolis sp. X X

Teiidae Lagartija Cnemidophorus deppei X X

Teiidae Lagartija Cnemidophorus guttatus X

X

Teiidae Lagartija escamosa Sceloporus variabilis X X Teiidae Lagartija metálica Ameiva undulata X X Viperidae Nauyaca Bothrops asper X Pa

ANFIBIOS Leptodactylidae Rana Eleutherodactylus rhondophis X Leptodactylidae Rana Leptodactylus sp X Ranidae Rana acuática Rana vaillanti X Hylidae Rana lechosa Phrynohyas venulosa X Hylidae Rana trepadora Smilisca baudini X Hylidae Ranita amarilla Hyla ebraccata X Hylidae Ranita amarilla Hyla picta X

Tabla IV.23. Listado por grupo faunístico de las especies registradas y/o reportadas para el área donde se

tiene proyectada la obra (Continuación).




IV - 50

Familia

Nombre Común

Nombre Científico

R

O


2001 Y VALOR DE USO

ANFIBIOS

Bufonidae Sapo común Bufo valliceps X X Bufonidae Sapo verrugoso Bufo marinus X X

PECES CONTINENTALES Ariidae Curuco Cathorops aguadulce X C Atherinopsidae Plateadito Atherinella sp. X Belonidae Agujón Strongylura hubbsi X Characidae Sardina plateada Astyanax fasciatus X

Nomenclatura: P= Peligro de Extinción; A= Amenazada; R= Rara; Pr= Protección Especial. α = Especie cinegética. β= Ave Canora y Ornato. C= Alimenticio; O= Ornamental; Pa= Plaga.

Abundancia, distribución, densidad relativa y temporadas de reproducción de las especies en riesgo o de especial relevancia que existan en el área del proyecto. Al encontrarse el área del proyecto en cercanía al límite oeste del área denominada “Reserva de la Biosfera Pantanos de Centla” (3.5 km) en la zona de amortiguamiento, comparten características en cuanto su biodiversidad, en particular del grupo de las aves que pueden desplazarse de un sitio a otro con mayor facilidad que los otros grupos de vertebrados. La fauna terrestre presenta mayores limitaciones para movilizarse de la RBPC hacia el área del proyecto debido a la presencia de barreras físicas como la carretera federal 180 (Villahermosa-Frontera) y la transformación antrópica característica de la zona. El ambiente con una estructura más compleja del área del proyecto lo constituyen los manglares y la fauna asociada se describe más adelante.

Fauna asociada a los ambientes terrestres. Pastizales. Los pastizales están presentes en la mayor superficie del área de estudio, (60 % aproximadamente) son ambientes inducidos y dedicados a la ganadería con manejo tradicional. La fauna asociada a estos sistemas es la más ampliamente distribuida de los ambientes terrestres. Debido a las condiciones físico-bióticas, la distribución de especies de tallas mayores de vertebrados es limitada, siendo únicamente observables de forma esporádica y en los pequeños fragmentos de vegetación arbórea dentro de los pastizales o próximos a ellos. La fauna característica está constituida por invertebrados, especialmente artrópodos asociados a las gramíneas y vertebrados menores como las aves y reptiles. Los vertebrados más abundantes en el pastizal fueron las aves, tanto granívoras como insectívoras, las observaciones de campo nos demuestran como especies más frecuentes a las garzas (Bubulcus ibis),




IV - 51

zanates y tordos (Quiscalus mexicanus y Crotophaga sulcirostris), tiranos (Tyrannus melancholicus), chipes (Dendroica petechia, D. Dominica, Euphonia hirundicea y Thraupis episcopus), palomas y tortolitas (Columbina talpacoti, Zenaida macroura y asiática ), zopilotes (Cathartes aura y Coragyps atratus), peas (Cyanocorax morio y Cyanocorax yucatanica). Otras aves que se observaron en este ambiente en busca de alimento fueron especies rapaces como caracara (Polyborus plancus), gavilán caracolero (Rosthramus sociabilis) y águila caminera (Buteo magnirostris) De los reptiles más abundantes observados y reportados por los pobladores de la zona son especies con una notoria residencia y característicos de zonas perturbadas, tales como el gecko pinto (Hemydactylus turcicos), las lagartijas (Anolis sp. Sceloporus variabilis, Cnemidophorus deppei y Ameiva undulata), toloque (Basiliscus vittatus) y la iguana rayada (Ctenosaura similis). Entre las culebras listadas sobresalen la lagartijera (Masticophys mentovarius), pejelagartera (Drymobius margaritiferus), sauyán (Boa constrictor), culebra ranera (Leptophis mexicanus) y culebra zacatera (Adelphicos quadrivirgatus) y nauyaca (Bothrops asper). Los mamíferos presentes y reportados son generalmente de talla pequeña y se encuentran representados principalmente por roedores de campo (áreas de cultivos) como Oryzomys couesi, Oryzomys melanotis y Peromyscus leucopus; así como otras especies ocasionales o en tránsito por los pastizales son tlacuaches (Didelphis marsuphialis), la comadreja (Mustela frenata) y el mapache (Procyon lotor). Cocales y áreas de cultivo. Estos ambientes representan el segundo ambiente terrestre en extensión, ocupando una porción cercana al 30 % del área de estudio. Dado que estos ambientes tienen una estructura más compleja que los pastizales y en algunos casos, además de gramíneas, existen arbustos y árboles, representan sitios de alimentación, refugio y reproducción para algunas especies, lo que permite que la fauna asociada esté más diversificada. Debido a la mayor disposición de alimento, también es común que se presenten especies consideradas plagas. Dentro de la fauna presente en los cocales y dunas costeras, sobresalen las aves por su abundancia y diversidad, observándose con mayor frecuencia especies como los tiranos (Tyrannus melancholicus), luises (Pitangus sulphuratus, Megarhynchus pitangua y Myozetetes similis), urracas (Cyanocorax morio), zanates y tordos (Quiscalus mexicanus), pericos (Aratinga astec), cotorras (Amazona albifrons), chejés (Melanerpes aurifrons), carpinteros (Dryocopus lineatus) y bolseros (Icterus gularis). La mayoría de las aves en estos ambientes corresponden a organismos frugívoros e insectívoros, quienes tienen su hábitat idóneo para cubrir sus necesidades de alimentación y refugio. En cuanto a los reptiles, la diversidad existente en general es mínima, sin embargo las especies presentes se observaron de manera abundante, tal es el caso de los toloques (Basiliscus vittatus), iguanas (Iguana iguana y Ctenosaura similis) y pequeñas lagartijas (Anolis –Ameiva undulata, Sceloporus variabilis, Cnemidophorus guttatus y Cnemidophorus deppei). Debido a la abundancia de lagartijas y pequeños mamíferos en los ambientes agrícolas, se ha desarrollado una amplia variedad de ofidios, de los que destacan las boas o sauyanes (Boa constrictor), lagartijeras (Masticophis mentovarius), coralillo (Micrurus diastema), falsos corales (Lampropeltis triangulum y Pliocercus elapoides), ranera (Leptophis mexicanus) y




IV - 52

nauyacas (Bothrops asper), las cuales son reportadas por los lugareños, ya que se presentan de forma esporádica en la zona cercana al área del proyecto, siendo éstas eliminadas principalmente por considerarlas peligrosas. Entre las especies más comúnes de mamíferos se encuentran; los ratones de los géneros Sigmodon, Ratta y Mus, ardillas identificadas como Sciurus aureogaster y S. deppei y comadrejas (Mustela frenata). Otras especies de talla mayor presentes, pero en baja abundancia, son mapache (Procyon lotor), armadillo (Dasypus novemcinctus) y tlacuache (Didelphis marsupialis). IV.2.2.4 Fauna Acuática

Composición de las Comunidades de Fauna Presentes y Especies Existentes en el Área de Estudio Debido a la situación geográfica del Proyecto, muestra características ecológicas especiales relacionadas directa o indirectamente con la temporalidad, como son el intercambio de aguas oceánicas y costeras (que propician, o no, la presencia de frentes, giros y la estratificación de la columna de agua); la transición de sedimentos terrígenos y calcáreos. Ecológicamente el área en donde se desea realizar la obra se encuentra en una región amplia donde los procesos costeros y ecológicos están estrechamente interconectados, en donde los procesos climático-meteorológicos, la descarga de los ríos y los procesos sedimentarios son las principales variables físicas que controlan a los procesos biológicos. El principal factor hidrológico que determina las características de la fauna en la región, es la corriente del Golfo de México que pasa a través del Canal de Yucatán y fluye a través del estrecho de Florida, esto determina que gran parte de la fauna localizada en el Golfo de México sea semejante o igual a la que se presenta en el Mar Caribe y en la región Atlántica. La fauna marina de la Bahía de Campeche según Yañez-Arancibia, et al., 1994 suma 584 especies de las cuales la mayoría esta representada por los crustáceos y poliquetos y la minoría por nemertinos y sipuncúlidos. En la Tabla IV.2.2.4-1 se muestra el número de especies por grupo taxonómico.

Tabla IV.2.2.4-1 Número de Especies por Grupo Taxonómico




IV - 53

Grupo Taxonómico Número de Especies Crustáceos 204 Poliquetos 142 Nemátodos 107 Moluscos 78

Peces 39 Mamíferos 5

Equinodermos 5 Cnidarios 2

Nemertinos 1 Sipuncúlidos 1

Total 584 Fuente: Yañez-Arancibia, Et al., 1994.

La fauna característica de la zona donde se localiza el proyecto se encuentra bien representada por especies de los ecosistemas marinos, por lo que para el análisis de la misma se dividirá en los siguientes grupos:

Zooplancton. Especies bentónicas. Especies nectónicas. Aves marinas. Mamíferos marinos.

Zooplancton La comunidad zooplanctónica está constituida por organismos microscópicos de vida libre y cuyo movimiento es tan débil que permanecen esencialmente a merced de cualquier corriente. El zooplancton de la Bahía de Campeche está representado por las medusas, sifonóforos, pterópodos, crustáceos (larvas de ostrácodos y decápodos, copépodos y eufásidos), quetognatos, así como larvas de peces. La riqueza y abundancia de especies, hace de esta comunidad uno de los niveles tróficos más importantes para el ecosistema marino. Dentro de los grupos zooplanctónicos característicos del ambiente marino, estuarino y lagunar se encuentran las medusas; en sus primeros estadios de desarrollo, las cuales se dividen en hidromedusas y escifomedusas; las primeras son meroplanctónicas, presentando un ciclo de vida metagénico asociado a una fase pólipo sésil. Las escifomedusas son holoplanctónicas, con todo su ciclo de vida en la columna de agua (Gasca y Suárez, 1996).




IV - 54

Vargas et al, (1993) reporta que para la Bahía de Campeche existen especies de hidromedusas como Phialidium sp, Bougainvilia niove y Eirene sp y las escifomedusas Aurelia aurita, Stomolophus meleagris y Rhopilema verilli, por mencionar algunas. Los crustáceos están representados en el plancton por ostrácodos y decápodos en estadío larval, copépodos y eufásidos. Las familias más diversas de los ostrácodos son: Cytheruridae con 9 especies, Perissocytherideinae con 5 especies y Cytherideidae con 4 especies.

Las larvas de decápodos más frecuentes pertenecen a la familia Peneidae; con especies de interés comercial como Farfantepenaeus aztecus, Farfantepenaeus duorarum y Litopenaeus setiferus; otros organismos comunes son Callinectes bocorti, C. ornatus, C. rathbunae y C. sapidos. Cabe señalar que tanto los ostrácodos como los decápodos tienen hábitos planctónicos en sus etapas larvales, pero en estados juveniles y adultos pueden formar parte del necton. Dentro del zooplancton, los crustáceos ocupan el segundo o tercer nivel trófico en la cadena alimentaria dominando cuantitativa y cualitativamente, entre estos, el grupo de los Copépodos. Su importancia radica en ser el grupo zoológico más representativo en la cadena alimentaria, ya que se encuentran en la mayor parte de la dieta de muchos animales del mar (Flores y Salas, 1981).

En la Bahía de Campeche las especies más representativas de grupo son: Nannocalanus minor, Undinula vulgaris, Temora stylifera, Eucalanus crassus, Echaeta marina, Paracalanus parvus y Labidocera aestiva, entre otras. Otra comunidad importante, por su abundancia dentro del zooplancton, la constituyen los quetognatos. La distribución de estos organismos está influenciada por la variación de factores tales como la temperatura, corrientes y el contenido de oxigeno disuelto. Se reportan para el área del proyecto 12 especies, pertenecientes a la familia Sagitidae. La mayoría de los peces comerciales del Sur del Golfo de México desovan en el mar, en la línea de costa y en lagunas costeras, en sus estadios de postlarvas y juveniles penetran a los sistemas lagunas estuarios (Yáñez - Arancibia y Lara - Domínguez, 1985). Las especies más abundantes en la zona pertenecen principalmente a las familias Engradulidae, Gobiidae, Gerreidae, Ophidiidae, Cupleidae, Scaridae, Labridae, Triglidae y Gonostomatidae (Flores - Coto et al., 1993).

Espinosa Fuentes (1997) realizó el trabajo de distribución espacio-temporal de los estadios larvarios de camarones del genero Penaeus en la Bahía de Campeche, durante tres temporadas climáticas (invierno, verano y otoño), estos datos se muestran en la Tabla IV.2.2.4-2




IV - 55

Tabla IV.2.2.4-2 Variación Estacional de la Abundancia (Organismos/100 m3) en los Diferentes Estadios Larvarios

Estadío Larvario Febrero

(Invierno) Agosto

(Verano) Noviembre

(Otoño) Todos los Estadios 84,15 567,00 463,41

Protozoeas 21,16 365,94 298,81 Mysis 1,87 27,72 39,13

Postlarvas 61,12 173,34 125,47 Fuente: Espinosa Fuentes, 1997.

El periodo de reproducción de las especies comerciales de camarones peneidos en el Golfo de México se extiende durante todo el año con máximos en verano y otoño, en menor proporción invierno y primavera. Es de mencionarse que estas especies de camarón se encuentran presentes en diferentes hábitats ya que al presentarse en fases de desarrollo tempranas forman parte importante del zooplancton como ya se mencionó pero en estados de desarrollo juvenil y tardío forman parte del bentos por sus hábitos de enterramiento. En la Bahía de Campeche se han identificado tres principales comunidades: zooplancton, ictioplancton y larvas de peces, las cuales están estructuradas en función de su fisiografía. De acuerdo con Salas de León et al., 1998, éstas son: una comunidad nerítica–fluviolagunar, influenciada por las descargas de aguas continentales, una comunidad propiamente nerítica y una de características oceánicas. Al respecto, Gómez-Ponce (1997), destaca que la salinidad es uno de los factores más importantes en la distribución y abundancia de larvas, siendo durante el verano-otoño la temporada más favorable para su sobrevivencia. Especies Bentónicas Comprenden todos los organismos que pasan toda su vida o parte de ella en relación estrecha con el fondo marino. Son generalmente organismos sésiles o de poca movilidad dependiendo de la textura y consistencia del sustrato que habiten, así como su capacidad para trasformarlo. Los organismos del bentos son de mucha importancia debido a que guardan una estrecha dependencia con el sitio que habitan y dado que el sedimento puede “atrapar” y “almacenar” temporal o permanentemente las sustancias y materiales que vienen precipitándose, entonces pueden brindar una respuesta ante disturbios y relacionarla con algún agente causal, conformándose como una agrupación de elementos integradores de calidad ambiental. En las zonas transicionales domina la infauna y conforme la composición de carbonatos es mayor, la fauna va reemplazándose de acuerdo con sus patrones de vida, hasta observar organismos principalmente sésiles en porcentajes de carbonato de 68,0 - 80,0%, en los que, además, se observa un aumento en la densidad de epifauna. Las zonas son generalmente divididas en tres fases sedimentarias con base en un gradiente de contenido de carbonatos. Se observa una zona de plataforma interna de hasta 20,0 m de profundidad, cerca del límite de la entrada de terrígenos, con una presencia de lodos terrígenos y arenas de cuarzo, así como un contenido de carbonatos menor que 20,0%.




IV - 56

Las comunidades dominantes de la infauna son principalmente poliquetos depositívoros superficiales. No obstante que el efecto de otras variables (como nutrientes, materia orgánica, producción bacteriana y perturbación ambiental física natural y/o antropogénica) puede enmascarar diferencias atribuibles al sedimento, la comparación de la fauna béntica de la plataforma indica diferencias importantes en la composición de la infauna, debidas principalmente a la transición sedimentaria en la zona media. La infauna se compone básicamente de especies pioneras y oportunistas de poliquetos tubícolas y anfípodos suspensívoros y sedimentívoros, lo cual puede ser una respuesta rápida a un aporte errático del alimento, así como a perturbaciones ambientales. Los principales grupos bénticos están conformados por: Poliquetos, Crustáceos, Moluscos, Cnidarios, Equinodermos, Nemátodos, Nemertinos, Sipuncúlidos. Poliquetos Los poliquetos pueden encontrarse en todas las latitudes y profundidades, así como en casi todo tipo de ambientes sean éstos benignos o extremos. Asimismo, generalmente constituyen entre un 50,0 y 70,0% de la fauna béntica en general bajo condiciones normales y entre un 50,0 y 90,0% del total de la fauna béntica en ambientes perturbados o contaminados, motivo por el que se han empleado para estudios de monitoreo ambiental como indicadoras de contaminación (Reish y Gerlinger, 1997). Especies Dominantes y Abundancia Las especies dominantes en términos de frecuencia de aparición y abundancia son: El cosúrido Cossura delta, los espiónidos Paraprionospio pinnata y Prionospio (M.) delta, el néftido Nephtys incisa, los lumbrinéridos Scoletoma verrilli y S tenuis los onúfidos Diopatra cuprea y Kinbergonuphis cedroensis, el ofélido Armandia maculata, el capitélido Leiocapitella sp y el cirratúlido Aphelochaeta sp. Las familias y especies que presentan mayor abundancia son: Spionidae (especies Paraprionospio pinnata y Prionospio (M.) delta) Cossuridae (especie Cossura delta), Nephtyidae (especie Nephtys incisa) y Lumbrineridae (especies Scoletoma verrilli y S. tenuis), Onuphidae (especies Kinbergonuphis cedroensis, Diopatra cuprea), Capitellidae (especie Leiocapitella sp. 1), Cirratulidae (especie Aphelochaeta sp. 1) y Opheliidae (Armandia maculata). Las especies que presentan abundancia media son: Mediomastus californiensis, Notomastus daueri, Notomastus lobatus, Lumbrinereis cingulata, Ninoë brasiliensis, Magelona cf. phyllisae, Magelona sp. L, Clymenella torquata, Sabaco elongatus, Aglaophamus cf. verrilli, Neanthes micromma, Nereis grayi, Diopatra cuprea, Orbinia riseri, Scoloplos (L.) rubra, Paralacydonia paradoxa, Aricidea (A.) simplex, Aricidea (A.) nolani, Aricidea (A.) suecica, Sigambra tentaculata, Harmothoe sp. A, Megalomma bioculatum, Sthenelais sp. A, Spiophanes duplex y Lysilla sp. Crustáceos De acuerdo con la Red Mundial de Información sobre Biodiversidad, algunos de los crustáceos de gran importancia en la Región Marina Prioritaria No. 53, se muestran en la Tabla IV.2.2-14; estas especies se distribuyen ampliamente en la Bahía de Campeche.




IV - 57

Tabla IV.2.2.4-3 Crustáceos Nombre Científico Nombre Común Clasificado Taxonómicamente Por

Calappidae sp Cangrejo de Caja Milne Edwards, 1837 Callinectes similis Cangrejo menor azul Williams, 1966 Hepatus epiliticus Cangrejo cara de vergüenza Linnaeus, 1763

Iliacantha liodactylus Cangrejo de Bolsa Rathbun, 1898 Libinia emarginata Cangrejo araña corpulento Leach, 1815

Farfantepenaeus aztecus Camarón café Ives, 1891 Farfantepenaeus duorarum Camarón rosado Burkenroad, 1939

Litopenaeus setiferus Camarón blanco Linnaeus, 1767 Persephona crinita Cangrejo de Bolsa Rosa Rathbun, 1931

Portunus spinicarpus Cangrejo nadador de espina larga Stimpson, 1871 Portunus spinimanus Cangrejo nadador manchado Latreille, 1819

Sabinea septemcarinata Camarón siete barbas Sabine, 1824 Sicyonia dorsalis Camaróncito de piedra Kingsley, 1878

Sicyonia brevirostris Camarón de roca Stimpson, 1871 Solenocera agassizii Camarón colibrí Faxon, 1893

Squilla empusa Cucaracha No. de Serie: 99143 Rimapenaeus similis Camarón cuello áspero amarillo Smith, 1885 Fuente: REMIB, 01 Agosto, 2003.

Especies Dominantes y Abundancia Dentro de los crustáceos de la Clase Malacostraca, se cuenta con el registro de 34 familias y 114 especies, mención especial merecen los camarones Penaeus (Farfantepenaeus aztecus, Penaeus (F.) duorarum, Trachypenaeus similis), ya que en la Bahía de Campeche representa el 50,0% del volumen de pesca nacional, el 66,0% de las exportaciones y el 2,3% de la producción mundial del camarón (SEMARNAT, 1996), además de las jaibas Callinectes similis, Portunus spinicarpus y el camarón Squilla empusa, las cuales son especies dominantes, además de presentar las abundancias más altas.

Áreas de Reproducción El área comprendida por la Bahía de Campeche, constituye un excelente hábitat para un número considerable de especies de importancia comercial, en cuyo ciclo de vida influyen fases de desarrollo estuarinas y marinas. Aproximadamente un 90,0% de la captura comercial que se obtiene en dicho banco se compone de especies estuarinas y costeras, las cuales desovan en áreas someras de la plataforma continental; mientras que las larvas y poslarvas migran hacia áreas protegidas de la costa, donde permanecen hasta alcanzar tallas de estadios juveniles. Ostrácodos La fracción de los sedimentos marinos está formada por los restos de diversos grupos de microorganismos, de ellos, los ostrácodos bénticos son altamente sensibles a las variaciones físicas, químicas y geológicas, respondiendo a estas variaciones con modificaciones morfológicas y estructurales, por lo que son

http://www.itis.usda.gov/servlet/SingleRpt/RefRpt?search_type=author&search_id=author_id&search_id_value=90174

http://www.itis.usda.gov/servlet/SingleRpt/SingleRpt?search_topic=TSN&search_value=98697











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excelentes indicadores del mismo (Machain, et al., 1991) y como son altamente susceptibles, pueden emplearse como indicadores ambientales. Especies Dominantes y Abundancia En la Clase Ostracoda existen 90 registros, de los cuales Cytherella vermilionensis, Cytheromorpha paracastanea, Krithe spp., Loxoconcha moralensi, Neomonoceratina mediterranea, Paracytheridae stephensoni, Paracythereidae texana, Pelluscistoma magniventra, Pterigocythereis alophia y Pterigocythereis inexpectata son las especies abundantes y dominantes. Áreas de Reproducción Se cuenta con registros de un total de 3 102 larvas de Solenocera vioscai, correspondientes a los estadios larvarios de Protozoea, Mysis y Poslarva. Su importancia radica en que las larvas se dispersan de los sitios de origen o áreas de desove debido al transporte ocasionado por las corrientes marinas, posteriormente pueden incorporarse a los sitios de distribución de los organismos adultos y realizar el reclutamiento que es un proceso esencial para la continuidad de la población. Solenocera vioscai, presenta un patrón de dispersión circular, que tiene su origen en el área de desove de los organismos adultos frente al sistema Grijalva-Usumacinta y Boca del Carmen en la plataforma media y externa, sitio en el cual las hembras expulsan sus huevecillos al medio marino, donde estos son transportados por las corrientes dominantes y diseminados en gran parte del área de estudio. Posteriormente los huevecillos eclosionan y dan origen a una larva conocida como nauplio, fase larval que en gran medida es dependiente de las corrientes marinas. Conforme estas larvas son dispersadas, se trasforman en una protozoea y aquellas que tienen suerte de ser acarreadas a sitios más favorables se trasforman en una larva conocida como mysis, la cual da origen a poslarvas (Gómez-Ponce, 1997). Moluscos Dentro de los integrantes de la fauna béntica, los moluscos son uno de los grupos de invertebrados más importantes, junto con los poliquetos y crustáceos. Son generalmente abundantes, en densidad y biomasa y bien distribuidos. En ocasiones se les asocia con aspectos de perturbación ambiental dado que algunas de sus especies han sido registradas como bioindicadoras; de hecho es quizá, después de los poliquetos, el grupo más resistente. La importancia de este grupo involucra aspectos que van desde el punto de vista filogenético, ecológico, medicinal, artístico y hasta el económico, ya que representa un importante potencial pesquero en el Golfo de México (García-Cubas, 1991). Especies Dominantes y Abundancia Dentro de la Clase Bivalva, las especies dominantes son Corbula barrattiana, Varicorbula operculata, Nuculana concentrica, Abra aequalis, Chione (Ch.) intapurpurea y Chione (Lirophora) latilirata. Especies típicas de ambientes netamente marinos son Chione (Chione) intapurpurea, Ch. (Lirophora) latilirata y




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Mercenaria campechiensis. Dentro de la Clase Gasteropoda las especies dominantes son: Marginella lavalleeana, Natica pusilla, Olivella dealbata, O. (Niteoliva) minuta, Strombus alatus, Dentalium rebeccaense. Cabe destacar que Melanella jamaicensis tiene cierta influencia dulceacuícola. En el caso de los moluscos escafópodos, la especie Dentalium rebeccaense presenta la mayor abundancia y se presenta en el período de secas. Cnidarios Únicamente se han registrado dos especies con abundancia poco significativa, la primera es para las temporadas de “Nortes-Secas” y la segunda para “Nortes-Lluvias”, la Tabla IV.2.2-15 nos muestra las especies en abundancia.

Tabla IV.2.2.4-4 Cnidarios Phylum: Cnidaria Clase: Anthozoa Familia Nombre Científico

Estacionalidad Abundancia

Kophobelemon tenue Nortes y Secas Baja Polycladidae Renilla reniformis Nortes y LLuvias Baja Fuente: González-Macías, 1997.

Equinodermos Existen 5 especies de equinodermos registrados, de las cuales Luidia clathrata es la especie dominante y se presenta en las tres temporadas climáticas. La Tabla IV.2.2-16 nos muestra las especies de los equinodermos.

Tabla IV.2.2.4-5 Equinodermos

Phylum: Echinodermata Clase: Asteroidea Familia Nombre Científico

Estacionalidad Abundancia

Astropecten duplicatus Secas, Nortes y Lluvias Media Luidia clathrata Secas, LLuvias y Nortes Alta Astropectinidae

Tethyaster grandis Secas, Lluvias y Nortes Baja Brissidae Brissopsis alongata elongata Secas y lluvias Baja Mellitidae Encope michelini Secas Baja

Fuente: Vázquez-Bader, 1996.

Nemátodos En el meiobentos, los nemátodos son casi siempre el grupo más importante en abundancia, pues representan el 80,0% de la fauna, se les encuentra desde la zona intermareal hasta las profundidades abisales (Jesús-Navarrete, 1993).




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Existen 107 registros para este grupo, la mayoría son al nivel taxonómico de género y todos en la temporada de “Nortes”, en los cuales los más abundantes y dominantes son: Cheironchus, Chromadorella, Dorylaimopsis, Elzalia, Halaimus longicaudatus, Halaimus gracilis, Halaimus isaishikovi, Microlaimidae paracomesoma, Ptycholaimellus, Sabatieria, Spirina, Steneridorea, Terschellingia, Terschellingia sp. A y Xylide (Jesús-Navarrete, 1989). Reptiles En la Bahía de Campeche se reportan cinco especies de tortugas marinas, las cuales utilizan el área como una zona de tránsito para llegar a las playas de anidación y hacia Cayo Arcas, especies son: Tortuga de Carey (Eretmochelys imbricata), Tortuga Laúd (Dermochelys coriacea), Tortuga Blanca (Dermatemys mawii), Tortuga Lora (Lepidochelys kempii) y la Tortuga Cahuama (Caretta caretta), esta última considerada como endémica para el Golfo de México. Las tortugas marinas por sus hábitos reproductivos y alimenticios son especies muy sensibles a cambios en el ambiente y a la explotación excesiva. Mamíferos Marinos Los mamíferos sólo se presentan migratoriamente en la zona de estudio, ya que se distribuyen a lo largo de la Bahía de Campeche. Los más comunes en la zona son los delfines tursiones, destacando la especie Tursiops truncatus y con menor abundancia Stenella plagiodon y Delphinus spp., además de contar con algunos avistamientos de las ballenas Balaenoptera edeni y Megaptera novaengliae. Especies en estado de conservación según la NOM-059-SEMARNAT-2001 De acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2001, que determina las especies y subespecies de flora y fauna silvestre, terrestre y acuática en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial; en el área marina, las especies de reptiles que se encuentran en la categoría de peligro de extinción son las tortugas de las familias Cheloniidae y Dermatemydidae, las tortugas marinas blancas (Chelolia mydas), tortuga lora (Lepidochelys kempi) y tortuga carey (Eretmochelys Imbricata); en el caso de los mamíferos marinos se encuentran reportadas los delfines Tursiops truncatus, Stenella plagiodon y Delphinus spp., así como avistamientos de las ballenas Balaenoptera edeni y Megaptera novaengliae, es importante mencionar que dichas especies utilizan el área como rutas de paso hacia sus áreas de anidación, o reproducción en el Golfo de México. Presencia de Especies en Riesgo o en Veda Para el Golfo de México se reportan muchas especies acuáticas de importancia comercial y ecológica en la categoría de riesgo, debido principalmente a la sobreexplotación; pero no existen muchas especies establecidas dentro de un periodo de veda. Los periodos de veda son establecidos con la finalidad de que las especies en riesgo recuperen la estabilidad de sus poblaciones, lo anterior, después de realizar una extensa investigación sobre la biología de la especie. Para el área en donde se instalarán los Oleogasoductos y las Plataformas, el camarón siete




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barbas presenta un periodo de veda que tiene una duración de 6 meses por año (del 1ro. de Mayo al 30 de Septiembre), de acuerdo a los datos reportados el Diario Oficial de la Federación.

Especies de Interés Cinegético Actualmente en el área donde se instalará la Plataforma se pueden llevar a cabo actividades de pesca deportiva de pargo y peto.

Especies de valor científico, comercial, estético, cultural y para autoconsumo En la Tabla IV.2.2.4-6 se encuentra la lista de especies con valor comercial para el Estado de Tabasco de acuerdo con el Atlas de Pesca, 2002. Se muestra el comportamiento histórico de producción pesquera de 1992 al 2002.

Tabla IV.2.2.4-6 Listado de Especies Marinas de Interés Comercial Especie 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Bandera 3 394 3 333 3 288 3 771 3 721 4 242 4 475 3 545 3 583 3 811 3 545 Camarón 164 171 305 374 743 618 649 455 404 308 364 Caracol 39 78 57 30 13 18 20 7 17 20 3 Carpa 76 168 108 175 149 686 897 776 1 075 1 559 1 409

Guachinango 1 011 727 717 843 633 781 639 654 774 891 1 055 Jaiba 1 528 979 1 102 1 215 1 063 1 576 1 510 1 301 1 208 1 329 1 505 Jurel 261 144 231 403 585 1 473 1 601 749 1 100 1 278 1 355

Langostino 779 806 474 1 225 1 392 624 793 1 415 1 325 931 979 Lisa 481 445 314 395 411 525 549 367 557 725 577

Mojarra 3 938 4 071 6 638 6 718 13 677 15 813 9 860 9 870 11 675 12 748 7 290 Ostión 11 399 6 467 9 916 11 501 12 645 18 937 15 332 20 726 24 823 22 123 20 814 Pargo 305 152 165 200 189 102 92 207 121 154 236 Peto 575 627 594 602 1 104 1 177 949 910 1 272 1 219 1 973

Robalo 939 645 591 599 834 1 073 992 1 154 1 406 1 869 2 128 Sierra 2 016 1 215 1 611 1 485 2 150 1 537 1 397 1 575 816 850 1 095

Tiburón y cazón 1 160 896 927 774 843 479 557 607 571 504 445

Túnidos 170 143 187 169 218 256 237 629 753 629 523 Otras 10 256 9 619 9 867 7 664 7 539 10 034 11 267 11 132 12 904 10 153 8 803 Total 46 688 37 432 45 159 45 254 47 909 59 951 51 816 56 079 64 384 61 101 54 100

Fuente: Atlas de Pesca, 2002.

Formaciones Coralinas En el área donde se pretende llevar a cabo el proyecto no existen formaciones coralinas.




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IV.2.3. ASPECTO SOCIOECONÓMICOS • Región económica. Los municipios que integran el estado de Tabasco, se encuentran en el Área Geográfica C, de acuerdo a la clasificación Nacional de Salarios Mínimos.

• Distribución de los núcleos de población y habitantes por núcleo de población. De acuerdo al ultimo censo de población y vivienda del INEGI 2000, los principales núcleos de población en el área, en un radio aproximado de 10 km son: Francisco I. Madero, Felipe Carrillo Puerto Norte (Carrillito), Felipe Carrillo Puerto (Centro), Felipe Carrillo Puerto Sur (Carrillo), San Román, El Faisán, El Privilegio (Buenavista) y El Coco. El número de habitantes es de 4 322 habitantes junto con los pequeños núcleos de población después mencionados, esto representa el 4.9% del total de habitantes para el municipio de Centla y el 0.22% del total de habitantes para el estado de Tabasco. Las mujeres representan una mínima parte con respecto a los hombres aunque en porcentaje representan el 50% cada una.

Tabla IV.2.3-1 Número de habitantes en las principales comunidades.

Comunidades Ubicación NO. de habitantes Hombres Mujeres

Francisco I. Madero Suroeste 1721 867 854 Felipe Carrillo Puerto Norte Sur 408 203 205 Felipe C. Puerto (Centro) Sur 862 430 432 Felipe C. Puerto Sur (Carrillon) Sureste 858 418 440 San Román Noreste 249 131 118 El Faisán Noreste 180 86 94 El Coco Noreste 18 12 6 El Privilegio (Buenavista) Noroeste 8 - -

Total 4304 2147 2149 Fuente: INEGI 2000.

Otros núcleos de población menos importantes por el número de habitantes que en ellos se encuentran ya que son ranchos en el área de estudio son los siguientes: Sacramento, el Palmar (Buenavista), Santander (Mal Paso), Gran Chaparral, Faisán y Los Pericos, estas comunidades juntas agrupan un total de 18 habitantes. • Tipo de centro de población. Las comunidades o núcleos de población cercanos al area de estudio son de tipo rural, dedicándose a actividades del sector primario: agricultura, ganadería y pesca. • Índice de pobreza.




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Según los datos obtenidos por el Consejo Nacional de Población (CONAPO, 1995, el grado de marginalidad se determina de acuerdo al tamaño de la población: (menos de 2 499 habitantes muy alta y alta, de 2 500 a 14 999 media y de 15 000 a más habitantes baja y muy baja) y el índice de marginalidad se obtiene en base a 4 dimensiones (educación, vivienda, localización e ingreso monetario), las cuales se basan en indicadores: (población analfabeta y sin primaria completa), vivienda: (sin drenaje ni excusado, sin energía eléctrica, sin agua entubada, con hacinamiento, con piso de tierra), localización: (viven en localidades menores de 5 000 habitantes) y el ingreso monetario (ganan menos de 2 salarios mínimos), es en base a estos indicadores que el CONAPO obtiene los grados de índice de marginalidad. Como se puede observar, las comunidades que se encuentran dentro y circundantes al área de estudio comprenden las clasificadas como de alta marginación.

• Equipamiento: Ubicación y capacidad de servicios para el manejo y disposición final de residuos, fuentes de abastecimiento de agua, energía.

Favor de ir al capitulo II donde se trata acerca de los residuos.

• Reservas territoriales para desarrollo urbano. El área y en general las comunidades que se encuentran cercanas y circundantes, no se encuentran dentro de ningun ordenamiento territorial. ASPECTOS SOCIALES MÍNIMOS. Demografía.

• Número de habitantes por núcleo de población identificados. El número aproximado de habitantes en los núcleos de población, suma un total de 4 322 habitantes, las comunidades con mayor número de habitantes son Francisco I. Madero, Felipe Carrillo Puerto Centro y Sur, estas son poblaciones mayores de 800 a 1 000 habitantes.

Tabla IV.2.3-2 Número de habitantes en las principales comunidades

Comunidades NO. de habitantes Hombres Mujeres

Francisco I. Madero 1721 867 854




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Felipe Carrillo Puerto Norte 408 203 205

Felipe C. Puerto (Centro) 862 430 432

Felipe C. Puerto Sur (Carrillon) 858 418 440

San Román 249 131 118

El Faisán 180 86 94

Tabla IV.2.3-2 Número de habitantes en las principales comunidades

Comunidades NO. de habitantes Hombres Mujeres

El Coco 18 12 6

El Privilegio (Buenavista) 8 - -

Los Pericos 5 - -

Gran Chaparral y Faisán 5 - -

Santander (Mal Paso) 4 - -

El Palmar (Buenavista) 3 - -

Sacramento 1 - -

Total 4322 2147 2149

Fuente: INEGI 2000. Indicadores del XII Censo General de Población y Vivienda 2000, Disco Compacto.

• Tasa de crecimiento de la población. El promedio de la tasa de crecimiento del año 1990 al 2005 es de 1.69 hab.

Tabla IV.2.3-3 Tasa de crecimiento poblacional para Tabasco de 1993 al 2005.

AÑO TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL EN EL ESTADO DE

TABASCO

1993 2.17 1994 2.06 1995 1.92 1996 1.77 1997 1.64 1998 1.55 1999 1.45 2000 1.35 2001 1.31




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2002 1.26 2003 1.22 2004 1.18 2005 1.15

1990-2005 Promedio = 1.6925 Para el municipio de Centla se tiene una tasa de crecimiento media anual intercenal por décadas estimada de los año 1950 al 2000, el promedio total en todos los años es de 2.416 de crecimiento.

Tabla IV.2.3-4 Tasa de crecimiento anual intercenal para el municipio de Centla.

Décadas del 1950 al 2000 Promedio

1950-60 1.9 1960-70 2.8 1970-80 2.2 1980-90 2.7 1990-95 1.8 1995-00 3.1

1950 -2000 Promedio = 2.416 Fuente: INEGI 2000, Cuaderno estadístico municipal, Centla.

• Procesos migratorios. En relación a la migración no se tienen datos específicos sobre las comunidades dentro del área y adyacentes, sin embargo, se reconoce que parte de la población joven y en edad de trabajar, a falta de salarios remunerables buscan la obtención de ingresos en ciudades como Centla y Villahermosa, en el estado de Tabasco y Ciudad del Carmen en el estado de Campeche. Como parte de las actividades de los proyectos, se estima que habrá un total de 12 a 24 trabajadores durante la etapa de preparación del sitio y 256 durante la construcción de las obras, de las cuales se pretende que el trabajo de mano de obra no especializada, pudiera ser ocupada por los habitantes de las localidades cercanas. Esto representaría el 6.47% de la población total que se ubica cerca de las áreas de los proyectos. Cabe mencionar que estas etapas tendrán una duración de dos años aproximadamente. Sin embargo en el caso de las etapas de operación y mantenimiento, debido a que se requiere poco personal pero especializado, el cual provendrá básicamente del sindicato de PEMEX o personal de confianza, durante el lapso de la vida útil de los proyectos.

Tipos de Organizaciones Sociales predominantes.

• Sensibilidad social existente ante los aspectos ambientales.




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Por ser un área cercana a la Reserva de la Biosfera Pantanos de Centla, Reserva de carácter federal, existe el intéres de instituciones como Espacios Naturales y Desarrollo Sustentable (ENDESU, A. C.), Ecología para la Conservación y el Desarrollo de Trópico (Ecodet, A.C.), Santo Tomas, Fondo Mexicano para la Conservación de la Naturaleza (FMCN, A. C.), PRONATURA, A. C., (Península de Yucatán), por realizar acciones de diagnóstico, conocimiento y valores de los recursos existentes en la zona, además de grupos locales como el de San Román (Sociedad Cooperativa de Servicios Turisticos Parador Turístico San Roman, S. C. de R. L. de C. V. de la Colonia San Román)., en donde se pone énfasis en el desarrollo de actividades ecoturísticas, en la región. En cuanto a actividades de investigación se han realizado diagnósticos ambientales principalmente por la Universidad Juárez Autónoma de Tabasco (UJAT), Instituto de Ecología, A. C. (INECOL), Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), Instituto Politécnico Nacional, con la finalidad de conocer la potencialidad de los recursos existentes. Vivienda.

• Oferta y Demanda en el área y cobertura de servicios. El total de viviendas habitadas en las comunidades, asciende a 911, las localidades con mayor número de viviendas habitadas son las de Felipe Carrillo Puerto, Francisco I. Madero, Felipe C. Puerto Centro y Sur, que en conjunto suman un total de 814 viviendas habitadas. El número de viviendas habitadas con piso de material diferente de tierra supera a las de viviendas con techos de material de desecho y lámina de cartón y a las viviendas con paredes de material de lámina de cartón con un número aproximado de (799), casi la mitad es decir el 50% contra un 17% y 33% de las otras dos mencionadas. En el tabla 28 se resumen las características de las viviendas habitadas por los habitantes de los principales núcleos de población.

Tabla IV.2.3-5 Características de las viviendas en los principales núcleos de población.

VIVIENDAS / Comunidades

VIVIENDAS habitadas

VIVIENDAS CON PAREDES DE MATERIAL Y LAMINA DE

CARTON

VIVIENDAS CON TECHOS DE

MATERIAL DE SECHO Y LAMINA

DE CARTON

VIVIENDAS HABITADAS CON

PISO DE MATERIAL

DIFERENTE DE TIERRA

Francisco I. Madero 328 7 11 321

Felipe Carrillo Puerto Norte 102 9 1 91

Felipe C. Puerto (Centro) 199 4 7 186

Felipe C. Puerto Sur (Carrillon) 185 7 19 152

San Román 51 5 1 31

Tabla IV.2.3-5 Características de las viviendas en los principales núcleos de población

VIVIENDAS CON PAREDES DE

VIVIENDAS CON TECHOS DE

VIVIENDAS HABITADAS CON




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VIVIENDAS / Comunidades VIVIENDAS habitadas

MATERIAL Y LAMINA DE

CARTON

MATERIAL DE SECHO Y LAMINA

DE CARTON

PISO DE MATERIAL

DIFERENTE DE TIERRA

El Faisán 36 2 5 14

El Coco 4 0 0 4

El Privilegio (Buenavista) 1 0 0 0

Los Pericos 1 0 0 0

Gran Chaparral y Faisán 1 0 0 0

Santander (Mal Paso) 1 0 0 0

El Palmar (Buenavista) 1 0 0 0

Sacramento 1 0 0 0

Total 911 34 44 799

Fuente: INEGI 2000.

En general todas las viviendas de las comunidades mencionadas cuentan con el servicio básico de agua entubada, drenaje y energía eléctrica a excepción de la comunidad de San Román que carece del servicio de agua entubada. Tabla IV.2.3-6 Viviendas con los servicios básicos de agua entubada, drenaje y energía eléctrica.

VIVIENDAS / Comunidades Viviendas habitadas con agua entubada

Vviviendas habitadas con

drenaje

Viviendas habitadas con

energía electrica Francisco I. Madero 186 224 358


Felipe C. Puerto (Centro) 2 144 166

Felipe C. Puerto Sur (Carrillon) 14 174 185

San Román 0 31 43

El Faisán 29 18 31

El Coco 1 4 4

Fuente: INEGI 2000.

Urbanización.




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• Vías y medios de comunicación y asentamientos humanos irregulares (Complementar con lo observado en campo).

La principal vía de acceso hacia la obra la constituyen la carretera Federal 180 Villahermosa-Frontera, en la cual a la altura del km 170 se encuentra con un entroque que lleva al poblado Carrilllo Puerto Norte (carretera pavimentada) la cual a su vez lleva a caminos que se encuentran en el interior de la Rancheria del mismo nombre y áreas ejidales, estos ultimos son caminos de terracerías que en el área forman redes de caminos que llevan a diferentes areas de pozos de PEMEX. El poblado más cercano a la obra es la R/a. Carrillo Norte ubicado al Sur y en general los asentamientos humanos se localizan dentro de esta zona. En el caso particular de las propiedades que se encuentran dentro del área, estas cuentan con sus caminos de terracería los cuales son transitados por los pobladores del área. Otros asentamientos humanos (Francisco I Madero, Carrillo Puerto Centro y Sur) se encuentran sobre la carretera Federal 180 y en el caso de la Colonia San Roman se encuentra hacia el este y comparte características de caminos como las señaladas. Salud y Seguridad Social.

• Sistema y cobertura de la seguridad social. La población sin servicios de salud supera por mucho a la población derechohabiente con un total en la primera de 3 192 y 1 029 de la segunda. Las dos instituciones que dan servicio son el IMSS y el ISSSTE. La población mayor de derechohabientes se encuentra en el Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS) con 561, mientras que en el Instituto de Seguridad Social al Servicio de los Trabajadores de la Educación (ISSSTE) presenta 148.

Tabla IV.2.3-7 Comunidad y número de personas que cuentan con servicios de salud en el área de estudio.

Salud y seg. soc / Comunidades

Población si servicios de salud

Población derechohabiente

Población derecho

habiente al IMSS

població derecho

ahbiente al ISSSTE

Francisco I. Madero 1218 439 275 81

Felipe Carrillo Puerto Norte

271 136 84 9

Felipe C. Puerto (Centro) 597 261 113 46

Felipe C. Puerto Sur (Carrillon)

691 165 70 10

San Román 228 19 10 2

El Faisán 176 2 2 0

El Coco 11 7 7 0

Educación.




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• Población de 6 a 14 años que asiste a la escuela; promedio de escolaridad, población con el mínimo educativo; índice de analfabetismo.

La comunidad de San Román tiene el mayor porcentaje de la población joven de entre 6-14 años que asiste a la escuela con 20.48 %, en tanto que Francisco I. Madero y Felipe Carrillo Puerto Centro son las comunidades con el porcentaje mayor de la población joven que asiste a la escuela con 19.81 % y 19.95 % respectivamente. Los promedios de escolaridad más alta se encuentran en las comunidades de Francisco I. Madero, Felipe Carrillo Puerto Centro y Felipe Carrillo Puerto Sur, con 6.71, 6.97 y 6.56 respectivamente.

Tabla IV.2.3-8 Educación promedio en las comunidades aledañas al área de estudio. POB. DE 6-14

QUE ASISTE A LA ESCUELA

POB. C/MÍN. EDUCAT. (POB. CON 15 AÑOS Y

MÁS C/PRIM. INCOMPLETA)

ANALFABETISMO (POBLACIÓN 15

AÑOS Y MÁS ANALFABETA) LOCALIDAD

POBLACIÓN TOTAL

No.

%

PROMEDIO ESCOLAR

No.

%

No.

%

Francisco I. Madero 1721 341 19.81 6.71 291 16.90 71 4.12

Felipe Carrillo Puerto Norte

408 74 18.13 6.26 80 19.60 27 6.61

Felipe Carrillo Puerto Centro

862 172 19.95 6.97 135 15.66 50 5.8

Felipe Carrillo Puerto Sur

858 152 17.71 6.56 140 16.31 44 5.12

San Román 249 51 20.48 4.83 51 20.48 22 8.83

El Faisán 180 45 25 4.30 37 20.55 14 7.77

El Coco 18 3 16.66 6.33 5 27.77 0 0.00

Fuente: INEGI 2000. Aspectos Culturales y Estéticos.

• Presencia de grupos étnicos y religiosos. Se cuenta con una población indígena de 4 556 habitantes, de los cuales 4 479 hablan lengua chontal de Tabasco; el resto lo componen otros grupos étnicos.

Tabla IV.2.3-9 Presencia de lenguas indígenas.




IV - 70

LOCALIDADES POBLACIÓN DE 5 AÑOS Y MÁS QUE HABLA LENGUA

INDÍGENA

POBLACIÓN DE 5 AÑOS Y MÁS QUE HABLA LENGUA

INDÍGENA Y NO HABLA ESPAÑOL

POBLACIÓN DE 5 AÑOS Y MÁS QUE HABLA LENGUA

INDÍGENA Y HABLA ESPAÑOL

Felipe Carrillo Puerto Centro 9 0 8

Felipe Carrillo Puerto Sur 1 0 1


San Román

El Faisán (Los Pericos) 1 0 1


Fuente: INEGI 2000.

En el aspecto religioso, hay un total de 69 775 habitantes, de ella el 71.8% es católica, el 18.3% evangélica y un 8.0% no profesa ninguna religión.

Tabla IV.2.3-10 Presencia de la población religiosa.

LOCALIDADES POBLACIÓN DE 5 AÑOS Y MÁS

CATÓLICA

POBLACIÓN DE 5 AÑOS Y MÁS CON ALGUNA RELIGIÓN

NO CATÓLICA

POBLACIÓN DE 5 AÑOS Y MÁS NO CATÓLICA (INCLUYE

SIN RELIGIÓN)

Felipe Carrillo Puerto Centro 415 251 344

Felipe Carrillo Puerto Sur 466 219 276


San Román 192 13 21

El Faisán (Los Pericos) 128 10 16


Fuente: INEGI 2000. Indicadores del XII Censo General de Población y Vivienda 2000, Disco Compacto. • Actividades culturales




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Las tradiciones y costumbres desarrolladas por la población en las comunidades, son tradiciones de antaño. La organización familiar es monógama, patrilineal, exogámica; la mujer tiene una posición de importancia y la residencia es patrilocal. La cohesión es más importante, así como la conservación del patrimonio cultural en el seno de la familia. La educación informal gira alrededor de la enseñanza para el trabajo tradicional en primer lugar –pesca y agricultura- la cual se inicia a edad muy temprana en los niños. Gira en segundo lugar alrededor de la responsabilidad para con la familia y el sentimiento de cohesión entre parientes y familiares. El modo de vida de los chontales de la región representa una de las características económicas de las zonas bajas de Tabasco, en donde existen diferentes estilos de vida; actualmente se encuentra en decadencia. Sobre estos rasgos se puede observar cruzamientos que rodean este estilo de vida. -Pequeña agricultura en los islotes con fertilización por el limo de las inundaciones anuales-

- Explotación limitada del manglar para obtener madera para construcción y material para la elaboración de carbón.

- Cacería mínima, y recolección limitada. - Pequeña artesanía, que incluye la elaboración de cintas para la confección de sombreros y alfarería

casera. - Posesión de pequeñas plantaciones de coco para la obtención de copra a baja escala, antaño esta

actividad era una de las más productivas practicada por los habitantes de las comunidades. - Cultivo del huerto familiar e incluso para la obtención de Cyperus giganteus, para la confección de petates.

Las actividades tradicionales de antaño practicadas por los habitantes, como la agricultura, pesca, actividades artesanales entre otras, han ido menguando debido a las actividades de infraestructura industrial desarrolladas para la explotación de los yacimientos del subsuelo, principalmente el petróleo. La principal artesanía chontal en el pasado fue la construcción de cayucos o canoas, lo que era normal dado el medio lagunar y fluvial en que se han desarrollado estos pueblos. La cultura, el deporte y la recreación son actividades muy poco llevadas a cabo; el turismo tiene relevancia con la puesta en marcha de proyectos ecoturísticos sustentables llevados a cabo en la zona, específicamente en la Colonia San Román (Parador turístico, San Román) que tienen como objetivo el esparcimiento de la población en una zona de excepcional belleza paisajística (ECODET, A. C, 2004), así también son las únicas dos comunidades de Canta Rana (Playa Azul) y Playa Azul donde se realizan activiades turísticas.

• Valor del paisaje. Por las proximidades del área de estudio con las costas del Golfo de México esta zona es de mucho valor paisajístico y escénico, en esta parte específicamente al norte podemos encontrar playas atractivas como Playa Miramar, lugar importante para el turismo local en temporadas más calurosas del año; al este se encuentra el río Grijalva y el arroyo el Coco, estos cuerpos de agua constituyen lugares importantes para actividades de recreación, ya que se pueden hacer recorridos en lanchas, para admirar la vegetación de manglar asentada en las márgenes del río Grijalva, próximas a la desembocadura con el Golfo de México,




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en la barra de Frontera. En la parte sureste se ubica la laguna el Coco que se origina por la influencia del delta del río Grijalva, se comunica con el río Grijalva a través del arroyo el Coco, el interior de sus aguas es navegable, alrededor se encuentra vegetación de manglar e hidrófitas enraizadas.

• Aspectos económicos. El sector primario es donde se ocupa la mayoría de la Población Económicamente Activa, con un total de 427 habitantes, en el sector secundario se encuentra la menor parte de la población activa con 227 habitantes, la actividad terciaria es la segunda actividad más importante desarrollada en estas comunidades con un total de 512 habitantes. Las comunidades de Francisco I. Madero, Felipe Carrillo Puerto Norte, Felipe Carrillo Puerto Centro y Felipe Carrillo Puerto Sur son las comunidades donde se concentra la mayor parte de la población económicamente activa (PEA) con un 89.65 % del total de la PEA, en las comunidades restantes se concentra el 10.34 % de la PEA, no obstante la población económicamente inactiva (PEI) es inferior en estas comunidades en comparación a la PEA con aproximadamente un 93.01 % es decir 1 638 habitantes no realizan ninguna actividad.

Tabla IV.2.3-11 Ocupación económica de las principales comunidades.

OCUPACION /

COMUNIDADES

PEA

PEI

Pob. ocup. en el sector 1RIO



Francisco I. Madero 468 784 135 111 199

Felipe C. Puerto Norte (Carrillito)

128 117 41 22 59

Felipe C. Puerto Centro 257 369 65 55 122

Felipe C. Puerto Sur (Carrillón)

248 368 82 36 116

San Román 74 93 56 2 12

El Faisán 47 57 44 1 2

El Coco 6 8 4 0 2

Total 1228 1796 427 227 512

Fuente: INEGI 2000.




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IV.2.4. DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA Y FUNCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL.

En una escala regional amplia, el sistema ambiental está caracterizado por su relación con el Delta del Grijalva-Usumacinta y tener su origen en la acumulación de sedimentos fluviales aportados por los ríos Grijalva, Usumacinta y San Pedro y San Pablo. En general el área constituye una amplia planicie que se asienta sobre una plataforma de rocas calizas de origen marino y continental, que muestra una subsidencia muy lenta (Contreras, 1959 citado en Cámara, 1999), con un relieve casi plano en el cual los procesos pedogénicos de los suelos están relacionados con el régimen de aguas superficiales, el material parental (sedimentos aluviales) y las características del manto freático (Cámara, 1999). Consecuentemente con lo anterior, es lógico pensar que se trata de un área donde el elemento que rige gran parte de los procesos lo constituye el régimen hidrológico y que los componentes del paisaje están dispuestos en mayor o menor presencia al agua, así como las alteraciones del flujo que ha provocado la generación de barreras de escurrimiento natural, particularmente las carreteras y caminos. En el caso de la vegetación, su distribución en el área de estudio está determinada mayormente por el manejo que se ha dado a los terrenos más altos con fines ganaderos y agropecuarios. Encontrándose grandes extensiones de pastizales y áreas de cultivo que se utilizan cíclicamente para la siembra de maíz, yuca y coco, empleando la tecnología tradicional de roza-tumba y quema, con periodos de descanso cortos en los cuales hay una recuperación temporal de la vegetación. El ambiente primario de mayor relevancia lo constituye el manglar que fue descrito en el apartado de vegetación y que presenta una estructura predominantemente arbórea pero con un alto grado de alteración indicado por la presencia de pastos en estrato bajo y amplios claros dentro de la masa forestal. El complejo faunístico es compartido con el área denominada Pantanos de Centla que es uno de los humedales más importantes de Mesoamérica, sin embargo el área de estudio es mucho más pobre en diversidad biológica en gran parte debido al alto nivel de antropización y la presencia de procesos de transformación del hábitat (natural o inducido).

IV.2-5 ANÁLISIS DE LOS COMPONENTES, RECURSOS O ÁREAS RELEVANTES Y/O CRÍTICAS Debido a la importancia de tener mayor conocimiento de la zona se han realizado diversos estudios marinos generales principalmente de geomorfología, geofísica, física, química, así como estudios prospectivos y cuantitativos en las comunidades biológicas existentes en la zona. Estos estudios en conjunto han contribuido a la detección de: yacimientos de recursos petroleros, zonas de productividad pesquera y al conocimiento científico de la zona marina del Golfo de México. Dentro del área de influencia del proyecto en su tramo terrestre delimitado por el derecho de vía no se encuentran ecosistemas frágiles y/o críticos, que pudiesen ser alterados o modificados por la presente obra.




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IV.3 DIAGNÓSTICO AMBIENTAL REGIONAL El ecosistema terrestre se encuentra perturbado debido a que la vegetación presente en el área del proyecto es de tipo secundario puesto que la vegetación original ha sido desplazada por pastos y herbaceas, arbustos, arboles de pimienta y palmeras. En cuanto a la fauna esta también ha sufrido modificaciones con respecto a la original ya que esta ha sido desplazada por las actividades antropogénicas.; por lo que en la zona solo hay pequeños mamíferos y aves. En el Anexo H, se presenta la la Carta Estatal de Climas, Edafológica, Geológica, Hidrología Superficial y Subterránea, Posibilidad de Uso Agrícola, Posibilidad de Uso Forestal, Uso Pecuario, Vegetación y Uso Actual; donde se observa una sobreposición del trazo de los Oleogasoductos en su tramo terrestre.

En el ecosistema marino de acuerdo con los datos disponibles en cuanto a la calidad fisicoquímica del agua y del sedimento, así como de las comunidades de fauna marina, las variaciones observadas no se han podido asociar a las actividades desarrolladas por una industria en particular, dado que el mar es un sistema dinámico muy complejo el cual se encuentra influenciado por un sin numero de factores ambientales tanto naturales como de la propia actividad del hombre, entre las que destacan en las últimas décadas los procesos de urbanización, el sector turístico y la extracción de hidrocarburos en la zona marina, poniendo en una situación de tensión a ambientes de importancia ecológica de la región. Para caracterizar el sistema en su Tramo Marino se utilizó información de la Secretaría de Marina donde se presentarón las condiciones existentes de temperatura, oxígeno disuelto y nutrientes (nitritos y nitratos), entre otras; para la zona del proyecto dicha información se encuentra descrita en el apartado de caracterización fisica y quimica de las masas de agua descrito anteriormente en este capítulo.

IV.4 IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS DE LOS PROCESOS DE CAMBIO EN EL SISTEMA AMBIENTAL

REGIONAL

La valoración de los impactos en el ambiente que se puedan producir en la realización del proyecto, dependerá de la adecuada identificación de los cambios potenciales en el entorno, dicha información establece las posibles consecuencias de las actividades inherentes del proyecto sobre los componentes ambientales de la región. Por lo tanto, se determinarán los rangos distintivos del ambiente que puedan ser afectados, así como la valoración del grado de magnitud del impacto ambiental. Cabe señalar que los impactos generados a los componentes ambientales, no implicarán una modificación en la calidad de vida de la localidad cercana al área del proyecto, ni tampoco un cambio en el equipamiento, infraestructura y servicios de dicha localidad, ya que las obras consisten en transportar la producción obtenida de los pozos y manejada en las Plataformas para enviada a cabezal de recolección Tizon 1 y Cabezal de Recolección Crater 1.




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Cabe mencionar que el desarrollo de actividades realizadas en zonas marinas y terrestres, cuenta con personal de PEMEX y de empresas privadas que prestan sus servicios especializados, por lo que no se requiere de la contratación de nuevo personal, evitando así, la migración hacia cualquier localidad cercana al área de trabajo; ya que gran parte del personal radica dentro de los centros urbanos de PEMEX y el resto es trasladado desde su lugar de origen a los puertos de embarque, por lo anterior no se contempla un incremento en la población local. IV.5 CONSTRUCCIÓN DE ESCENARIOS FUTUROS Como se ha venido mencionando anteriormente, la dinámica del sistema marino es muy compleja y por lo tanto es difícil de predecir escenarios futuros a corto, mediano y a largo plazo debido a que existen un sin numero de factores naturales y antropogénicos, que en conjunto cambian las características del ambiente costero y el oceánico. En función del análisis de la información sobre el área, no se ha detectado una tendencia clara en cuento a la variación de los componentes ambientales. Por lo que a corto y mediano plazo se esperaría que el sistema permaneciera con las mismas características para ambas zonas (marina y terrestre). La estimación de las afectaciones a largo plazo, deberá contemplar un análisis integral y continúo de las actividades que se llevan a cabo en la zona marina y terrestre, debido a que la información con la que se cuenta se encuentra enfocada sólo a unas zonas en específico y en una escala de tiempo relativamente corto.



MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL V-1

CAPÍTULO V

IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES ACUMULATIVOS Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL

En este capítulo se analizarán e identificarán los posibles impactos ambientales, que ocasionará el Proyecto Puerto Ceiba Marino, durante cada una de sus etapas. V.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS AFECTACIONES A LA ESTRUCTURA Y FUNCIONES DEL SISTEMA

AMBIENTAL REGIONAL

V.1.1 Construcción del Escenario Modificado por el Proyecto Para las obras del presente estudio, se establecerán las medidas necesarias para evitar o disminuir los probables efectos que pudieran ocasionarse en el desarrollo de cada una de las etapas. Por lo tanto, se efectuará una descripción del escenario ambiental actual y resultante después de la ejecución de las obras. Escenario Regional Actual El área marina donde se llevara a cabo la instalación de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A, Templete, Perforación de 24 Pozos y tendido de los Oleogasoductos cuenta con un ambiente típico marino. En la zona terrestre, donde llegarán dos oleogasoductos, desde las plataformas Tizón A a Cabezal de Recolección Tizón 1y Crater A a Cabezal de Recolección Crater 1.

Escenario Ambiental Resultante Una vez descrito el Sistema Ambiental Regional Actual se describe a continuación el Sistema Ambiental Resultante después de la introducción del proyecto, considerando la duración y magnitud del impacto. Aire Durante la etapa de preparación y construcción de las obras se emplearán embarcaciones, vehículos, maquinaría y equipo de combustión interna, las cuales emitirán gases hacia a la atmósfera que se dispersaran rápidamente dado el efecto de los vientos presentes en el área del proyecto. La fuente de emisión a la atmósfera que permanece durante la vida útil del proyecto es la emisión proveniente del quemador tipo BOOM que funcionará como sistema de seguridad durante el desfogue causado por las pruebas de producción de pozos, despresurización de equipos y cabezales, limpieza,




estimulación e inducción de pozos; es importante señalar que el quemador no funcionará de manera continua; otra fuente de emisiones a la atmósfera es la proveniente del equipo de perforación, ya que se considera la perforación de 24 pozos. Derivado de la utilización de la maquinaría, equipo y embarcaciones en la zona marina, así como de vehículos para la zona terrestre se generarán niveles de ruido que permanecerán en el área básicamente durante la etapa de construcción, siendo nulas durante la etapa de operación.

Sedimento marino El sedimento marino será removido durante la formación de la zanja para el tendido de los oleogasoductos; sin embargo, una vez enterrado el ducto, el sedimento se depositará nuevamente de manera natural en el lugar de donde fue extraído. Pasado el tiempo y por efecto de las corrientes marinas el sedimento recuperará sus condiciones originales.

Suelo terrestre Debido a la excavación de la zanja para el tendido de los oleogasoductos en sus tramos terrestres, se tendrá que remover el suelo; sin embargo, una vez alojado el ducto, con el mismo material extraído es cubierta la zanja recuperando sus condiciones originales. Descarga de aguas residuales Provenientes de las embarcaciones participantes en las diferentes etapas del proyecto; así como de la plataforma autoelevable y equipo de perforación fijo. Flora y fauna marina Se afectara durante la instalación del templete, subestructura, asentamiento de plataforma móvil y tendido de línea regular del ducto en su tramo marino y marítimo-terrestre, solo se verá afectada durante la etapa de preparación y construcción. Flora y fauna terrestre La flora y fauna se afectará durante las actividades de despalme del DDV durante la excavación de la zanja para instalar los oleogasoductos en su tramo terrestre. Medio socioeconómico Se verá beneficiado por las diversas actividades contempladas en el presente proyecto. Las diferentes obras contempladas para los Campo Tizón, Crater y Kilba Marinos; así como los equipos, estructuras y dispositivos han sido diseñados con las recomendaciones de calidad, seguridad y protección al ambiente, establecidos en los códigos y normas, debido a lo anterior, se espera que el escenario




ambiental actual no se modifique ni existan cambios relevantes en el ambiente por la realización del proyecto. El compromiso de PEP es la operación de sus instalaciones, sin afectar el entorno ambiental, inculcando una conciencia y responsabilidad a su personal y a las compañías contratistas, en materia de seguridad industrial y de protección ambiental.

V.1.2 Identificación y Descripción de las Fuentes de Cambio, Perturbaciones y Efectos Considerando la zona donde se realizará el proyecto, los componentes ambientales que pueden verse afectados por alguna de las acciones del proyecto son: Componentes Ambientales.

Aire Suelo Terrestre Sedimento Marino Agua Flora y fauna marina Flora y fauna terrestre Socioeconómico

La evaluación del presente proyecto se llevará a cabo en cuatro etapas que son:

Preparación Construcción Operación y Mantenimiento Abandono

A continuación se describen en forma general las Fuentes de Cambio (acciones del proyecto) que se realizarán en las diferentes etapas y que pueden causar algún impacto sobre los componentes ambientales. Fuentes de Cambio Zona Marina Etapa de Preparación y Construcción

Emisiones a la atmósfera proveniente de los equipos, maquinaría y motores de combustión interna utilizados durante la instalación de la subestructura, pilotaje y cimentación, superestructura, quemador BOOM, tendido de los oleogasoductos y la perforación de pozos.




Afectación al sedimento marino por la instalación del templete, subestructura, pilotaje y cimentación, corte de zanja y enterrado de tubería para los oleogasoductos en su tramos marino y marítimo-terrestre.

Descarga de aguas provenientes de las embarcaciones durante la instalación de la subestructura, así

como en la recepción de la broca en lecho marino durante la construcción de los oleogasoductos en sus tramos marítimo-terrestre y finalmente durante la perforación de pozos.

Desplazamiento temporal de la fauna (bentónica) debido a la instalación de templete, subestructura,

corte de zanja para los oleogasoductos en su tramo marino y marítimo-terrestre; así como en el asentamiento de la plataforma móvil sobre el lecho marino.

Etapa de Operación y Mantenimiento

Emisiones a la atmósfera por la operación del quemador BOOM.

Descarga de agua residual provenientes de las embarcaciones durante el mantenimiento de la subestructura y superestructura.

Etapa de Abandono

Emisiones a la atmósfera proveniente de maquinas, equipos y motores de combustión interna utilizados durante el desmantelamiento de la subestructura, superestructura, corte y taponamiento de los oleogasoductos en su tramo marino.

Afectación al sedimento marino durante la etapa de abandono ocasionado por el taponamiento de

pozos.

Descarga de aguas provenientes de embarcaciones durante el corte y taponamiento de los oleogasoductos en sus tramos marinos, así como en el taponamiento de pozos.

Desplazamiento de la fauna bentónica debido al desmantelamiento de la subestructura.

Zona Terrestre Etapa de Preparación y Construcción

Emisiones a la atmósfera proveniente de los equipos, maquinaría y motores de combustión interna utilizados durante la excavación y tapado de la zanja para alojar los oleogasoductos.

Afectación al suelo terrestre derivado de la excavación de la zanja.

Desplazamiento temporal de la fauna debido a la preparación del terreno.




Etapa de Operación y Mantenimiento Generación de residuos peligrosos durante provenientes de la corrida de diablos.

Etapa de Abandono

Emisiones a la atmósfera provenientes de vehículos debido al corte y taponamiento del ducto en su tramo terrestre.

V.1.3 Estimación cuantitativa de los cambios generados en el sistema ambiental regional Para la identificación de impactos se empleará el nivel de evaluación propuesta por Leopold “Matriz Modificada de Leopold”. La matriz utilizada pretende evitar el inconveniente de asignar valores numéricos, proponiendo un sistema de evaluación. Las matrices proporcionan un inventario y una exposición provenientes de los impactos que se darán como producto de la instalación de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A, Perforación de 24 Pozos y la instalación de los 6 Oleogasoductos en su tramo marino, de los cuales dos presentaran un tramo marino, marítimo-terrestre y terrestre para el manejo y conducción del hidrocarburo hacia el Cabezal de Recolección Tizón 1 y Cabezal de Recolección Crater 1. La matriz indica las interacciones potenciales entre las actividades de cada una de las etapas de las obras y el entorno, La Matriz de Identificación de impactos ambientales de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A se muestra en la Tabla V.3.1-2, la Matriz de Identificación de impactos ambientales Oleogasoducto se muestra en la Tabla V.3.1-3 y la Matriz de Identificación de impactos ambientales de la Perforación de once Pozos se muestra en la Tabla V.3.1-4. Para la Identificación de los Impactos se analizará cada etapa de ejecución del proyecto por separado, y en cada una de ellas todos los Componentes Ambientales y el efecto que cada Fuente de Cambio (actividades del proyecto) tendrá sobre los mismos. El cambio o Impacto de cada actividad sobre cada elemento ambiental se calificará con respecto a la naturaleza, magnitud, duración, reversibilidad, importancia y minimización. Cada uno de estos aspectos tiene diferentes niveles, los cuales tienen una codificación, y cuya definición nos habla de diferentes afectaciones en sentido positivo o negativo, en el tiempo y en el espacio. Analizando la interacción entre la actividad y el elemento ambiental se le puede asignar un nivel para cada uno de los aspectos listados arriba, lo que da la clasificación de dicho impacto. En el siguiente apartado se describe con mayor detalle los aspectos considerados en la calificación de los impactos.




V.2 TÉCNICAS PARA EVALUAR LOS IMPACTOS AMBIENTALES La valoración de impactos en el ambiente depende de una adecuada identificación de los cambios al entorno, por lo que es necesario conocer las actividades que se realizarán en cada una de las etapas del proyecto. La técnica determinada para la evaluación de este proyecto es la Matriz de Interacción Proyecto-Ambiente (Matriz Leopold).

V.2.1 Matriz de interacción Proyecto-Ambiente (Matriz Modificada de Leopold) El empleo de la matriz de interacción proyecto-ambiente, obedece fundamentalmente a la facilidad que se tiene para manejar las diferentes 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. 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. La técnica consiste en interrelacionar las acciones de la obra (columnas), con los diferentes factores ambientales (filas). Posteriormente, se describen cada una de las interacciones de acuerdo con los siguientes criterios:

Naturaleza del Impacto. Magnitud. Duración. Reversibilidad. Importancia. Minimización.

Los criterios de ponderación son los indicados por la Matriz de Leopold (Canter, 1998) y se describen a continuación:

Naturaleza del Impacto. Se analiza si la acción del proyecto deteriorará o mejorará las características del componente ambiental, esto es, si el impacto será:

Benéfico (+). Adverso (-).

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 y hasta un año después de que termine la actividad.

Prolongado: El efecto del impacto dura más tiempo que la actividad que lo genera (de uno a diez

años).

Permanente: El efecto del impacto permanece en el componente ambiental afectado por un tiempo mayor a diez años.

Reversibilidad: Se evalúa si la alteración causada por los impactos generados por la realización del proyecto 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.

En función de estos criterios los impactos se consideran:

Reversible: Cuando las condiciones del componente ambiental se restablecen al término de la acción.

Irreversible: Cuando el componente ambiental no recupera sus características originales. Magnitud: Extensión del impacto con respecto al área de influencia a través del tiempo, expresada en términos cuantitativos, se considera los siguientes aspectos:

Puntual: El efecto se presenta directamente en el sitio donde se ejecuta la acción y dentro del polígono que abarca la superficie total correspondiente al proyecto.

Local: El efecto se presenta fuera del área del proyecto y hasta 10 km.

Regional: El efecto se presenta a más de 10 km del sitio donde se ejecutará la acción y dentro del área

de influencia del proyecto.

Importancia: 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

Minimización del Impacto. Se consideraron los siguientes dos parámetros:




Mitigable: El impacto puede ser minimizado mediante la aplicación de medidas correctivas sobre las acciones necesarias para el desarrollo del proyecto.

No Mitigable: El impacto no puede ser minimizado mediante medidas correctivas.

Para manejar adecuadamente los diferentes criterios antes mencionados se construirá una matriz de interacción proyecto-ambiente de la siguiente manera:

En los renglones de la matriz se indican los componentes ambientales, los cuales se obtuvieron

aplicando la Técnica de Listado Simple.

En las columnas se colocan las acciones de la obra identificadas con la Técnica de Listado Simple. V.3 IMPACTOS AMBIENTALES GENERADOS V.3.1 Identificación de impactos A continuación se presenta un listado de las obras y actividades: A) Plataformas A.1) Actividades durante la etapa de preparación A.1.1) Inspección lecho marino A.2) Actividades durante la etapa de instalación A.2.1) Instalación Templete A.2.2) Instalación subestructura A.2.3) Pilotaje y cimentación A.2.4) Instalación superestructura A.2.5) Instalación quemador tipo BOOM A.3) Actividades durante la etapa de operación y mantenimiento A.3.1) Mantenimiento subestructura A.3.2) Mantenimiento superestructura A.3.3) Operación y Mantenimiento del quemador BOOM A.4) Actividades durante la etapa de abandono A.4.1) Desmantelamiento de subestructura A.4.2) Desmantelamiento de superestructura




A.4.3) Desmantelamiento equipos Auxiliares B) Instalación los Oleogasoductos B.1) Actividades durante la etapa de preparación B.1.1) Adecuación área para Equipo de Perforación Direccional en tramo terrestre B.1.2) Despalme DDV tramo terrestre B.2) Actividades durante la etapa de construcción B.2.1) Oleogasoducto tramo marino B.2.1.1) Tendido de tubería B.2.1.2) Corte de Zanja (excavación) y enterrado de tubería B.2.1.3) Alineado y soldado de tubería B.2.1.4) Instalación ducto ascendente B.2.1.5) Instalación curva de expansión B.2.1.6) Prueba hidrostática B.2.2) Oleogasoducto tramo marítimo-terrestre B.2.2.1) Perforación de hueco piloto en zona terrestre B.2.2.2) Recepción de broca en lecho marino e instalación de tubería B.2.2.3) Jalado de tubería B.2.2.4) Prueba hidrostática B.2.3) Oleogasoducto tramo terrestre B.2.3.1) Excavación de zanja B.2.3.2) Alineado de tubería B.2.3.3) Soldado y radiografiado de tubería B.2.3.4) Tendido de tubería B.2.3.5) Relleno de zanja B.2.3.6) Prueba hidrostática B.3) Actividades durante la etapa de operación y mantenimiento B.3.1) Transporte de la mezcla de gas y aceite B.3.2) Corrida de diablos B.3.3) Mantenimiento válvulas de seguridad, curva de expansión y ducto ascendente




B.4) Actividades durante la etapa de abandono B.4.1) Corrida de diablos B.4.2) Llenado de agua de mar B.4.3) Corte y taponamiento de ducto en el tramo marino y tramo terrestre C) Perforación de once pozos C.1) Actividades durante la etapa de preparación C.1.1) Asentamiento de plataforma móvil sobre lecho marino C.2) Actividades durante la etapa de construcción (perforación) C.2.1) Perforación mediante equipo autoelevable C.2.2) Perforación mediante equipo fijo C.3) Actividades durante la etapa de operación y mantenimiento C.3.1) Mantenimiento de pozos C.3.2) Mantenimiento equipo de perforación C.4) Actividades durante la etapa de abandono C.4.1) Taponamiento de pozos En la Tabla V.3.1-1 se desarrolla un Check List donde se observan si las obras y actividades del proyecto generan un impacto sobre los componentes ambientales.

Tabla V.3.1-1 Check List para Desarrollo de Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos.

Obras y Actividades del Proyecto A* NA** Actividades durante la etapa de preparación A.1 A.1.1 Inspección lecho marino X Actividades durante la etapa de instalación

A.2.1 Instalación Templete X

A.2.2 Instalación subestructura X

A.2.3 Pilotaje y cimentación X

A.2.4 Instalación superestructura X

A.2

A.2.5 Instalación quemador tipo BOOM X Actividades durante la etapa de operación y mantenimiento

A.3.1 Mantenimiento subestructura X A.3.2 Mantenimiento superestructura X A.3

A.3.3 Operación y Mantenimiento del quemador BOOM X Actividades durante la etapa de abandono

A.4.1 Desmantelamiento de subestructura X A.4.2 Desmantelamiento de subestructura X

A.4

A.4.3 Desmantelamiento Equipos Auxiliares X




Instalación de Oleogasoductos Actividades durante la etapa de preparación

B.1.1 Adecuación área para equipo de perforación zona terrestre X B.1 B.1.2 Despalme DDV tramo terrestre X

Actividades durante la etapa de construcción Oleogasoducto Tramo Marino B.2.1.1 Tendido de tubería X B.2.1.2 Corte de Zanja y enterrado de tubería X B.2.1.3 Alineado y soldado de tubería X B.2.1.4 Instalación ducto ascendente X B.2.1.5 Instalación curva de expansión X

B.2.1

B.2.1.6 Prueba hidrostática X Oleogasoducto Tramo Marítimo-Terrestre B.2.2.1 Perforación de hueco piloto en zona terrestre X B.2.2.2 Recepción de broca en lecho marino e instalación

de tubería X

B.2.2.3 Jalado de tubería X

B.2.2

B.2.2.4 Prueba hidrostática X Oleogasoducto Tramo Terrestre B.2.3.1 Excavación de zanja X B.2.3.2 Alineado de tubería X B.2.3.3 Soldado y radiografiado de tubería X B.2.3.4 Tendido de tubería X B.2.3.5 Relleno de zanja X

B

B.2

B.2.3

B.2.3.6 Prueba hidrostática X

. Obras y Actividades del Proyecto A NA

Actividades durante la etapa de operación y mantenimiento B.3.1 Transporte de la mezcla de gas y aceite X B.3.2 Corrida de diablos X B.3

B.3.3 Mantenimiento válvulas de seguridad, curva de expansión y ducto ascendente

X

Actividades durante la etapa de abandono B.4.1 Corrida de diablos X B.4.2 Llenado de agua de mar X

B

B.4

B.4.3 Corte y taponamiento de ducto en el tramo marino y tramo terrestre

X

Perforación 7 Pozos Actividades durante la etapa de preparación C.1 C.1.1 Asentamiento de plataforma móvil sobre lecho marino X Actividades durante la etapa de construcción

C.2.1 Perforación mediante equipo autoelevable X C.2 C.2.2 Perforación mediante equipo fijo X

Actividades durante la etapa de operación y mantenimiento C.3.1 Mantenimiento de pozos X C.3 C.3.2 Mantenimiento equipo de perforación X

Actividades durante la etapa de abandono

C

C.4 C.4.1 Taponamiento de pozos X *A: Afecta algún componente ambiental. **NA: No afecta ningún componente ambiental.




Una vez identificadas las actividades del proyecto se evalúa en la Matriz modificada de Leopold solo aquellas actividades relevantes que generan alguna afectación a los componentes ambientales. Para el Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos la identificación de impactos se llevo a cabo para cada una de las obras descritas anteriormente; se muestran las Matrices de Identificación de Impactos Ambientales.

Matriz de Identificación de impactos ambientales Plataformas (Tabla V.3.1-2) Matriz de Identificación de impactos ambientales de los Oleogasoductos (Tabla V.3.1-3) Matriz de Identificación de impactos ambientales Perforación once Pozos (Tabla V.3.1-4)

Con base en los resultados de la Matriz de Leopold Modificada de Identificación de Impactos Ambientales para el Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos se detectaron un total de 85 interacciones potenciales del proyecto sobre factores ambientales, de los cuales 27 (31,76 %) son benéficos y 58 (68,24 %) adversos.

Eliminado: Desarrollo de Campos Yaxche

Eliminado: Puerto Ceiba




Tabla V.3.1-2 Matriz Identificación de Impactos Ambientales Plataforma Etapas Instalación Operación y Mantenimiento Abandono

Actividades

Componentes Ambientales

A.2.1

Inst

alació

n Te

mpl

ete

A.2.2

Inst

alació

n su

best

ruct

ura

A.2.3

Pilo

taje

y cim

enta

ción

A.2.4

Inst

alació

n su

pere

stru

ctur

a

A.2.5

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Socioeconómico Empleo +1 +2 +2 +2 +2 +1 +1 +1 +2 +2

Impactos Adversos -3 -6 -3 -1 -1 -1 -1 -1 -5 -1

Impactos Benéficos +1 +2 +2 +2 +2 +1 +1 +1 +2 +2

Evaluación Total -2 -4 -1 +1 +1 0 0 0 -3 +1 Importancia del Impacto: No Significativo 1; Poco Significativo 2; Significativo 3. Naturaleza del Impacto: Benéfico +; Adverso -. Minimización del Impacto: Mitigable /.




Tabla V.3.1-3 Matriz Identificación de Impactos Ambientales de los Oleogasoductos

Etapas Preparación Construcción Operación y Mantenimiento Abandono

Tramo Marino

Tramo Marítimo-Terrestre Tramo Terrestre

Actividades


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Suelo Suelo Terrestre -1/ -1/ -1/ -1/ Calidad -1 -1 -1/ -1/

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Flora y Fauna Marina Distribución -1 -1

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Flora y Fauna Terrestre Distribución -1 -1 -1

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Socioeconómico Empleo +1 +1 +2 +2 +2 +2 +2 +2 +1 +1 +1 +1

Impactos Adversos -2 -3 -1 -6 -3 -4 -3 -1 -1 0 0 -2

Impactos Benéficos +1 +1 +2 +2 +2 +2 +2 +2 +1 +1 +1 +1

Evaluación Total -1 -2 +1 -4 -1 -2 -1 +1 0 +1 +1 -1 Importancia del Impacto: No Significativo 1; Poco Significativo 2; Significativo 3. Naturaleza del Impacto: Benéfico +; Adverso -. Minimización del Impacto: Mitigable /.




Tabla V.3.1-4 Matriz Identificación de Impactos Ambientales Perforación de veinticuatro Pozos Etapas Preparación Construcción Operación y

Mantenimiento Abandono

Actividades


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Aire Calidad -2/ -2/ Sedimento Marino Sedimentación -1 -1/

Calidad -1/ -1/ -1/ -1/ Usos Me

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Flora y Fauna Marina Distribución -1

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Socioeconómico Empleo +2 +2 +2 +1 +1

Impactos Adversos -4 -3 -3 0 -2

Impactos Benéficos +2 +2 +2 +1 +1

Evaluación Total -2 -1 -1 +1 -1 Importancia del Impacto: No Significativo 1; Poco Significativo 2; Significativo 3. Naturaleza del Impacto: Benéfico +; Adverso -. Minimización del Impacto: Mitigable /.



MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL V - 16

Con formato: Derecha: 18pto, Tabulaciones: 220.95pto, Centrado + 441.9 pto,Derecha + No en 243 pto + 486 pto

En la Tabla V.3.1-5 se muestra el total de impactos benéficos y adversos que se podrían presentar durante el desarrollo de presente proyecto.

Tabla V.3.1-5 Total de Impactos Benéficos y Adversos por Etapa del Proyecto

Impactos Benéficos Adversos Total Etapas Del Proyecto

Cantidad % Cantidad % Cantidad % Etapa de Preparación 3 3,53 9 10,59 12 14,12 Etapa de Construcción 14 16,47 36 42,36 50 58,83

Etapa de Operación y Mantenimiento 5 5,88 3 3,53 8 9,41 Etapa de Abandono del Sitio 5 5,88 10 11,76 15 17,64

Total 27 31,76 58 68,24 85 100,00

La etapa que presenta un mayor número de impactos es la Etapa de Construcción, con un 58,83 %, seguido por la etapa de Abandono del Sitio con un 17,64 %, etapa de Preparación con un 14,12 % y por último la etapa Operación y Mantenimiento con un 9,41 %. Es importante mencionar que del 68,24 % de los Impactos Adversos identificados el 44,71 % presenta medidas de mitigación, con esto se logra un amortiguamiento del Proyecto con el Entorno Ambiental; siempre y cuando se cumplan con las medidas de mitigación propuestas en el presente documento. La identificación de los impactos ambientales se menciono en la Matriz de Identificación de impactos ambientales Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A (Tabla V.3.1-2), Matriz de Identificación de impactos ambientales 2 Oleogasoducto (Tabla V.3.1-3) y Matriz de Identificación de impactos ambientales Perforación de 24 Pozos (Tabla V.3.1-4; donde se evaluaron las actividades del proyecto contra los componentes ambientales por medio de la Matriz de Leopold; se utilizó como criterios de ponderación la importancia del impacto, naturaleza del impacto y minimización del mismo. V.3.2 Selección y descripción de los impactos significativos Habiendo identificado los impactos en cada uno de los componentes ambientales (aire, suelo terrestre, sedimento marino, agua, flora y fauna marina, flora y fauna terrestre y medio socioeconómico) y teniendo en cuenta las características del proyecto, obtenemos que los impactos de mayor relevancia son aquellos ocasionados al suelo, flora y fauna (marina y terrestre), debido a las actividades de desmonte y despalme realizadas en la etapa de preparación para la zona terrestre, en la etapa de construcción al realizar el corte de zanja y enterrado de la línea regular en la zona marina, inicio de la perforación en tierra y recepción de broca en lecho marino durante la instalación del ducto en el tramo marítimo-terrestre, excavación de la zanja para el tendido de los oleogasoductos en su tramo terrestre, pilotaje y cimentación para el asentamiento de la subestructura y finalmente la perforación de los pozos.

En la etapa de Operación y Mantenimiento los impactos relevantes en la calidad del aire y en la generación de aguas residuales se derivan de las actividades por la operación del quemador BOOM y el mantenimiento de la subestructura y superestructura.

Eliminado: ¶

Con formato: Izquierda: 85.05 pto, Derecha: 70.9 pto,Arriba: 99.25 pto, Abajo: 56.7 pto, Distancia delencabezado desde el borde: 35.45 pto, Distancia del pie depágina desde el borde: 35.45pto





Para la Etapa de Abandono se generaran impactos relevantes en el aire y se afectara al sedimento marino, generación de aguas residuales y desplazamiento de la fauna debido a las actividades del desmantelamiento de la subestructura, superestructura, corte y taponamiento de los oleogasoductos en sus tramos marino y el taponamiento de pozos. Es importante mencionar que en el desarrollo del proyecto se presentan en mayor cantidad impactos temporales, reversibles, puntuales y mitigables, por lo que, siguiendo las recomendaciones se podrán disminuir los efectos del proyecto sobre el medio físico y biótico.

V.3.3 Evaluación de los Impactos Ambientales Las Etapas de Preparación del Sitio, Construcción, Operación-Mantenimiento y Abandono se evaluaron en la Matriz de identificación de Impactos Ambientales con las actividades realizadas para las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A, los 2 Oleogasoductos en su Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre y la Perforación de 24 Pozos. A continuación se describen las interacciones identificadas, derivadas del análisis entre las actividades del proyecto y los componentes ambientales.

PLATAFORMA PM-1 Y PM-2 Etapa de Instalación Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: A.2.2 Instalación subestructura A.2.3 Pilotaje y cimentación A.2.4 Instalación superestructura A.2.5 Instalación quemador tipo BOOM

Durante la etapa de instalación de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A las actividades (A.2.2, A.2.3, A.2.4 y A.2.5) se utilizarán embarcaciones como chalanes transportadores de estructuras y materiales, remolcadores, barcos grúa, entre otros; los que tendrán una influencia sobre la calidad del aire debido a la combustión de los motores diesel utilizados para su propulsión.

Se identificó un impacto adverso debido a la emisión de contaminantes a la atmósfera proveniente de los equipos y embarcaciones utilizados durante la etapa de instalación, no significativo, mitigable debido a que los equipos y embarcaciones deberán estar sujetos a programas de mantenimiento y cumplir con la normatividad ambiental vigente, temporal ya que una vez terminada la etapa de instalación las emisiones provenientes de embarcaciones disminuirán, reversible y puntual, puesto que una vez terminadas las actividades de instalación se reducirá considerablemente el número de embarcaciones participantes en el área del proyecto.

Eliminado: ¶





Durante las actividades (A.2.2, A.2.3, A.2.4 y A.2.5) se incrementaran los niveles de ruido, éste impacto fue evaluado como adverso, no significativo, temporal, reversible y puntual, debido a que una vez instalada la plataforma las embarcaciones participantes regresaran a sus lugares de origen. En el caso del pilotaje y cimentación el impacto fue identificado como adverso, significativo ya que se utilizarán martillos neumáticos que tendrán la función de golpear los pilotes para ser asentados sobre el lecho marino, por lo que el ruido generado se incrementara de manera significativa. El impacto será temporal, reversible y puntual.

Componente Ambiental: Sedimento Marino Actividades: A.2.1 Instalación del templete A.2.2 Instalación subestructura A.2.3 Pilotaje y cimentación

Durante las actividades (A.2.1, A.2.2 y A.2.3) se identificó un impacto adverso, poco significativo, mitigable, permanente, irreversible y puntual sobre el sedimento marino ya que durante la instalación de pilotes éstos serán enterrados sobre el lecho marino para proporcionar estabilidad a la subestructura; el impacto se identificó como puntual ya que el pilotaje solo se llevara a cabo en la superficie de contacto de las patas de la plataforma (4 pilotes de 48” Ø exterior afectando 0,24 m2) e irreversible ya que una vez enterrados los pilotes no se recuperarán nuevamente las condiciones originales del sitio.

Componente Ambiental: Calidad del Agua, Usos y Turbidez Actividades: A.2.1 Instalación del templete A.2.2 Instalación subestructura A.2.3 Pilotaje y cimentación

La calidad del agua se verá alterada al realizar la actividad A.2.2, se identificó un impacto adverso debido a la descarga de aguas provenientes de las embarcaciones, poco significativo, mitigable si se cumple con la normatividad ambiental vigente, temporal, reversible y puntual debido a que no se extenderá más allá del polígono del proyecto. Las actividades de pesca en la zona marina se verán afectadas debido a la instalación de las plataformas, ya que actualmente se practica en el área pesca ribereña, por lo que el impacto fue identificado como adverso ya que se podrán presentar problemas sociales con los pescadores del área, poco significativo y mitigable, debido a que las actividades de pesca se podrán desarrollar fuera del área de influencia de la plataforma, permanente, irreversible y puntual debido a que las actividades de pesca no se podrán desarrollar dentro del polígono de influencia de las plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A.

Eliminado: ¶





Se presentara turbidez del agua durante las actividades A.2.1, A.2.2 y A.2.3 debido a las maniobras para la instalación del templete y subestructura sobre el lecho marino, generando un impacto adverso debido al incremento de sedimentos en la columna de agua por el asentamiento de las estructuras, poco significativa, temporal, reversible y puntual.

Componente Ambiental: Fauna Marina Actividades: A.2.1 Instalación del templete A.2.2 Instalación subestructura

Para la instalación de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A se identificó un impacto adverso, no significativo debido a que el desplazamiento de la fauna local será únicamente en aquellas áreas donde se asentara la plantilla de perforación y las patas de la subestructura, el impacto es temporal y reversible ya que una vez instalada la subestructura las comunidades de fauna se incorporarán nuevamente a estas áreas. Componente Ambiental: Medio Socioeconómico Actividades: A.2.1 Instalación del templete A.2.2 Instalación subestructura A.2.3 Pilotaje y cimentación A.2.4 Instalación superestructura A.2.5 Instalación quemador tipo BOOM

Para llevar a cabo estas actividades es necesaria la contratación de mano de obra especializada por lo que el impacto se identifico como benéfico, poco significativo, temporal, reversible y puntual. Etapa de Operación y Mantenimiento Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: A.3.3 Operación y Mantenimiento del quemador BOOM

El Quemador tipo BOOM será utilizado de manera intermitente durante el desfogue causado por las pruebas de producción de pozos, despresurización de equipos y cabezales, limpieza, estimulación e inducción de pozos produciendo emisiones a la atmósfera tales como CO2, NOx, SO2, entre otros lo que afectara la calidad del aire del sistema, por lo que el impacto se evaluó como adverso, no significativo,

Eliminado: ¶





temporal, reversible, puntual y mitigable ya que deberá de contar con programas de mantenimiento con la finalidad de que su funcionamiento sea eficiente y cumplir con la normatividad ambiental vigente.

Componente Ambiental: Calidad del Agua Actividades: A.3.1 Mantenimiento subestructura A.3.2 Mantenimiento superestructura Debido a estas actividades puede presentarse vertimiento de sustancias o materiales sólidos que pueden afectar la calidad del agua; por lo que el impacto fue evaluado como adverso, poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual. Componente Ambiental: Medio Socioeconómico Actividades: A.3.1 Mantenimiento subestructura A.3.2 Mantenimiento superestructura A.3.3 Operación y Mantenimiento del quemador BOOM En el caso de los aspectos socioeconómicos los atributos de Empleo y Economía Nacional se ven favorecidos de manera benéfica y significativamente ya que la comercialización de los hidrocarburos representa una fuente importante de ingreso para la economía del país. El Impacto se evaluó como permanente debido a que éste perdurará durante la vida útil del proyecto y regional debido a que con estas divisas se fortalece la Economía Nacional. Etapa de Abandono Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: A.4.1 Desmantelamiento de subestructura A.4.2 Desmantelamiento de superestructura Durante la etapa de abandono de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A las actividades (A.4.1 y A.4.2) se utilizarán embarcaciones como chalanes, remolcadores, barcos grúa, entre otros; los que tendrán una influencia sobre la calidad del aire debido a la combustión de los motores diesel utilizados. Se identificó un impacto adverso, no significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual, puesto que una vez terminadas las actividades de construcción disminuirá considerablemente el número de embarcaciones participantes en el área del proyecto.

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Componente Ambiental: Sedimento Marino Actividades: A.4.1 Desmantelamiento de subestructura Durante la actividad A.4.1 se identificó un impacto adverso, poco significativo, mitigable, temporal, irreversible y puntual sobre el sedimento marino ya que durante al realizar las actividades de desmantelamiento de la subestructura será removido el sedimento marino; por lo que el impacto se identifica como adverso, no significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual. Componente Ambiental: Calidad del Agua y Turbidez Actividades: A.4.1 Desmantelamiento de subestructura La calidad del agua se vera alterada al realizar la actividad A.4.1 identificándose un impacto adverso debido al corte de la subestructura, poco significativo, temporal, reversible y puntual; ya que se tendrá que cortar las patas de la subestructura afectando la columna de agua provocando una ligera turbidez. Componente Ambiental: Flora y Fauna Marina Actividades: A.4.1 Desmantelamiento de subestructura Al realizar el desmantelamiento de la subestructura se identificó un impacto adverso, no significativo debido a que existirá desplazamiento de la flora y fauna bentónica establecida en la superficie de la subestructura, el impacto es adverso, poco significativo, no mitigable, permanente e irreversible. Componente Ambiental: Medio Socioeconómico Actividades: A.4.1 Desmantelamiento de subestructura A.4.2 Desmantelamiento de superestructura El impacto se identifico como benéfico, poco significativo, temporal, reversible y puntual debido al requerimiento de personal calificado para llevar a cabo estas actividades.

Eliminado: ¶





OLEOGASODUCTO EN SU TRAMO MARINO, MARÍTIMO-TERRESTRE Y TERRESTRE Etapa de Preparación del Sitio Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: B.1.2 Despalme DDV Tramo Terrestre Durante esta actividad es necesario la utilización de maquinaria pesada que genera emisiones a la atmósfera provenientes de los motores de combustión interna; por lo que el impacto se identifico como adverso, poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual. Componente Ambiental: Suelo Terrestre Actividades: B.1.1 Adecuación del área en la Zona Terrestre B.1.2 Despalme DDV Tramo Terrestre Durante esta actividad se llevará a cabo la limpieza del DDV y la adecuación de una zona para la instalación del equipo de perforación direccional en tierra, debido a eso se cataloga al impacto como adverso, poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual. Componente Ambiental: Flora y Fauna Actividades: B.1.1 Adecuación del área en la Zona Terrestre B.1.2 Despalme DDV Tramo Terrestre Debido a las actividades realizadas en este tramo se removerá la cubierta vegetal, por lo que se generará una migración de la fauna asociada a este tipo de ecosistema al ser retirada la vegetación existente en el DDV. El impacto identificable para la flora y la fauna se cataloga como adverso debido a que se retirará la cubierta vegetal a lo largo de 1 120,03 m y a lo ancho del DDV establecido por la ingeniería en 15 m, poco significativo ya que ninguna especie observada durante el recorrido en campo se encuentra dentro de la NOM-059-SEMARNAT-2001, no mitigable ya que el área destinada al DDV no volverá a sus condiciones originales, irreversible, permanente y puntual puesto que el despalme no excederá los límites establecidos por la ingeniería. Componente Ambiental: Medio Socioeconómico Actividades: B.1.1 Adecuación del área en la Zona Terrestre B.1.2 Despalme DDV Tramo Terrestre

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El impacto se identifico como benéfico, poco significativo, temporal, reversible y puntual debido al requerimiento de personal calificado para llevar a cabo estas actividades. Etapa de Construcción Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: Tramo Marino B.2.1.1 Tendido de tubería B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería Durante la etapa de construcción de los Oleogasoductos en sus Tramos Marinos se identificaron afectaciones derivadas de las actividades B.2.1.1 y B.2.1.2 sobre la calidad del aire; debido a que en estas actividades se requerirá de embarcaciones y equipos que utilizan diesel como combustible generando gases de combustión afectando la calidad del aire en el área del proyecto. Se identificó un impacto adverso proveniente de los equipos de combustión interna y por los motores de las embarcaciones, poco significativo, temporal, reversible, puntual y mitigable debido a que se deberá de contar con un programa de mantenimiento para motores y equipos utilizados. Tramo Marítimo-Terrestre B.2.2.1 Inicio de perforación hueco piloto en zona terrestre En el caso de los Oleogasoductos en sus Tramos Marítimos Terrestres al realizar las actividades B.2.2.1 se utilizará una barcaza en mar y un equipo de perforación en la zona terrestre que cuenta con equipos de combustión interna. Se identificó un impacto adverso, poco significativo, temporal, reversible, puntual y mitigable ya que los equipos y motores de combustión interna deberán de cumplir con la normatividad ambiental vigente y estar dentro de un programa de mantenimiento. Tramo Terrestre B.2.3.1 Excavación de zanja B.2.3.5 Relleno de zanja Durante la instalación de los Oleogasoductos en sus tramos Terrestre las actividades B.2.3.1 y B.2.3.5 tendrán un impacto sobre la calidad del aire en el área del proyecto, ya que se utilizarán camiones y retroexcavadoras las cuales generarán emisiones a la atmósfera provenientes de la combustión interna de los motores. Se identificó un impacto adverso, poco significativo, temporal, reversible, puntual y mitigable ya que los vehículos y maquinaría pesada deberá estar integradas a un programa de mantenimiento con la finalidad de hacer más eficiente su combustión interna. Durante el tendido de los Oleogasoductos en su tramo Terrestre, Marítimo-Terrestre y Terrestre las actividades antes mencionadas incrementarán los niveles de ruido debido a las maniobras de excavación de zanjas para asentar el ducto, durante estas actividades se identificó un impacto adverso, no significativo, temporal, reversible, puntual y mitigable; una vez alojado el ducto en su sitio el manejo

Eliminado: ¶





de maquinaria disminuirá por lo que los niveles de ruido regresaran a sus condiciones originales cuando termine la etapa de construcción. Componente Ambiental: Sedimento Marino: Tramo Marino B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería El sedimento marino será afectado durante la actividad B.2.1.2 ya que se hará una zanja donde se enterrarán los oleogasoductos, una vez enterrado el ducto con el mismo sedimento removido es tapada la zanja, por lo que el impacto es adverso, poco significativo y temporal, ya que el sedimento marino recuperará sus condiciones originales debido a las corrientes marinas, por lo que su impacto es reversible, puntual y mitigable debido a que las condiciones existentes en el área donde será instalado el ducto se podrán recuperar nuevamente. Componente Ambiental: Sedimento Marino: Tramo Marítimo-Terrestre B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería Para los oleogasoductos en sus Tramos Marítimos-Terrestres se afectara al sedimento marino debido a la actividad B.2.2.2, se considera que durante esta actividad el impacto es adverso y poco significativo ya que durante el cruzamiento hacia la playa se perforará desde la superficie terrestre y se ira cambiando la curvatura de perforación hasta alcanzar el lecho marino, durante esta actividad se inyectara lodo bentonítico constituido principalmente por arcillas para evitar que el hueco se colapse, una vez alcanzada la longitud de los oleogasoductos se da por terminada la perforación. El impacto será permanente e irreversible ya que los oleogasoductos permanecerán en ese sitio hasta terminar su vida útil, se considera puntual ya que la perforación direccional no deberá de extenderse más allá del área programada. Componente Ambiental: Suelo Terrestre: Tramo Terrestre B.2.3.1 Excavación de la zanja Para el tendido de los Oleogasoductos en su tramos Terrestres se identificó un impacto adverso y poco significativo durante la actividad B.2.3.1 ya que el material extraído será utilizado nuevamente para rellenar la zanja, por lo que su impacto se considera temporal, reversible y puntual debido a que la zanja no excederá el área del DDV.

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Componente Ambiental: Calidad, Uso y Turbidez del Agua Actividades: Tramo Marino B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería Durante la actividad B.2.1.2 se removerá el sedimento debido al corte de la zanja para alojar los oleogasoductos, lo que ocasionará que la columna de agua se vea alterada por la remoción del sedimento; el impacto fue evaluado como adverso, poco significativo, temporal, reversible y puntual. Para esta actividad se identifico un impacto adverso, poco significativo para el uso del agua, ya que en el área se llevan a cabo actividades de pesca ribereña. Por lo que el impacto es considerado como puntual ya que no se podrá desarrollar actividades de pesca en el área donde serás instalados los Oleogasoductos por lo que se considera permanente.

Tramo Marítimo-Terrestre B.2.2.1 Inicio de perforación hueco piloto en zona terrestre B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería Durante el desarrollo de las actividades B.2.2.1 y B.2.2.2 la calidad del agua se modificará por el empleo de lodos bentoníticos utilizados durante la perforación del hueco piloto; es importante señalar que dichos lodos se encuentran constituidos básicamente por arcillas, por lo que el impacto se identifica como adverso poco significativo, temporal, reversible y puntual.

Tramo Terrestre

B.2.3.6 Prueba Hidrostática Es importante mencionar que la prueba hidrostática se llevará a cabo una vez unidos los tres tramos de los oleogasoductos; durante la prueba se emplea agua de mar, la cual es incorporada nuevamente a su lugar de origen; por lo que el impacto se evaluó como adverso, poco significativo, mitigable ya que deberá de realizarse un estudio de la calidad del agua solo e caso de requerirse por la CNA, temporal y puntual.

Componente Ambiental: Fauna Actividades: Tramo Marino B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería La fauna marina se verá impactada debido a las actividades B.2.1.2 de manera adversa, no significativa debido a que durante esta actividad se desplazara la fauna bentónitica del lugar modificando su distribución por lo que el impacto será temporal y reversible, ya que una vez terminada la actividad el sistema ambiental retornara a sus condiciones originales.

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Tramo Marítimo-Terrestre

B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería La actividad B.2.2.2 ocasionara un impacto adverso, no significativo, temporal, reversible y puntual debido a que durante la recepción de la broca la fauna que se distribuye en este lugar tendrá que migrar a sitios aledaños, retornando una vez terminada la etapa de construcción. Tramo Terrestre B.2.3.1 Excavación de zanja Al realizarse la actividad B.2.3.1 se empleará el uso de maquinaría generando que la fauna migre a sitios aledaños buscando nuevos refugios; por lo que se identificó un impacto adverso y no significativo durante esta etapa.

Componente Ambiental: Medio Socioeconómico Actividades: B.2.1.1 Tendido de tubería B.2.1.2 Corte de zanja (excavación) y enterrado de tubería B.2.2.1 Inicio de perforación hueco piloto en zona terrestre B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería B.2.3.1 Excavación de zanja B.2.3.5 Relleno de zanja B.2.3.6 Prueba Hidrostática B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería B.2.3.1 Excavación de zanja La generación de empleos tendrá un impacto benéfico y significativo durante las actividades de los Oleogasoductos en sus tramos Marinos, Marítimo-Terrestre y Terrestre, estos impactos serán temporales, puntuales y reversible.

Etapa de Operación y Mantenimiento Para la etapa de Operación y Mantenimiento se evaluó de manera conjunta a los Oleogasoductos en su Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre ya que funciona como un solo sistema, el cual se encargará de transportar la producción de hidrocarburos desde las Plataformas hacia el Cabezal de Recolección Tizón 201 y Cabezal de Recolección Crater 1.

Componente Ambiental: Medio Socioeconómico Actividades: B.3.2 Corrida de diablos

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La realización de la actividad B.3.2 requiere de personal calificado por lo que se deberá contar con los servicios de una empresa especializada en el área, por lo que el impacto se evaluó como benéfico, no significativo, temporal y puntual. Es importante señalar que durante la etapa de operación y mantenimiento habrá generación de residuos peligrosos los cuales serán manejados de acuerdo a la normatividad ambiental vigente.

Etapa de Abandono La vida útil del proyecto esta considerada para 20 años, una vez pasado este tiempo se taponara los extremos de los Oleogasoductos. Componente Ambiental: Calidad del aire Actividades: B.4.3 Corte y taponamiento del ducto en el Tramo Marino y Terrestre Durante las actividades de corte y taponado será necesario disponer de embarcaciones para el tramo marino y de vehículos en el tramo terrestre para realizar la actividad B.4.3, por lo que, el impacto a la calidad del aire es adverso, no significativo, se considera temporal, reversible, puntual y mitigable ya que las embarcaciones, vehículos y maquinaria pesada deberá de estar integrado a un programa de mantenimiento.

Componente Ambiental: Calidad del Agua Actividades: B.4.3 Corte y taponamiento del ducto en el Tramo Marino y Terrestre Durante la Etapa de Abandono de los Oleogasoductos se cortaran las líneas ascendentes quedando enterradas las líneas que conforman al Oleogasoducto, éstas serán rellenas de agua de mar y taponadas en sus extremos; la intervención de personal será mínimo, así como el uso de embarcaciones. Antes de proceder al corte de los ductos Ascendentes se tendrá que realizar una corrida de diablos para eliminar los remanentes existentes en los Oleogasoductos, los materiales recolectados serán manejados de acuerdo a la normatividad ambiental vigente.

Componente Ambiental: Medio socioeconómico Actividades: B.4.1 Corrida de diablos B.4.3 Corte y taponamiento del ducto en el Tramo Marino y Terrestre Para el medio socioeconómico el impacto se evalúo como benéfico ya que el empleo de mano de obra para las actividades B.4.1 y B.4.3 es mínimo por lo que el impacto es temporal, puntual y reversible.

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PERFORACIÓN DE 24POZOS Etapa de Preparación Componente Ambiental: Sedimentos Marinos Actividades: C.1.1 Asentamiento de plataforma móvil sobre el lecho marino Durante la actividad C.1.1 se afectará el lecho marino debido al acoplamiento de las tres patas de la plataforma tipo móvil para poder dar inicio a la perforación de los pozos. El impacto identificado es adverso, poco significativo ya que el área afectada sólo será en la superficie de contacto de las patas con el lecho marino, temporal, reversible y puntual.

Componente Ambiental: Calidad y Turbidez del Agua Actividades: C.1.1 Asentamiento de plataforma móvil sobre el lecho marino

Durante el desarrollo de la actividad C.1.1 habrá una remoción de sedimentos marinos durante el asentamiento de las patas de la plataforma tipo móvil, por lo que el impacto será adverso, poco significativo ya que los sedimentos removidos se delimitan a la superficie de contacto de las patas de la plataforma con el lecho marino, temporal, reversible y puntual. Componente Ambiental: Fauna Actividades: C.1.1 Asentamiento de plataforma móvil sobre el lecho marino Al realizarse la actividad C.1.1 habrá un desplazamiento de la fauna a sitios aledaños al área, el impacto es adverso, poco significativo, temporal, local, reversible y puntual.

Etapa de Construcción Componente Ambiental: Calidad del aire Actividades: C.2.1 Perforación mediante equipo autoelevable C.2.2 Perforación mediante equipo fijo

Durante la perforación de los pozos mediante equipo fijo o móvil existirán emisiones a la atmósfera provenientes de los equipos de combustión interna utilizados en la perforación; el impacto se considero adverso poco significativo, ya que la emisión será durante el tiempo que dure la perforación de los 11 pozos, se considera temporal debido a que desaparecerá una vez concluida la actividad de perforación,

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reversible, puntual y mitigable ya que los equipos de combustión interna tendrán que estar sujetos a programas de mantenimiento. Durante esta fase de construcción la emisión de ruido se incrementará al realizar la perforación de pozos debido a los equipos utilizados para llevar a cabo esta actividad, por lo que su impacto se considera adverso, poco significativo, reversible y temporal.

Componente Ambiental: Calidad del agua Actividades: C.2.1 Perforación mediante equipo autoelevable C.2.2 Perforación mediante equipo fijo La realización de las actividades C.2.1 y C.2.2 implica que la calidad del agua se vea alterada durante esta etapa de construcción debido a los requerimientos de agua de los equipos de perforación generando aguas residuales. El impacto es adverso, poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual.

Etapa de Operación y Mantenimiento Es importante señalar que durante la etapa de operación y mantenimiento habrá generación de residuos peligrosos los cuales serán manejados de acuerdo a la normatividad ambiental vigente.

Etapa de Abandono Componente Ambiental: Sedimento Marino Actividades: C.4.1 Taponamiento de pozos Una vez abatida la producción del pozo se tendrá que llevar a cabo el taponamiento lo que afectará al sedimento marino; el impacto fue evaluado como adverso, no significativo, mitigable, permanente, irreversible y puntual. Componente Ambiental: Calidad del agua Actividades: C.4.1 Taponamiento de pozos Como parte del taponamiento de pozos se utiliza embarcaciones que afectaran la calidad del agua generando un impacto adverso, no significativo, mitigable ya que se deberá de cumplir con la normatividad ambiental vigente, temporal, reversible y puntual.

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Componente Ambiental: Medio Socioeconómico Actividades: C.1.1 Asentamiento de la plataforma móvil sobre el lecho marino C.2.1 Perforación mediante equipo autoelevable C.2.2 Perforación mediante equipo fijo C.3.1 Mantenimiento de pozos C.4.1 Taponamiento de pozos El impacto se identifico como benéfico, poco significativo, temporal, reversible y puntual debido al requerimiento de personal calificado para llevar a cabo estas actividades. V.4 DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE INFLUENCIA El área de influencia y los eventos generados por el proyecto que pueden influir sobre la superficie de los componentes del sistema ambiental analizado como se observa en la carta 3 (Anexo Q), es un área muy puntual que comprende una superficie de 249,610.5 m2 (área total de construcción de obras); de las cuales 6,670.5 m2 corresponden a las Plataforma y 242,940 m2 para el tendido de los Oleogasoductos en su tramo marino, marítimo-terrestre y terrestre. En la carta 3, se presentan Carta Fisiográfica, Carta Topográfica, Carta Geológica, Carta Edafológica, Carta de Hidrología Superficial, Carta de Hidrología Subterránea, Carta de Posibilidad de Uso Pecuario, Carta de Uso Agrícola, Carta de Uso Forestal y Carta de Vegetación y Uso Actual (Anexo H); en la que se trazo el tendido de los Oleogasoductos en sus tramos terrestres de acuerdo a las coordenadas de arribo a la línea de playa y de aquí se proyecto hacia su interconexión con los Cabezal de Recolección Tizón 201 y con el Cabezal de Recolección Crater 1 con la finalidad de obtener una sobreposición de los oleogasoductos sobre los atributos del medio ambiente.

En dichos planos se observa que la zona de influencia esta debidamente acotada por el derecho de vía que marca la ingeniería que establece 15,0 m ancho. La zona del proyecto una vez realizada la perforación de los pozos, construida las Plataformas e instalado los Oleogasoductos recuperarán sus condiciones originales, ya que el sistema ambiental marino durante su vida útil no presenta impactos adversos significativos; mientras que el sistema terrestre al alojar un oleogasoducto cuya función es la de transportar hidrocarburos no presenta impactos adversos significativos durante su vida útil. Es caso de presentarse alguna contingencia por derrame de hidrocarburos durante la operación de los Oleogasoductos en su tramo marino y dependiendo de la época en que este se presente (Norte, Lluvias, Secas) tendrá un comportamiento distinto en cada una; en caso de presentarse dicho evento se tendrá que dar aviso a la PROFEPA y a la Secretaría de Marina. En caso de presentarse un derrame de hidrocarburos en la zona terrestre por ruptura de los oleogasoductos se dará aviso a la PROFEPA e inmediatamente se dará inicio a la Evaluación de Daños

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Ambientales; en caso de ser necesario se tendrá que dar inicio a la Restauración de Suelo y Mantos Freáticos de acuerdo a lo que establece la NOM-138-SEMARNAT-2002, que establece los límites máximos permisibles de contaminación en suelos afectados por hidrocarburos, la caracterización del sitio y procedimientos para la restauración publicada el 20 de Agosto del 2004. Es importante mencionar que del 68,24 % de los Impactos Adversos identificados el 44,71 % presenta medidas de mitigación, con esto se logra un amortiguamiento del Proyecto con el Entorno Ambiental; siempre y cuando se cumplan con las medidas de mitigación

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http://www.natlaw.com/tsmxeg/tsmxeg76.htm






VI-1

Con formato: Posición:Horizontal: 517.05 pto, Conrelación a: Página, Vertical: 7.95 pto, Con relación a:Párrafo, Ancho: Exacto 27.35pto, Alto: Exacto 27.3 pto

CAPÍTULO VI ESTRATEGIAS PARA LA PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES Y

MITIGACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES, ACUMULATIVOS Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL

VI.1 AGRUPACIÓN DE LOS IMPACTOS DE ACUERDO CON LAS MEDIDAS DE MITIGACIÓN

PROPUESTAS Una vez descritos en el Capítulo V los impactos ambientales generados por el proyecto se describirán a continuación las medidas de prevención y mitigación propuestas para reducir los efectos negativos de los impactos ambientales, agrupándose éstos de acuerdo al factor ambiental y a las etapas de desarrollo contempladas en el presente estudio. Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A Etapa de Instalación Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: A.2.2 Instalación subestructura A.2.3 Pilotaje y cimentación A.2.4 Instalación superestructura A.2.5 Instalación quemador tipo BOOM Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Capítulo III, Art. 28 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Para las fuentes móviles (embarcaciones), la programación adecuada de envíos de materiales, equipos, suministros, personal, etc. disminuirán las emisiones a la atmósfera. Es importante destacar que durante la etapa de instalación las embarcaciones, maquinaria y equipo de combustión interna que se utilice, deberá estar en óptimas condiciones con la finalidad de evitar una combustión incompleta; así mismo se deberá de dar mantenimiento periódico a todas las embarcaciones y equipo utilizado. Para disminuir la emisión de ruido los equipos como compresores, bombas de presión, entre otros; utilizados en la etapa de instalación deben de estar ubicados en áreas cerradas con la finalidad de disminuir la propagación del mismo.

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Componente Ambiental: Sedimento Marino Actividades: A.2.1 Instalación del templete A.2.2 Instalación subestructura A.2.3 Pilotaje y cimentación Durante las operaciones de posicionamiento, colocación de la subestructura para las Plataformas de Perforación, instalación de templete y piloteo se afectará el fondo marino solo en las áreas en las que se tenga contacto con dichas estructuras. La instalación de las plataformas sólo afecta el sedimento marino durante la etapa de colocación de la subestructura durante la cual el sedimento es levantado por efecto del asentamiento y pilotaje, pero después de un corto tiempo se asienta y el lugar no tardara en recuperar sus condiciones originales, los efectos durante la instalación serán mínimos si se tiene especial cuidado en evitar al máximo su arrastre sobre el fondo marino Componente Ambiental: Calidad del Agua, Usos y Turbidez Actividades: A.2.1 Instalación del templete A.2.2 Instalación subestructura A.2.3 Pilotaje y cimentación Los residuos líquidos generados por las embarcaciones durante las actividades de instalación del templete, subestructura, pilotaje y cimentación, serán manejados y dispuestos conforme lo establece la Ley de Aguas Nacionales (LAN) y su Reglamento, así como con la Ley Federal de Derechos en Materia de Agua (LFDMA) en lo referente a declaraciones y pagos de derechos por el uso o aprovechamiento de bienes del dominio público. Componente Ambiental: Fauna Marina Actividades: A.2.1 Instalación del templete A.2.2 Instalación subestructura Durante estas actividades la fauna marina migrará a sitios aledaños, regresando cuando las obras terminen; es importante informar a todo el personal que participe en la instalación que no se deberán de realizar actividades de pesca, colecta o trafico de especies de flora y fauna nativa del sitio, siendo responsabilidad de PEP y del constructor que el personal a su cargo respete las disposiciones a este respecto, las cuales deberán de estar incluidas en el reglamento de trabajo y en el contrato con el constructor.


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Se deberá dar capacitación con contenidos de protección ambiental en especial en el cuidado de la biodiversidad marina al personal que participe en la ejecución de los trabajos del proyecto. Etapa de Operación y Mantenimiento Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: A.3.3 Operación y Mantenimiento del quemador BOOM La medida de mitigación para reducir la combustión del quemador incluye la optimización del proceso. Se recomienda que el quemador sea integrado a un programa de mantenimiento con la finalidad de hacer más eficiente su operación. Componente Ambiental: Calidad del Agua Actividades: A.3.1 Mantenimiento subestructura A.3.2 Mantenimiento superestructura En el caso de las plataformas autoelevables tipo móvil y del equipo de perforación fija, las descargas de aguas residuales tanto negras como las aceitosas serán manejados y dispuestos conforme lo establece la Ley de Aguas Nacionales (LAN) y su Reglamento, así como con la Ley Federal de Derechos en Materia de Agua (LFDMA) en lo referente a declaraciones y pagos de derechos por el uso o aprovechamiento de bienes del dominio público. Etapa de Abandono Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: A.4.1 Desmantelamiento de subestructura A.4.2 Desmantelamiento de superestructura Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Capítulo III, Art. 28 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Se recomienda que las embarcaciones participantes cuenten con un programa de mantenimiento para los equipos y motores de combustión interna. Para llevar a cabo estas actividades es necesaria la utilización de embarcaciones las cuales incrementarán los niveles de ruido debido a las maniobras realizadas; los equipos como compresores, bombas de presión, etc; que se utilicen en las diferentes etapas de construcción deben de estar ubicados en áreas cerradas con la finalidad de disminuir la propagación del mismo.


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Componente Ambiental: Calidad del Agua y Turbidez Actividades: A.4.1 Desmantelamiento de subestructura Las descargas de aguas residuales tanto negras como las aceitosas provenientes de las embarcaciones serán manejados y dispuestos conforme lo establece la Ley de Aguas Nacionales (LAN) y su Reglamento, así como con la Ley Federal de Derechos en Materia de Agua (LFDMA) en lo referente a declaraciones y pagos de derechos por el uso o aprovechamiento de bienes del dominio público. Oleogasoducto en su Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre Etapa de Preparación del Sitio Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: B.1.2 Despalme DDV Tramo Terrestre Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Art. 28 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Es importante destacar que durante las etapas involucradas en el presente estudio, la maquinaria pesada y equipo de combustión interna que se utilice deberán estar en óptimas condiciones con la finalidad de evitar una combustión incompleta; así mismo se les deberá dar mantenimiento periódico. Componente Ambiental: Suelo Terrestre Actividades: B.1.1 Adecuación del área en la Zona Terrestre B.1.2 Despalme DDV Tramo Terrestre Las actividades de despalme deberán quedar restringidas a la zona que ocupe la amplitud del derecho de vía. Así mismo, los residuos vegetales generados durante el despalme, se deben triturar y dispersar para facilitar su integración al suelo. Se debe efectuar el riego de las zonas de trabajo con el fin de reducir la generación de polvos. Componente Ambiental: Flora y Fauna Actividades:


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B.1.1 Adecuación del área en la Zona Terrestre B.1.2 Despalme DDV Tramo Terrestre Durante las actividades de despalme del DDV en el tramo terrestre se deberá de evitar la persecución, cacería, colecta y tráfico de la fauna existente en la zona por parte de los trabajadores participantes. Etapa de Construcción Componente Ambiental: Calidad del Aire Actividades: Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre B.2.1.1 Tendido de tubería B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería B.2.2.1 Inicio de perforación hueco piloto en zona terrestre B.2.3.1 Excavación de zanja B.2.3.5 Relleno de zanja Durante las diferentes actividades será necesaria la utilización de embarcaciones, maquinaria y equipos, los cuales utilizan motores de combustión interna a base de diesel, lo que genera emisiones a la atmósfera por una combustión incompleta. Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Para lograr este objetivo las embarcaciones, vehículos y maquinaria pesada que utilice combustibles fósiles deberá de implementar un Programa de Mantenimiento durante la vigencia de las etapas de instalación ó construcción en las que participen. Así mismo se deberán llevar los registros de mantenimiento y control preventivo de las embarcaciones, vehículos y maquinaria pesada. Componente Ambiental: Sedimento Marino y Suelo Terrestre: B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería B.2.3.1 Excavación de la zanja Al llevarse a cabo el corte de la zanja para instalar los oleogasoductos en su tramo marino el sedimento removido será nuevamente incorporado al sitio donde fue retirado, debido a los procesos naturales de las corrientes marinas existentes en la zona, el sedimento recuperara sus condiciones originales.


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Para el tendido de la línea en su tramo terrestre se realizará una excavación (zanja), lo que afectará al suelo terrestre de manera temporal en la etapa de construcción, sin embargo se realizará el tapado de la zanja una vez colocada la línea. Con el fin de evitar dañar las áreas aledañas al DDV de la obra descrita anteriormente se deberá de apegar a la ingeniería (ancho y profundidad) de la zanja para evitar rebasar los límites establecidos del DDV. Cumplir con los procedimientos para el tendido y enterrado del ducto en sus tramos marino y terrestre, con el fin de no realizar maniobras innecesarias que provoquen tiempos adicionales de trabajo en las áreas de proyecto. Una vez concluida la zanja en el tramo terrestre, se deberá cubrir con el mismo material removido, en su caso dispersar el material sobrante en el mismo DDV. Componente Ambiental: Calidad, Uso y Turbidez del Agua Actividades: B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería B.2.2.1 Inicio de perforación hueco piloto en zona terrestre B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería B.2.3.6 Prueba Hidrostática Los residuos líquidos generados durante las actividades del tendido del ducto en su tramo marino, serán manejados y dispuestos conforme lo establece la Ley de Aguas Nacionales (LAN) y su Reglamento, así como con la Ley Federal de Derechos en Materia de Agua (LFDMA) en lo referente a declaraciones y pagos de derechos por el uso o aprovechamiento de bienes del dominio público. De la misma manera, las actividades de construcción durante el tendido de la tubería en su tramo terrestre, las aguas residuales generadas cumplirán con los requisitos establecidos en la LAN y su Reglamento o, en su caso, con lo que solicite la Ley de Protección Ambiental del Estado de Tabasco, cuando esas aguas residuales se descarguen en alcantarillado público. Para la descarga de agua producto de la prueba hidrostática, se deberá ajustar con lo establecido por la CNA, para tal efecto se deberá de cumplir con lo dispuesta en la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento, las Normas Oficiales correspondientes, y en su caso la Ley Federal de Derechos en materia del Agua. Componente Ambiental: Flora y Fauna Actividades: B.2.1.2 Corte de zanja y enterrado de tubería B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería B.2.3.1 Excavación de zanja


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Derivado de las actividades de desmonte, despalme y corte de zanja se afectará a la flora y fauna en el tramo terrestre, debido a que se removerá la cubierta vegetal para la instalación de los oleogasoductos, migrando las especies de fauna hacia sitios aledaños al área del proyecto. En el caso del tramo marino se removerá el sedimento para la instalación de los Oleogasoductos, durante estas actividades la fauna marina migrará a sitios aledaños, regresando cuando las obras terminen. Durante el desarrollo de las actividades en las etapas del proyecto, se recomienda no llevar acabo actividades de captura, caza, persecución, cacería, colecta y tráfico de la fauna existente en la zona. Etapa de Abandono La vida útil del proyecto esta considerada para 20 años, una vez pasado este tiempo se tendrá que retirar la infraestructura del Campo Tizón, Crater y Kilba Marino. Componente Ambiental: Calidad del aire Actividades: B.4.3 Corte y taponamiento del ducto en el Tramo Marino y Terrestre Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera provenientes de las embarcaciones y vehículos al realizar las actividades de corte y taponamiento del ducto en su tramo marino y terrestre se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Las maquinarías, equipos y motores de combustión interna deberán de estar sujetos aun programa de mantenimiento para evitar una combustión incompleta. Componente Ambiental: Calidad del Agua Actividades: B.4.3 Corte y taponamiento del ducto en el Tramo Marino y Terrestre Las aguas residuales generadas por las embarcaciones participantes durante la etapa de abandono deberán de cumplir con los requisitos establecidos en la LAN y su Reglamento. Perforación de 24 Pozos Etapa de Preparación Componente Ambiental: Sedimentos Marinos, Turbidez del Agua y Fauna Actividades:


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C.1.1 Asentamiento de plataforma móvil sobre el lecho marino Durante el asentamiento de las patas de las plataformas móviles sobre el lecho marino se removerá el sedimento; sin embargo, el área de ocupación se limita únicamente al área de las patas de las plataformas móviles. Una vez asentado el sedimento se recuperarán sus condiciones originales por efecto de las corrientes marinas y desaparecerá la turbidez. Con respecto a la fauna esta, regresará una vez instaladas las plataformas. Etapa de Construcción Componente Ambiental: Calidad del aire Actividades: C.2.1 Perforación mediante equipo autoelevable C.2.2 Perforación mediante equipo fijo Durante el desarrollo del proyecto operará un equipo de perforación autoelevable y/o un equipo de perforación fijo los cuales utilizan maquinaria y equipos de combustión interna que generan emisiones a la atmósfera. Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Es importante destacar que durante las etapas involucradas en el presente estudio, los equipos de perforación ya sea autoelevable o fijo deberán estar en óptimas condiciones con la finalidad de evitar una combustión incompleta; así mismo se deberá dar mantenimiento periódico al equipo utilizado. Componente Ambiental: Calidad del agua Actividades: C.2.1 Perforación mediante equipo autoelevable C.2.2 Perforación mediante equipo fijo Las descargas de aguas residuales tanto negras como las aceitosas se ajustarán a los límites máximos permitidos en la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento, la NOM-001-SEMARNAT-1996 establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Etapa de Operación y Mantenimiento Es importante señalar que durante la etapa de operación y mantenimiento habrá generación de residuos peligrosos los cuales serán manejados de acuerdo a la normatividad ambiental vigente.


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VI-9


Etapa de Abandono Componente Ambiental: Sedimento Marino Actividades: C.4.1 Taponamiento de pozos Una vez abatida la producción de los pozos se deberá de taponarlos lo que ocasiona una afectación al sedimento marino debido a la cementación para el taponamiento del pozo, debido a esto es importante que se siga el procedimiento para taponamiento de pozos en la zona marina. Componente Ambiental: Calidad del agua Actividades: C.4.1 Taponamiento de pozos Las descargas de aguas residuales tanto negras como las aceitosas provenientes de las embarcaciones se ajustarán a los límites máximos permitidos en la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento, la NOM-001-SEMARNAT-1996 establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Manejo de residuos peligrosos Durante las etapas de Preparación del Sitio y Construcción los residuos peligrosos generados, serán manejados conforme lo establece la Ley General para la prevención y Gestión Integral de los Residuos, así como con el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligrosos. Se entenderá como manejo, el almacenamiento, recolección, transporte, alojamiento, reuso, tratamiento, reciclaje, incineración y disposición final de los residuos peligrosos, así como las autorizaciones correspondientes que para tal efecto requiera la SEMARNAT. De la misma manera para las etapas de Operación-Mantenimiento y abandono los Residuos Peligrosos generados serán manejados a través del Contrato Integral de los Residuos Peligrosos Generados en las Instalaciones de las Regiones Marinas de PEMEX Exploración y Producción. Medidas de Mitigación para condiciones extremas que se puedan presentar en caso de Derrame de Hidrocarburos En el caso extremo de que ocurra el evento de derrame de hidrocarburos, se cerrará la válvula SDV y mandará una señal para activar el Sistema de paro por Emergencia de las Plataformas Kilba-A, Kilba-B, Tizón-A, Tizón-B y Crater-A para evitar que el hidrocarburo siga fluyendo y emitiendo gases a la atmósfera; debido a la composición de la mezcla. En caso de presentarse un derrame de hidrocarburos deberá de notificarse a la PROFEPA y en caso de que el derrame sea en la zona marina se deberá notificar también a la Secretaría de Marina.


Eliminado: MIA-R,

Eliminado: I

Eliminado: :







Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Primeralínea: 0 pto, Interlineado: sencillo


Eliminado: ¶


Eliminado: Yaxche-A

Eliminado: PM-1 y PM-2

Eliminado: con esto evitar que se siga derramando y

Eliminado: .




VI-10


Para evitar que ocurra el evento en la zona marina durante la etapa de operación se deberá de cumplir con los procedimientos de mantenimiento preventivo y correctivo para el ducto (línea regular, curva expansión, ducto ascendente y cuello de ganso). Zona Marina Para el combate de derrames accidentales de hidrocarburos al mar, PEP cuenta con el Plan General de PEMEX por Derrames de Hidrocarburos en el Mar considerando los lineamientos que se establecen en el Plan Nacional de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas al Mar, plan que tiene como Coordinador General a la Secretaría de Marina a través de su Dirección General de Protección al Medio Ambiente Marino. El cual consiste básicamente en la recuperación de hidrocarburos a través de la contención del hidrocarburo mediante barreras marinas autoinflables y barrera lacustre y su recuperación de hidrocarburos a través de equipos como skimmers, discos oliofolícos, etc. En caso de presentarse un derrame en la zona marina, PEP cuenta con el siguiente equipo para atender el control de derrames:

1 Equipo recuperación de hidrocarburos SEA SKIMMER 50K con capacidad de

50 t/hora. 1 SKIMMER SEA DEVIL, VIKOMA, recuperador altos sólidos con capacidad de

50 t/hora. 2 Equipo recuperación de hidrocarburos KOMARA 30K con capacidad de 30 t/hora. 1 Equipo de aplicación de dispersantes con caños con capacidad de 55 L/minuto. 1 Equipo de barrera autoinflable SEA CURTAIN REEL PACK con capacidad de 303 m. 1 Equipo de barrera inflable HI SPRINT BOOM SYSTEM con capacidad de 500 m. 2 Equipos de tanques std de transferencia compactables con capacidad de 10 m3 c/u. 1 Equipo de tanque inflable atmosférico compacto de 25 m3 con capacidad de 25 000 L. 1 Equipo de tanque inflable atmosférico compacto de 100 m3 con capacidad de

100 000 L. 44 tambores con dispersantes ecológico. 2 500 barreras absorbentes 5” tipo calcetín con capacidad de 1 Lb/12 L. Apoyo logística de helicóptero y embarcación

Zona Terrestre

Con la finalidad de evitar mayor afectaciones al suelo por derrame de hidrocarburos se deberá de recolectar el suelo contaminado en contenedores especiales para su posterior tratamiento mediante técnicas de restauración de suelo contaminado por hidrocarburos y en caso de ser necesario, se tendrá que dar inicio a la Restauración de Suelo de acuerdo a lo que establece la NOM-138-SEMARNAT-2002, que establece los límites máximos permisibles de contaminación en suelos afectados por hidrocarburos, la caracterización del sitio y procedimientos para la restauración.


Eliminado: MIA-R,

Eliminado: I

Eliminado: :






Con formato: Fuente:




Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Sangríafrancesa: 18 pto,Interlineado: sencillo

Con formato


Con formato

Con formato

Eliminado: ¶

Eliminado: ¶

Eliminado: ¶

Eliminado: ¶

Eliminado: y Mantos Freáticos

Eliminado: ¶Manejo de residuos peligrosos¶

... [130]

... [131]

... [129]

... [132]






VI-11


VI.2 DESCRIPCIÓN DE LA ESTRATEGIA O SISTEMA DE MEDIDAS DE MITIGACIÓN

En general considerando las características del proyecto, de las medidas de mitigación propuestas en este documento estarán apegadas a la Normatividad Oficial Mexicana en Materia de Protección al Ambiente, así como en la aplicación de la mejor tecnología disponible para la prevención de accidentes y control de las posibles fuentes de contaminación al aire, agua y sedimentos. Derivado de lo anterior PEMEX Exploración y Producción cuentan también con Reglamentos y Manuales de Procedimiento para la Protección al Ambiente en todas sus instalaciones, los cuales se aplican mediante acciones específicas, operativas y administrativas desde el inicio hasta el final de proyecto, bajo un comportamiento responsable y consciente de las autoridades y de los trabajadores. PEMEX Exploración y Producción (PEP) implantará el mecanismo de diseño y programa de ejecución o aplicación para cumplir de manera eficiente y oportuna las medidas, acciones y políticas a seguir para prevenir, eliminar, reducir y/o compensar los impactos ambientales identificados durante la fase de preparación del sitio, construcción e instalación. PEMEX Exploración y Producción, contratará los servicios para la realización de la construcción de la infraestructura descrita en el presente estudio, dicha contratación se realizará bajo el concepto Ingeniería, Procura y Construcción, el cual incluye desde la adquisición y traslado de materiales hasta la construcción, instalación y puesta en operación de la obra. Así mismo, ese contratista deberá cumplir con los requisitos del documento de PEP denominado Anexo “S” y que contiene las obligaciones de seguridad, salud ocupacional y protección ambiental que deben cumplir los contratistas o proveedores que realizan actividades en instalaciones de PEMEX Exploración y Producción, dicho documento es parte integrante de los modelos de contratación. Es importante mencionar que PEMEX cuenta sus Normas de Referencia las cuales han sido citadas a lo largo del presente documento y que deberán de ser cumplidas como parte de una mejora hacia los sistemas ambientales. A continuación se mencionan éstas.

Instalación de Plataforma.

NRF-003-PEMEX-2000 Diseño y evaluación de plataformas marinas fijas en la Sonda de Campeche.

NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas ZAFRA.

NRF-031-PEMEX-2003 Sistemas de desfogues y quemadores en instalaciones de Pemex Exploración y Producción.

NRF-041-PEMEX-2003 Carga, amarre, transporte e instalación de plataformas costa afuera. NRF-043-PEMEX-2003 Acercamiento y amarre de embarcaciones a instalaciones costa afuera. NRF-062-PEMEX-2002 Elementos de acceso (viudas, escalas y pasarelas) entre muelles a

embarcaciones y de embarcaciones a plataformas marinas. NRF-069-PEMEX-2002 Cemento clase "H" empleado en pozos petroleros.


Eliminado: MIA-R,

Eliminado: I

Eliminado: :





Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Interlineado: sencillo, Tabulaciones: 0 pto,Izquierda + No en 27 pto

Con formato: Resaltar


Con formato: Color defuente: Automático


Eliminado: la mayoría




VI-12


Instalación de Oleogasoducto en su Tramo Marino. NRF-005-PEMEX-2000 Protección Interior de ductos con inhibidores. NRF-013-PEMEX-2001 Evaluación de líneas submarinas en el Golfo de México. NRF-014-PEMEX-2001 Inspección y mantenimiento de líneas submarinas. NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o

sumergidas. NRF-033-PEMEX-2003 Lastre de concreto para tuberías de conducción. PROY-NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y Accesorios Para Ductos De Recolección y Transporte

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

de ductos. Revisión 1.

Instalación de Oleogasoducto en su Tramo Terrestre. NRF-005-PEMEX-2000 Protección Interior de ductos con inhibidores. NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en

tanques de almacenamiento. NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o

sumergidas. NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para

transporte y recolección de hidrocarburos. NRF-033-PEMEX-2003 Lastre de concreto para tuberías de conducción.

Seguridad Industrial. NRF-006-PEMEX-2002 Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios. NRF-007-PEMEX-2000 Lentes y goggles de seguridad, protección primaria de los ojos. NRF-008-PEMEX-2001 Calzado industrial de piel para protección de los trabajadores de Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios. PROY-NRF-058-PEMEX-2004 Casco de Protección Para la Cabeza.


Eliminado: MIA-R,

Eliminado: I

Eliminado: :








Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Primeralínea: 0 pto, Tabulaciones: 0pto, Izquierda + No en 27 pto



Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Primeralínea: 0 pto, Tabulaciones: 0pto, Izquierda + No en 27 pto


[1] Eliminado PEP 03/12/2006 8:20:00 UNIVERSIDAD JUÁREZ AUTONOMA DE TABASCO

DIVISIÓN ACADÉMICA DE CIENCIAS BIOLÓGICAS COORDINACIÓN DE VINCULACIÓN Y SERVICIOS

Página 1: [2] Eliminado PEP 03/12/2006 8:17:00

MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL - MODALIDAD REGIONAL

Página 1: [3] Eliminado PEP 13/12/2006 20:22:00 Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche

Página 1: [4] Con formato PEP 13/12/2006 20:23:00

Izquierda: 85.05 pto, Derecha: 70.9 pto, Arriba: 99.25 pto, Abajo: 56.7 pto, Distancia del pie de página desde el borde: 37.15 pto


Interlineado: sencillo


Español (España - alfab. tradicional), Revisar la ortografía y la gramática




Sangría: Izquierda: 0 pto, Interlineado: sencillo


Sangría: Izquierda: 0 pto




de Perforación Yaxche-A


Sangría: Izquierda: 0 pto, Interlineado: sencillo, Tabulaciones: No en 85.05 pto

Página 1: [13] Con formato Biol. Alfredo Olivares 29/08/2004 12:08:00

Español (México)






Español (México)


Español (México)


Español (México)


Español (México)


Español (México)



Página 1: [22] Eliminado Biol. Alfredo Olivares 29/08/2004 12:06:00

Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Es importante destacar que durante las etapas involucradas en el presente estudio, las embarcaciones y equipo de combustión interna que se utilice deberán estar en óptimas condiciones con la finalidad de evitar una combustión incompleta; así mismo se deberá dar mantenimiento periódico a todas las embarcaciones y equipo utilizado. Los equipos como compresores, bombas de presión, entre otros; que se utilicen en las diferentes etapas de construcción deben de estar ubicados en áreas cerradas con la finalidad de disminuir la propagación del mismo.


Para evitar al máximo la generación de ruido en la subestructura y superestructura que constituyen a la Plataforma de Perforación Yaxche-A; les serán instalados en tierra las tuberías, ánodos, accesorios, entre otros., que puedan resistir el proceso de instalación y montaje sin dañarse.





Se recomienda que los tiempos de exposición a la fuente de ruido por parte de los trabajadores de las diferentes obras se ajustaran a lo establecido en la NOM-011-STPS-1994 que establece condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido y a todo reglamento interno por parte de PEP. Se deberá proporcionar el equipó de seguridad personal de acuerdo a lo establecido en la NOM-017-STPS-1994 que establece el equipo de protección personal - selección, uso y manejo en los centros de trabajo.




Sangría: Primera línea: 0 pto, Interlineado: sencillo








Durante la instalación de la Plataforma Yaxche-A las fuentes de generación de aguas residuales serán generadas por las embarcaciones debido a la descarga de agua residual, por lo que se deberá apegar a las reglas que previenen la contaminación por vertimiento de aguas sucias por buques, de acuerdo al convenio de Marpol 73/78 que es un acuerdo internacional al cual está suscrito México y considera las siguientes fuentes:

Desagües y otros residuos procedentes de cualquier tipo de inodoros y urinarios: Desagües procedentes de lavabos, lavaderos y conductos de salidas localizadas en cámaras de servicios médicos. Cualquier otro tipo de aguas residuales, cuando estén mezcladas con las de desagües arriba definidos. En caso de que las embarcaciones no cuenten con planta de tratamiento o no puedan cumplir con lo dispuesto, las aguas residuales se almacenarán hasta su descarga en tierra para su procesamiento, previo al vertimiento de las mismas, de acuerdo a lo dispuesto por el convenio, las descargas de aguas residuales tanto negras como las aceitosas se ajustarán a los límites máximos permitidos en la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento para Cuerpos Receptores Tipo A, Ley Federal en Materia de Derechos de Agua y la NOM-001-SEMARNAT-1996 que Establece los limites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.

Salto de página






queda estrictamente prohibido

Página 1: [36] Eliminado PEP 03/12/2006 8:20:00 UNIVERSIDAD JUÁREZ AUTONOMA DE TABASCO












Sangría: Primera línea: 0 pto


Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera.






Para lograr este objetivo las embarcaciones, vehículos y maquinaria pesada que utilice combustibles fósiles deberá de implementar un Programa de Mantenimiento durante la vigencia de las etapas de instalación ó construcción en las que participen.

Salto de página

Así mismo se deberán llevar los registros de mantenimiento y control preventivo de las embarcaciones, por lo que se deberá entregar evidencias documentadas (Programa de mantenimiento) de dicho cumplimiento conforme a la normatividad mencionada.






En caso de que las embarcaciones no cuenten con planta de tratamiento o no puedan cumplir con lo dispuesto, las aguas residuales se almacenarán hasta su descarga en tierra para su procesamiento, previo al vertimiento de las mismas, de acuerdo a lo dispuesto por el convenio de Marpol 73/78.






se ajustarán a los límites máximos permitidos en la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento para Cuerpos Receptores Tipo A, Ley Federal en Materia de Derechos de Agua y la NOM-001-SEMARNAT-1996 que Establece los limites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.




















[63] Con formato PEP 03/12/2006 8:12:00





En caso de que las embarcaciones no cuenten con planta de tratamiento o no puedan cumplir con lo dispuesto, las aguas residuales se almacenarán hasta su descarga en tierra para su procesamiento, previo al vertimiento de las mismas, por lo que se deberá de dar cumplimiento a la NOM-001-SEMARNAT-1996 que Establece los limites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales



















, especialmente cuando los trabajos se realicen en zonas cercanas a centros de población














[83] Con formato PEP 03/12/2006 8:31:00

Interlineado: sencillo, Tabulaciones: 177 pto, Izquierda


Queda prohibida la captura




, durante la realización de los trabajos de Preparación del Sitio












(CO2, PST, NOx, CO, SOx)


, por lo que se deberá entregar evidencias documentadas de dicho cumplimiento conforme a la normatividad mencionada




Al llevar a cabo estas actividades es necesario la utilización de embarcaciones y maquinaria pesada las cuales incrementarán los niveles de ruido del área del proyecto debido a las maniobras realizadas. Los equipos como compresores, bombas de presión, etc. que se utilicen en las diferentes etapas de deben de estar ubicados en áreas cerradas con la finalidad de disminuir la propagación del mismo.


Por buenas prácticas se propone mitigar el impacto por ruido laboral a los trabajadores que operen maquinaría y equipo, así como el personal que se encuentre llevando actividades en el área del cuarto de maquinas de remolcadores o embarcaciones cuente con el equipo de protección personal de acuerdo a la NOM-017-STPS-1993, relativa al equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo y por la NOM-011-STPS-1993, que establece las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido.

Salto de página






Para realizar el corte de la zanja y el enterrado de la tubería en el tramo marino se removerá el sedimento marino, lo que afectará las condiciones naturales del lecho marino, así mismo para el tendido de la línea en su tramo marítimo-terrestre (arribo a la costa) se propone iniciar la perforación direccional desde la zona terrestre y terminarla en la zona marina por lo que no habrá afectación al relieve superficial de la ZOFEMAT














con la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente para que dicha descarga se autorice por

















Durante las actividades de construcción del ducto en su tramo marino, marítimo-terrestre y terrestre, se deberá dar capacitación al personal que participe en la ejecución de los trabajos durante esta etapa con contenidos de protección ambiental en especial en el cuidado de la biodiversidad.




o, en su caso, con lo que solicite la Ley de Protección Ambiental del Estado de Tabasco, cuando esas aguas residuales se descarguen en alcantarillado público

[118] Con formato PEP 03/12/2006 8:25:00





Sangría: Izquierda: 0 pto, Interlineado: sencillo, Tabulaciones: 27 pto, Izquierda


Para llevar a cabo estas actividades es necesaria la utilización de los equipos de perforación fijo y/o autoelevable las cuales incrementarán los niveles de ruido debido a las maniobras realizadas durante la perforación de pozos. Se recomienda que los tiempos de exposición a la fuente de ruido por parte de los trabajadores de las diferentes obras se deberá ajustar a lo establecido en la NOM-011-STPS-1994 que establece condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido y a todo reglamento interno por parte de PEP. Se deberá proporcionar el equipó de seguridad personal de acuerdo a lo establecido en la NOM-017-STPS-1994 que establece el equipo de protección personal - selección, uso y manejo en los centros de trabajo.


Color de fuente: Negro






Durante la realización de estas actividades se generarán aguas residuales, por lo que se deberá apegarse a las reglas que previenen la contaminación por vertimiento de aguas sucias por buques, de acuerdo al convenio de Marpol 73/78.










Sangría: Izquierda: 0 pto, Interlineado: sencillo, No ajustar espacio entre texto latino y asiático, Tabulaciones: 0 pto, Izquierda + No en 27 pto


Manejo de residuos peligrosos Durante las etapas de Preparación del Sitio y Construcción los residuos peligrosos generados, serán manejados conforme lo establece la Ley General para la prevención y Gestión Integral de los Residuos, así como con el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligrosos. Se entenderá como manejo, el almacenamiento, recolección, transporte, alojamiento, reuso,

tratamiento, reciclaje, incineración y disposición final de los residuos peligrosos, así como las autorizaciones correspondientes que para tal efecto requiera la SEMARNAT. De la misma manera para las etapas de Operación-Mantenimiento y abandono los Residuos Peligrosos generados serán manejados a través del Contrato Integral de los Residuos Peligrosos Generados en las Instalaciones de las Regiones Marinas de PEMEX Exploración y Producción.






VII - 1

Con formato: Posición:Horizontal: 479.7 pto, Conrelación a: Página, Vertical: 8.9 pto, Con relación a:Párrafo, Ancho: Exacto 36.35pto

Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Sangríafrancesa: 9 pto

Tabla con formato

CAPITULO VII ANÁLISIS y EVALUACIÓN DE RIESGOS

VII ANÁLISIS y EVALUACIÓN DE RIESGOS El objetivo fundamental del presente Evaluación de riesgo; es la presentación para la evaluación de la información ante las autoridades correspondientes de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), en función de los riesgos ambientales inherentes que implica la operación de los procesos correspondientes a la instalación de dos Plataformas y la construcción de los Oleogasoductos. Por lo tanto, el desarrollo del presente capítulo se enfocará a manifestar el análisis y evaluación de los riesgos asociados a las actividades de proceso, proponiendo medidas o recomendaciones para mitigar sus posibles efectos al entorno. VII.1. Antecedentes de Accidentes e Incidentes. El análisis histórico permite un conocimiento real de los descontroles en el proceso y otras situaciones anormales ocurridas en instalaciones semejantes; hecho que ayuda al planteamiento de situaciones accidentales factibles. El análisis de los accidentes o incidentes ocurridos en el pasado permite visualizar el riesgo potencial de las diferentes actividades llevadas a cabo en plataformas off-shore. El banco mundial de datos de accidentes considerado para la realización del estudio es:

S.O.N.A.T.A. (Summary of Notable Accidents in Technical Activities)

Banco de datos de accidentes Italiano elaborado por el E.N.I. (Ente Nationale Idrocarburi) que recaba un total de 2 500 accidentes en la industria química, petroquímica y del transporte de mercancias peligrosas desde 1930 hasta 1985.

W.O.A.D. (World Offshore Accident Data Bank)

Banco de datos de accidentes ocurridos en plataformas off-shore en el norte del Golfo de México, Mar del Norte, Australia, Asia, etc.

Además se emplearon como fuentes las bases de datos Estadísticos de accidentes de PEMEX Exploración y Producción (PEP), denominados:

Reporte de accidentes/incidentes ocurridos en instalaciones marinas de PEMEX Exploración y

Producción en la Sonda de Campeche.

Eliminado: <sp>PEP-Región Marina Suroeste, Activo Integral Litoral de Tabasco Capítulo VII¶

Eliminado: MIA-R, X: 360¶



Eliminado: ¶MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL - MODALIDAD REGIONAL¶


Con formato

Con formato: Normal, Dividirpalabras

Con formato: Fuente: ArialNarrow, 12 pt






Con formato: Fuente:(Predeterminado) Arial Narrow

Con formato

Con formato: Numeración yviñetas

Con formato: Sin Expandido/ Comprimido



... [1]

... [2]




VII - 2



Tabla con formato

Estadística de Accidentabilidad por dependencia Año 2003.

S.O.N.A.T.A. (Summary of Notable Accidents in Technical Activities) El S.O.N.A.T.A. es uno de los principales bancos de datos sobre accidentes e incidentes derivados del almacenamiento, transporte, extracción, manipulación y utilización de sustancias peligrosas en plantas industriales químicas a nivel mundial que han causado o que podrían causar daños a las personas o al medio ambiente. Este banco de datos incluye los principales accidentes ocurridos en el mundo, en actividades de perforación, extracción y transporte en plataformas marinas de los años 1976 a 1985. Clasificación de los Accidentes La Tabla VI.1-1 nos muestra una clasificación según los tipos de accidentes, de acuerdo con el banco de datos S.O.N.A.T.A.

Tabla VII.1-1 Clasificación Según Tipo de Accidente

Tipo de Accidente

Número de Accidentes Porcentaje

Incendio 5 22,72 % Colapsamiento,

hundimiento o derrumbe 8 36,36 %

Explosión 7 31,81 % * Fuente: SONATA, 1985

Clasificación por daños

La Tabla VI.1-2 nos muestra una clasificación según los tipos de accidentes, de acuerdo con el banco de datos S.O.N.A.T.A.

Tabla VII.1-2 Clasificación según Tipo de Instalación

Instalación No. Accidentes Porcentaje Plataforma perforación 9 39,0 %

Plataforma de extracción 8 35,78 % Pozo 3 13,04 %

* Fuente: SONATA, 1985











VII - 3



Tabla con formato

Conclusiones De los accidentes registrados entre 1976 y 1985 en actividades costa afuera, destaca que la mayor parte de ellos han ocurrido debido a condiciones ambientales extremas originándose el colapsamiento, hundimiento o derrumbe total de la instalación (35,0 %), siguiendo la explosión de tanques o equipos con un 31,0 % y posteriormente la presencia de incendios (22,0 %). Referente al tipo de instalación destacan casi al mismo nivel, primero las plataformas de perforación (39,0 %) seguidas por las plataformas de extracción (36,0 %). Ocupando el último sitio en éste rubro las plataformas habitacionales (4,0 %).

Reportes de accidentes/incidentes ocurridos en instalaciones marinas de PEMEX Exploración y Producción, en la Sonda de Campeche Para la obtención de los antecedentes de accidentes e incidentes ocurridos en instalaciones similares a la que se está evaluando, se realizó el análisis histórico de accidentes acontecidos en la Sonda de Campeche entre los años 1985 a 1999, de acuerdo a la base de datos de PEMEX Exploración y Producción. La Tabla VI.1-10 describe los tipos y causas de los mismos.

Tabla VII.1-3 Descripción de Accidentes/Incidentes en PEP de 1985 a 1999 Instalación Fecha Tipo Causa

Abkatún D Permanente 16/Mar/1999 Conato de incendio al prenderse la colcha térmica que cubre el ducto bifurcado en la turbina TB-3. La duración fue de 15 segundos. Esta colcha había sido cambiada por un contratista.

Se utilizó material recuperado, no material nuevo.

Caan TF 18/Mar/1998 Surgencia en pozo Caan 1081 Error operativo

Pool A Compresión 24/Feb/1998 Explosión en líneas que integran el separador trifásico FA – 4211

Por formación de mezcla explosiva en el interior del separador

Chuc A 24/Oct/1997 Incendio del separador remoto Fuga de hidrocarburo por actuador de válvula

Abkatún C 22/Jun/1997 Caída de torre de perforación (mástil) del equipo de RTP 5646 con 206 lingadas de tubería de perforación. al estar interviniendo el pozo 267 conductor 12

Fuerte turbonada con vientos de 115,0 KPH

Abkatún A Compresión 27/Ene/1997 Fuga de gas combustible por niple de ½” de diámetro. Instalado en la línea de 3” de diámetro de alimentación a módulos de planta endulzadora N° 3

Degollamiento por golpe con bola rápida de la grúa

Abkatún D Permanente 20/Ene/1997 Conato de incendio en el aislamiento térmico del ducto bifurcado de la turbina de bombeo de aceite N° 2 Se desconoce la causa.

Abkatún A Compresión 11/Dic/1996 Fuga de gas en línea de ½” diámetro. De inyección de líquido inhibidor al cabezal de succión de módulos Fractura de la soldadura del niple de ½”

Plataforma Satélite Chuc B 03/Oct/1996

Fuga de hidrocarburo arriba del monoblock junta aislante del “Riser“ de 20 “ diámetro. Oleogasoducto salida de Chuc-B hacia Chuc-A

Material defectuoso

Pool A Compresión 03/Jul/1996 Fuga de gas por espárrago de la brida submarina tipo swivel en el gasoducto de 36” de diámetro. De salida hacia Atasta. Material defectuoso

Abkatún Permanente 05/Ene/1994 Fuga de gas por porosidad en junta de ramal de 18” diámetro. A cabezal de 24“ diámetro. Corrosión interior.







Con formato: Portugués(Brasil)




VII - 4



Tabla con formato

Tabla VII.1-3 Descripción de Accidentes/Incidentes en PEP de 1985 a 1999

Instalación Fecha Tipo Causa

Plataforma: Akal-J. Equipo: Gasoducto de

24”. 26/Ago/1993

Se presentó una explosión de vapores en una línea de 24” durante el desarrollo de trabajos de soldadura durante un mantenimiento, causando la muerte de una persona y graves heridas a otras dos.

Falta de limpieza y desgasificación apropiada, no se colocaron comales en las bridas de las válvulas y no se vigiló que las válvulas cambiadas estuvieran cerradas.

Plataforma: Akal-C. 02/Nov/1989 Se derramaron al mar 8 750,0 BLS de crudo. Se dañaron 18,0 metros de ducto

Golpe del ancla de un barco el oleoducto de 24”, la causa fue un error del capitán de la embarcación.

Plataforma: Akal-E 05/Dic/1987 Debido a un corto circuito, se originó un incendio de crudo con la subsecuente explosión entre el piso de perforación y el paquete de líquidos durante la perforación de un pozo.

Corto circuito en cables eléctricos e incendio y explosión del gas emanado del pozo. Emplazamiento: Dar el suficiente tiempo para el desfogue del gas entrampado entre la línea de inyección y el preventor anular, que se acumula tras regresar los fluidos.

*Fuente: PEP, 1999.

Para la elaboración de este reporte se consideraron los accidentes ocurridos en instalaciones con actividades similares a la instalación evaluada. Dichas instalaciones pertenecen a los diferentes activos de PEMEX Exploración y Producción en el área de la sonda de Campeche. De acuerdo con lo anterior, obtenemos la Tabla VI.1-11 que nos muestra la clasificación según el tipo de accidente ocurrido en PEP.

Tabla VI.1-4 Clasificación según Tipo de Accidente

Afectación # de Accidentes

Causa de Accidente

Ducto 5 Material Defectuoso

Ducto 2 Error Operativ Plataforma 2 Error Operativ

Pozo 2 o Equipo de perforación 1 Condiciones

Meteorológicas

Plataforma 1 Condiciones Meteorológicas

*Fuente: PEP, 1999. Con fundamento en información proporcionada por la Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental de PEMEX-Exploración y Producción, Región Sur, las actividades de perforación de pozos como el caso del proyecto que nos ocupa, no ha reportado incidentes o accidentes mayores ni aún de menores proporciones.








Con formato: Sangría:Sangría francesa: 0.3 pto

Con formato: Centrado,Sangría: Sangría francesa: 0.3pto

Con formato: Sangría:Izquierda: 135 pto, Primeralínea: 0 pto




VII - 5



Tabla con formato

Por su parte, los riesgos industriales y particularmente los propios de la industria petrolera son motivo de evaluación de riesgos por la magnitud de las consecuencias que resultan de su manifestación. Por lo que en el presente estudio se evaluó el riesgo ambiental por la probabilidad de causar alteraciones a habitats y ecosistemas a partir de hipotéticos eventos de descontrol. En lo referente a estadísticas sobre accidentes o eventos de riesgo en oleogasoductos, se tiene como resultado que en los últimos años en líneas de conducción, las fugas, derrames y accidentes suelen ocurrir en bridas, empaques, válvulas y sitios de interconexión debido a la corrosión interna y externa de las paredes de las líneas y por fallas humanas. Pemex Exploración y Producción (P.E.P.) Región Sur, ha cuantificado y sistematizado la información sobre los eventos de fugas, derrames y los accidentes que se han presentado en cada uno de los Activos que existen en los estados de Veracruz, Chiapas y Tabasco. En la tabla siguiente se presenta un resumen global de las fugas de hidrocarburos ocurridos durante un período de tres años en líneas localizadas en campos petroleros del Activo Integral Samaria-Luna.

Tabla VII.1-5 Resumen de las fugas en el Activo Integral Samaria-Luna

Crudo Gas Causas Causas

Corrosión Corrosión Año Número de fugas

Exterior Interior Vandalismo Otras

Causas

Número de fugas Exteri

or Interior Vandalismo Otras

Causas

2004 9 5 1 1 2 0 0 0 0 0 2005 9 4 4 0 1 2 0 0 0 2 2006 6 1 1 1 3 0 0 0 0 0

Fuente: Activo Integral Samaria-Luna. En el Activo Integral Samaria-Luna, se ha observado una tendencia histórica irregular de fugas o derrames, de 1998-2001 el año en el que más eventos ocurrieron fue en 2000 con un promedio de 40% y en el año en el que se registró el menor número de accidentes fue en 2001 con un 10%. En los últimos tres años han ocurrido 24 fugas, la causa mas frecuente ha sido la corrosión exterior. Las causas que han provocado las fugas de hidrocarburos en los ductos de campos petroleros del Activo Integral Samaria-Luna se presentan de la siguiente manera: la mayor ocurrencia de eventos fue originado por el efecto de la corrosión (externa e interna), siendo del 69% y 23% respectivamente; además de los derrames ocurridos a causa de vandalismos y falta de mantenimiento con un 8%.








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VII - 6



Tabla con formato

Figura VII-1. Causas frecuentes de fugas en ductos del Activo Integral Samaria-Luna.

En la mayoría de los eventos presentados, como acción de control, se efectuó el bloqueo de la línea para evitar que se continuara derramando el hidrocarburo o emanando el gas, para posteriormente poder efectuar la reparación. En caso de presentarse algún evento extraordinario, PEMEX Exploración y Producción tiene contemplado aplicar las medidas descritas en el “Plan de Contingencias y Desastres en Instalaciones de PEMEX Exploración y Producción, Región Sur”. Anexo E Para implementar el Plan de Contingencias, P.E.P. dispone con una estructura interna que definirá la línea para la ejecución de dicho plan. En fugas de gas, cabe distinguir si ésta se halla a alta presión o no. Si la presión es baja, la nube de gas generada puede ser arrastrada por el viento, dispersándose y diluyéndose (mezclándose con el aire). Por otra parte, el gas al irse diluyendo con el aire, puede presentar una zona donde existen mezclas de combustible y aire en condiciones de inflamabilidad; si en una de dichas zonas la nube de gas encuentra un punto de ignición, puede ocurrir una deflagración. Si el gas se halla a alta presión, se puede producir un dardo (jet) con un alcance limitado transversalmente, con concentraciones de la sustancia progresivamente decrecientes desde el origen de la fuga en el eje del jet, así mismo si se produce la ignición del gas se pueden formar llamas estacionarias (antorcha ó “jet fire”) o progresivas (incendio ó flash “flash fire”); si este jet fire incide sobre un recipiente durante suficiente tiempo, puede producirse la explosión del mismo.

69%

23%

8%

Corrosión Externa Corrosión Interna Vandalismo











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Eliminado: .




VII - 7

Con formato

Con formato

Tabla con formato

Cabe señalar, que de acuerdo a Estadísticas Nacionales e Internacionales, los casos de explosiones de nubes de gas no confinadas (UVCE) para el gas metano, sólo se han presentado en una ocasión en los últimos ochenta y cuatro años; esto fue en Escombreras, Houston Texas en 1969 (Ref: Loss Prevention in Process Industries, Vol 2, Fank P. Less, 1974). Esto posiblemente se deba a la baja reactividad del metano en función de la velocidad del frente de flama (Ufl) y a la rápida dispersión por el peso molecular tan bajo con respecto al aire (16/28 = 0.57). A continuación se lista una tabla con los valores del frente de flamas y reactividad para el Metano:

Sustancia Reactividad Categoría

Valor de Ufl (m/s) Peso Molecular

Aire - - 28 Metano Baja 0,4 16 Propano Media 0,8 44 Acetileno Alta 16,0 14

Ref: Loss Prevention in Process Industries, Vol 2, Fank P. Less, 1974

Dichos eventos se pueden presentar en caso de que existan algunos factores de riesgo, tales como: fugas en las instalaciones y los elementos necesarios y suficientes para la combustión, tales como: combustible en las proporciones adecuadas con el oxígeno del aire y fuente de ignición (superficies calientes, llamas de quemadores, equipo eléctrico, chispas, quema de pastizales y calor debido a fricción, entre otras). Asimismo, cuando se presentan fugas y no son controladas a tiempo, se pueden producir daños a las instalaciones, al personal cercano o al ambiente, debido a los efectos generados.

VII.2. Sustancias Manejadas

PERFORACIÓN DE LOS POZOS*

Características Capacidad Total

CA

MPO

Nom

bre

quím

ico

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(IU

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Prod

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ón

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Cap

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de

Alm

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amie

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(MM

PCD

)

Tizón Gas de

Hidrocarburo (CH4) y Petróleo Crudo.

74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X X

Proceso continuo

5, 2

No se almacena

Cráter Gas de


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X X

Proceso continuo

5, 2 No se

almacena

Kilba Gas de


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X X

Proceso continuo

5, 2 No se

almacena

* Pozos a Perforar: a) Tizón Nos. 216, 232, 234, 236, 252 y 254 desde la plataforma Tizón A, b) Tizón Nos. 276, 274, 256 desde la plataforma Tizón B, c) Cráter Nos. 52, 71 y 73 desde la plataforma Cráter A, d) Kilba Nos. 1, 3, 11, 13, 21 y 23 desde la plataforma Kilba A y e) Kilba Nos. 22, 24, 26, 41, 42 y 44 desde la plataforma Kilba B.

Eliminado: <sp>PEP-Región



Eliminado: <sp>UNIVERSID

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Eliminado: CAPÍTULO

Eliminado: VII

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Eliminado: VII

Eliminado: X.2 CONCLUSIONE

Eliminado: Desarrollo de Campos

Eliminado: Puerto Ceiba Marino”

Eliminado: No se determino

Eliminado: Existe facilidad para

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Eliminado: deberá

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Eliminado: VII

Eliminado: X.1 PROGRAMA DE

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Eliminado: Selección de las

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Eliminado: Parámetros que se

Eliminado: VII.

Eliminado: X.1-1, se muestran las

Eliminado: VII

Eliminado: X.1-1 Técnicas

Eliminado: VII


... [12]

... [11]

... [10]

... [9]

... [13]

... [23]

... [7]

... [20]

... [8]

... [37]

... [30]

... [16]

... [38]

... [5]

... [39]

... [6]

... [15]

... [19]

... [21]

... [29]

... [41]

... [22]

... [14]

... [42]

... [31]

... [33]

... [43]

... [32]

... [28]

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... [3]

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... [18]

... [4]

... [24]

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... [27]




VII - 8


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Tabla con formato

OLEOGASODUCTOS DE 12” (4) Y 16” ø (2)

Características Capacidad Total

DUCTO

Nom

bre

quím

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de la

Su

stan

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Cap

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Uni

dad

de

Alm

acen

amie

nto

(MM

PCD

)

Oleogasoducto de 16”Ø x 2.91 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1

Gas de Hidrocarburo

(CH4) y Petróleo Crudo.

74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X

Proceso continuo

120, 48

No se almacena

Oleogasoducto de 12 ”Ø x 2.508 km de Plataforma Tizón A a Plataforma Tizón B

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X

Proceso continuo

30, 12 No se

almacena

Oleogasoducto de 12”Ø x 2.572 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Kilba A.

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X

Proceso continuo

45, 18 No se

almacena

Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 de plataforma Kilba B a plataforma Kilba A

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X

Proceso continuo

75, 30

No se almacena

Oleogasoducto de 12”Ø x 3.03 km de Plataforma Kilba A a plataforma Cráter 1

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X

Proceso continuo

105, 42 No se

almacena

Oleogasoducto de 16”Ø x 2.574 km de Plataforma Cráter A a Cabezal Cráter 1

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 X X

Proceso continuo

120, 48 No se

almacena

VII.3. Sustancias trasportadas Las sustancias transportadas se desglosan en los resultados de la cromatografía realizada al gas de los yacimientos de los campos Tizón, Cráter y Kilba, señalados a continuación.






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Con formato: Fuente: Arial

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Con formato: Justificado



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... [54]

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... [61]

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NOMBRE FÓRMULA % MOL Metano (C1) 81.27 Etano (C2) 7.50 Propano (C3) 2.56 Iso-Butano (iC4) 0.39 N-Butano (nC4) 0.58 Iso-Pentano (iC5) 0.10 N-Pentano (nC5) 0.11 Hexano (C6+) 0.005 Nitrógeno (N2) 0.36 Bióxido de Carbono (CO2) 2.68 Acido Sulfhídrico (H2S) 4.44 TOTAL ---- 100.00

Fuente: Análisis cromatográfico, laboratorio de Yacimientos, Activo Integral Samaria-Luna

El metano es el componente que se encuentra en mayor proporción (81.27 %) y es considerado como peligroso de acuerdo al segundo listado de sustancias y materiales peligrosos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 4 de mayo de 1992 para sustancias inflamables y explosivas, considerando la cantidad de reporte (a partir de 500 Kg). Existe también un 4.4 % de ácido sulfhídrico, el cual es altamente tóxico y se tomó en cuenta al momento de simular los eventos de riesgo. Referente a la caracterización del petróleo crudo correspondiente a estos campos, los análisis físicos arrojaron los siguientes resultados:

Crudo Súper Ligero Base Intermedia

Análisis Resultado Gravedad específica 0.810 Grados API 42.52 Viscosidad SSU 37.18 Viscosidad SSU 33.43 Viscosidad SSU 32.2 Viscosidad Cinemática 2.19 Viscosidad dinámica 1.77 Temperatura de congelación - Agua por centrifugación 1.6

Eliminado: <sp>PEP-Región Marina Suroeste, Activo Integral





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... [101]




VII - 10

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Tabla con formato

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Análisis Resultado Sedimento por centrifugación 0.1 Agua por destilación 1.6 Salinidad 6.96 Azufre total 0.20 Carbón Rams Botton 0.22 Carbón Conradson 0.19 Parafina Total 3.88 Factor de Caracterización 12 Asfáltenos % peso 0.11

Fuente: Análisis, laboratorio de Yacimientos, Activo Integral Samaria- Luna.

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cm2)

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)

Oleogasoducto de 16”Ø x 2.91 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 120, 48 2.91 16 95 0.438

Oleogasoducto de 12 ”Ø x 2.508 km de Plataforma Tizón A a Plataforma Tizón B

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 30, 12 2.508 12 95 0.438

Oleogasoducto de 12”Ø x 2.572 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Kilba A.

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 45, 18 2.572 12 95 0.438

Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 de plataforma Kilba B a plataforma Kilba A

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 75, 30 2.245 12 95 0.438

Oleogasoducto de 12”Ø x 3.03 km de Plataforma Kilba A a plataforma Cráter 1

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 105, 42 3.03 12 95 0.438

Oleogasoducto de 16”Ø x 2.574 km de Plataforma Cráter A a Cabezal Cráter 1

Gas de Hidrocarburo


74-82-8 8002-05-9

0.688 42 120, 48 2.574 16 95 0.438





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... [114]




VII - 11


Tabla con formato


VII.4. Metodologías de Identificación y Jerarquización.

PERFORACIÓN POZOS CAMPOS TIZÓN, CRÁTER Y KILBA

Accidente Hipotético No de falla No de evento Falla

Fuga Derrame Incendio Explosión Unidad o equipo

Metodología empleada para

la identificación

Componente ambiental afectado

1 1, Jet Fire

Pérdida de densidad de

lodos y Corrosión

interna

x X

Plataforma de

perforación

WHAT IF Atmósfera

1 2, Inflamabilidad


lodos y Corrosión

interna

x Plataforma

de perforación

WHAT IF Atmósfera

1 3, Toxicidad


lodos y Corrosión

interna

x Plataforma

de perforación.

WHAT IF Atmósfera

1 4, Derrame en mar


lodos y Corrosión

interna

x x Plataforma

de perforación

WHAT IF Mar y fauna marina.

* Pozos a Perforar: a) Tizón Nos. 216, 232, 234, 236, 252 y 254 desde la plataforma Tizón A, b) Tizón Nos. 276, 274, 256 desde la plataforma Tizón B, c) Cráter Nos. 52, 71 y 73 desde la plataforma Cráter A, d) Kilba Nos. 1, 3, 11, 13, 21 y 23 desde la plataforma Kilba A y e) Kilba Nos. 22, 24, 26, 41, 42 y 44 desde la plataforma Kilba B.


Accidente Hipotético

No de falla No de evento Falla

Fuga Derrame Incendio Explosión Unidad

o equipo

Metodología empleada para

la identificación

Componente ambiental afectado

1 1, jet fire Falla de material x X

Oleogasoducto enzona terrestre

HAZOP En tierra: Flora aledaña al ducto

2 2, inflamabilidad (deflagración)

Falla de material x



1 3, toxicidad Falla de material x



1 4, Fuga de crudo e incendio

Falla de material x X


HAZOP

En tierra: Flora aledaña al ducto,

en mar: fauna marina, playas.

a) Oleogasoducto de 16”Ø x 2.91 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 201 b) Oleogasoducto de 12 ”Ø x 2.508 km de Plataforma Tizón A a Plataforma Tizón B c) Oleogasoducto de 12”Ø x 2.572 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Kilba A. d) Oleogasoducto de 12”Ø x 2.245 de plataforma Kilba B a plataforma Kilba A e) Oleogasoducto de 16”Ø x 2.574 km de Plataforma Cráter A a Cabezal Cráter 1.






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VII - 12

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VII.4.1 Metodologías para Pozos En el caso de las perforaciones se empleó la Técnica o metodología What If (¿Qué pasa Sí?), la cual consiste en definir tendencias, formular preguntas, desarrollar respuestas y evaluarlas, incluyendo la más amplia gama de consecuencias posibles. Es un método inductivo que utiliza información específica de un proceso para generar una serie de preguntas que son pertinentes durante el tiempo de vida de una instalación, así como cuando se introducen cambios al proceso o a los procedimientos de operación. Esta técnica no requiere métodos cuantitativos especiales o una planeación extensiva. El método utiliza información específica de un proceso para generar una especie de preguntas de lista de verificación. Cuando se aplica en la forma apropiada, el método ¿Qué pasa sí? resulta muy poderoso, ya que permite lograr:

La cobertura completa de una amplia gama de riesgos. El consenso por una amplia gama de disciplinas: producción, mecánica, técnica, seguridad y personal

de planta y temporal. En general, esta técnica es ampliamente utilizada durante las etapas de diseño del proceso, durante el tiempo de vida o de operación de una instalación, así como cuando se introducen cambios al proceso o a los procedimientos de operación. De conformidad con la naturaleza del proyecto en estudio, y a través del análisis What If, se seleccionó como punto de estudio la salida de los aparejos portadores de la barrena y lastrabarrena, incluyéndose también la tubería de revestimiento (TR). De la aplicación de la metodología, así como de la experiencia del grupo multidisciplinario conformado par la realización del presente estudio se determinaron aquellos eventos que representan un mayor riesgo, estos eventos se describen a continuación: Evento Perforación 1.

Fuga de gas a través de la TP de 7” de diámetro., por descontrol del pozo producida por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de construcción, percibiéndose la fuga en el piso de la rotaria incendiándose el gas. Pozo manifestado que libera a la atmósfera gas metano, con tubería dentro del pozo, sin tener que modificar o adicionar preventores al arreglo existente. Evento Perforación 2. Fuga de gas a través de la TP de 7” de diámetro., por descontrol del pozo producida por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de





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... [181]




VII - 13



Tabla con formato

construcción, percibiéndose la fuga en el piso de la rotaria extendiéndose el gas, determinándose su inflamabilidad, que al contacto con una fuente de ignición podría producir una deflagración. Evento Perforación 3. Fuga de gas a través de la TP de 7” de diámetro, por descontrol del pozo producida por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de construcción, percibiéndose la fuga en el piso de la rotaria extendiéndose el gas, determinándose su toxicidad (H2S) a 10, 15 y 300 ppm. Evento Perforación 4. Fuga de petróleo crudo hacia el mar a través de la TP de 7” de diámetro, por descontrol del pozo producido por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de construcción, considerándose una hora de derrame. VII.4.2 Metodologías para Ductos Para la identificación y jerarquización de riesgos en los oleogasoductos, se empleó la metodología HAZOP (análisis de peligros y operabilidad), la cual es una técnica desarrollada por la Imperial Chemical Industries (ICI) Industrias Química Imperial y aceptada por el American Institute of Chemical Engineer (AIChE) Instituto Americano de Ingenieros Químicos, Environmental Protection Agency (EPA) Agencia de Protección Ambiental y la Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Administración de la Seguridad y Salud Ocupacional, para la evaluación de riesgos en los términos de identificación de riesgos. Esta metodología se utilizó con la finalidad de tener una imagen clara de los riesgos que puedan presentarse en los ductos en estudio. El análisis HAZOP se enfoca en puntos específicos del proceso u operación llamados nodos, con respecto a los peligros o desviaciones del proceso. Después de haber seleccionado los “nodos”, se emplean palabras guías las cuales se combinan con los parámetros seleccionados y de esta manera asegurar que todas las posibles desviaciones de los parámetros de proceso sean evaluadas, logrando con esto, mostrar la posible presencia de un riesgo ambiental (como una fuga o emisión de hidrocarburos, un incendio, o dispersión de gas tóxico, que puedan afectar al personal, al ambiente o a las instalaciones. Con el fin de tener una mayor sensibilidad de los riesgos de los ductos en estudio, como ya se señaló, se empleó el método de identificación de peligros: Análisis de Operabilidad y Riesgos (HAZOP), el cual fue desarrollado mediante un grupo interdisciplinario integrado por personal de Operación de pozos e instalaciones, Mantenimiento y Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Calidad del Activo Integral Samaria- Luna, de Pemex Exploración y Producción, Región Sur. En el análisis HAZOP para los ductos de este estudio de riesgo ambiental, se consideraron los siguientes nodos de estudio:







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NODO DESCRIPCIÓN

1 Oleogasoducto de 16”Ø x 2.91 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1.

2 Oleogasoducto de 12”Ø x 3.03 km de Plataforma Kilba A a plataforma Cráter 1. FUENTE: Grupo Multidisciplinario del Análisis HAZOP.

A continuación se mencionan las palabras guías seleccionadas con relación al gas que transportarán los ductos:

PALABRA GUÍA DESCRIPCIÓN Más Aumento

Menos Disminución

Los parámetros que se relacionan con los hidrocarburos y los cuales fueron seleccionados, son los siguientes:

PARÁMETROS Presión

Corrosión

Los demás parámetros y palabras guías de la metodología Hazop, no son aplicables para transporte a través de ductos. Descripción de los riesgos potenciales identificados. Como resultado de la aplicación del análisis HAZOP en los ductos, se identificaron los riesgos potenciales que se pueden dar de forma aislada o secuencial en función de su probabilidad de ocurrencia, de la magnitud y las condiciones atmosféricas imperantes en el momento en que éstos pueden ocurrir; tales eventos se indican en la página 13 de este capitulo, en la matriz de jerarquización, con su nivel de riesgo. Después de la identificación de riesgo se empleó la metodología de matriz para su jerarquización y obtener los índices de riesgo, la aplicación de dicha metodología, se realizó considerando la cantidad de material que puede ser liberado, los daños al proceso y sobretodo al ambiente. Para la jerarquización de dichos nodos de estudio se utilizó la metodología de matriz de riesgo, en base a las siguientes tablas:







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VII - 15


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ÍNDICE DE CONSECUENCIA

RANGO CONSECUENCIA

DESCRIPCIÓN

1 Ligera Personal de operación: sin lesiones, daño que no resulta en pérdida de tiempo o inhabilitación. Ambiental: pequeña fuga de hidrocarburos, daños mínimos a propiedades y pérdidas de producción menores a USD $10 000,00

2 Moderada

Personal de operación: lesión única o heridas ligeras, daño que no resulta en inhabilitación. Ambiental: considerable fuga de hidrocarburos, daños menores a propiedades que resulta en tiempo perdido de 1 a 10 días y pérdidas de producción entre USD $10 000,00 y USD $ 100 000,00

3 Severa

Personal de operación: extremadamente grave, daño severo, inhabilitación, lesiones múltiples o muertes. Ambiental: una gran fuga de hidrocarburos, daños mayores a propiedades que resulta en tiempo perdido de 90 días o más pérdidas de producción entre USD $ 100 000,00 y USD $ 1 000 000,00

4 Catastrófica Muertes, daños irreversibles que resultan en tiempo perdido de más de 90 días y pérdidas de producción mayores a USD $ 1 000 000,00

ÍNDICE DE FRECUENCIA

RANGO FRECUENCIA DESCRIPCIÓN

1 Extremadamente raro Es probable que ocurra una vez en mas de 30 años.

2 Raro Es probable que ocurra una vez en mas de 15 y hasta 30 años o durante la vida útil de la instalación.

3 Poco Frecuente Es probable que ocurra una vez entre 1 y 15 años. 4 Frecuente Es probable que ocurra una vez al año o menos.

MATRIZ DE JERARQUIZACIÓN DE RIESGO

INDICE DE FRECUENCIA –VS– INDICE DE CONSECUENCIA

CONSECUENCIA LIGERA MODERADA SEVERA CATASTRÓFICA FRECUENCIA

1 2 3 4

Frecuente 4 4 8 12 16 Poco frecuente 3 3 6 9 12

Raro 2 2 4 6 8 Extremadamente raro 1 1 2 3 4












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ÍNDICE DE RIESGO

RANGO NIVEL DE RIESGO DESCRIPCIÓN

1, 2, 3 Bajo Riesgo mínimo; no se requieren medidas de mitigación y abatimiento.

4, 6 Ligero Se debe revisar que los procedimientos de ingeniería y control se estén llevando a cabo en forma correcta.

8, 9 Moderado Se deben revisar tanto procedimientos de ingeniería como administrativos y en su caso modificar en un período de 3 a 12 meses

12, 16 Grave Se deben revisar tanto procedimientos de ingeniería como administrativos y en su caso modificar en un período de 3 a 6 meses

De la metodología anterior (Hazop)se obtuvieron los siguientes índices de riesgos:

MATRIZ DE RIESGO


NODO

EVENTO

CONSECUENCIA

FRECUENCIA

INDICE DE RIESGO

NIVEL DE RIESGO

1

Fuga de gas e incendio (jet fire) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1.

2

3

6

Ligero

2

Fuga de gas (inflamabilidad) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1.

2

3

6

Ligero

3 Fuga de gas (toxicidad) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1.

2

3

6

Ligero

4 Fuga de crudo e incendio por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1.

2

3

6

Ligero

La descripción detallada de estos eventos se localiza en anexos de este mismo estudio

De los nodos señalados con anterioridad para ductos, se simularon los correspondientes a “fuga de gas por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1”.





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Cabe señalar que es la misma cromatografía, la misma caracterización del crudo y las condiciones de operación para los tres campos a explotar, por su cercanía, cabe agregar que las áreas obtenidas con el oleogasoducto de 16” de diámetro abarcan las que se podrían generar simulando fugas en los oleogasoductos de 12” de diámetro ) Se tomó un orificio de 0.5” ∅, ya que representan una fuga de tamaño medio, por falla de material. Asimismo se seleccionaron aquellos eventos que representan un mayor riesgo de acuerdo con la metodología y la experiencia, que pueden ocurrir en la vida útil de los ductos, estos eventos se describen a continuación: Evento 1 ductos Fuga de gas e incendio (jet fire) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1. Evento 2 ductos Fuga de gas (inflamabilidad) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1. Evento 3 ductos Fuga de gas (toxicidad) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1. Evento 4 ductos Fuga de crudo e incendio por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1. * Para todos los eventos, se considera que la fuente de ignición, se origina debido a algún punto caliente, derivado de trabajos adyacentes que se encuentren realizando en ese momento.







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[1] Con formato PEP 13/12/2006 20:24:00

Izquierda: 85.05 pto, Arriba: 99.25 pto, Abajo: 70.9 pto, Distancia del pie de página desde el borde: 37.15 pto


Normal, Izquierda, Sangría: Izquierda: 0 pto, Primera línea: 0 pto

Página 1: [3] Eliminado PEP 13/12/2006 18:23:00 PEP-Región Marina Suroeste, Activo Integral Litoral de Tabasco Capítulo VII


Posición: Horizontal: 479.7 pto, Con relación a: Página, Vertical: 8.9 pto, Con relación a: Párrafo, Ancho: Exacto 36.35 pto




M A N I F E S T A C I Ó N D E I M P A C T O A M B I E N T A L - M O D A L I D A D R E G I O N A L

Página 1: [7] Eliminado vperez 13/11/2005 12:13:00 Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche


Sangría: Izquierda: 0 pto, Sangría francesa: 9 pto

Página 1: [9] Cambio PEP 13/12/2006 20:24:00

Tabla con formato


Fuente: Arial Narrow, 10 pt


Centrado


Sangría: Izquierda: -5.4 pto, Primera línea: 0 pto, Derecha: -5.4 pto


Centrado, Derecha: -5.4 pto




x PRONÓSTICOS AMBIENTALES REGIONALES Y, EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS


Fuente: Arial Narrow


X.2 CONCLUSIONES A partir de la evaluación integral realizada sobre los factores ambientales y sociales que resultarían impactados por la construcción y operación de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional del proyecto denominado “


Desarrollo de Campos Yaxche


Puerto Ceiba Marino” y con base en la revisión bibliográfica para la elaboración del presente Estudio de Impacto Ambiental, se concluye lo siguiente:

El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al mantener la

producción de hidrocarburos, el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre las prioridades gubernamentales para el desarrollo como factor base de la política económica nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo y dentro de la política estatal, tal como se señala en el Plan Estatal de Desarrollo de Tabasco.


No se determino ningún área crítica dentro del área de influencia del proyecto.


Existe facilidad para llegar a la zona del proyecto, por vía marítima y terrestre lo cual permitirá que en caso de un incidente durante las distintas etapas del proyecto se pueda acudir rápidamente, para la aplicación de los planes y programas de emergencia de PEP, evitando efectos mayores al ambiente y/o al personal.

El presente proyecto se localizará aproximadamente al Noroeste de Dos Bocas, Tabasco, se

encuentra alejado de áreas protegidas, tanto de competencia federal como estatal, por lo cual se considera que su impacto a ecosistemas terrestres y marinos de gran fragilidad es nulo.

El área en la que será instalado el proyecto no posee cualidades estéticas únicas o

excepcionales ya que en toda la Plataforma Continental se presentan condiciones bióticas similares y en la zona terrestre se encuentra un gran número de instalaciones que realizan actividades de perforación y transporte de hidrocarburos, éstas áreas ya han sido evaluadas en Materia de Impacto y Riesgo Ambiental por la SEMARNAT.

De acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2001, que determina las especies y subespecies de

flora y fauna silvestre, terrestre y acuática en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial; en el área marina, las especies de reptiles que se

encuentran en la categoría de peligro de extinción son las tortugas de las familias Cheloniidae y Dermatemydidae, las tortugas marinas blancas (Chelolia mydas), tortuga lora (Lepidochelys kempi) y tortuga carey (Eretmochelys Imbricata); en el caso de los mamíferos marinos se encuentran reportadas los delfines Tursiops truncatus, Stenella

plagiodon y Delphinus spp., así como avistamientos de las ballenas Balaenoptera edeni y Megaptera novaengliae, es importante mencionar que dichas especies utilizan el área como rutas de paso hacia sus áreas de anidación o reproducción, en el Golfo de México.

Para el área terrestre las especies de fauna distribuidas en el área del proyecto y que se

encuentran incluidas bajo alguna categoría de protección son la Iguana verde la cual cuenta con protección especial y el Garrobo que se encuentra amenazada. Es importante señalar que ambas especies migraran a sitios aledaños una vez iniciada la etapa de preparación del sitio.


Con base en la bibliografía consultada, el área del proyecto posee una gran variedad y abundancia de flora y fauna, dentro de las especies de fauna marina se encuentran reportadas cinco especies de tortugas marinas catalogadas en peligro de extinción de acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2001 las cuales utilizan las áreas donde se localiza el proyecto como rutas de tránsito migratorio para llegar a la Sonda de Campeche, lugar donde anidan y se alimentan algunas de estas especies.

Para el área terrestre las especies de la fauna distribuidas en el área del proyecto y que se

encuentran incluidas bajo alguna categoría de protección son la Iguana Verde la cual cuenta con protección especial y el Garrobo que se encuentra amenazada. Es importante señalar que ambas especies migraran a sitios aledaños una vez iniciada la etapa de preparación del sitio; por lo que el DDV será utilizado solamente como ruta de paso.


recomienda notificar al personal que labore en las actividades de preparación, instalación,


operación y mantenimiento y abandono que no se deberá




Español (España - alfab. internacional)


X.1 PROGRAMA DE MONITOREO Con base al escenario construido en la Sección V.4 donde se presentó un escenario ambiental

modificado por el proyecto, se presenta a continuación el escenario final que ya incluye las medidas de mitigación propuesta en el Capítulo VI.

Aplicando las medidas de mitigación propuestas en el presente estudio, cumpliendo con las Normas Oficiales Mexicanas emitidas por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, así como por la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, Normas Oficiales Mexicanas; y por las Normas de Referencia y Procedimientos de PEMEX el escenario final consiste en un área donde el impacto que permanecerá aun después de la vida útil del proyecto será la permanencia de los oleogasoductos y templetes enterrados en el lecho marino y suelo terrestre


; así como el área destinada al taponamiento de pozos una vez terminada su vida útil


. Como parte del compromiso que PEMEX tiene con el Medio Ambiente se establece un Programa

de Monitoreo de Parámetros Fisicoquímicos para la Zona Marina y un Programa de Monitoreo para indicadores de contaminación en la Zona Terrestre.

Dentro de la organización de PEMEX, se estableció la importancia de los aspectos ecológicos al

conformar las Directrices de Petróleos Mexicanos en Materia de Protección Ambiental, Ahorro y Uso Eficiente de la Energía, donde las acciones se orientan hacia los aspectos de prevención de la contaminación sin descuidar las relativas al control y corrección, así como a una mejora permanente de la calidad de sus productos.

Programa de Monitoreo Zona Marina

Para conocer cuales son las condiciones ambientales que prevalecen y poder evaluar los cambios que se generen en el sistema marino costero por las actividades petroleras a

largo plazo, PEP ha implementado, un programa de monitoreo en las zonas de plataformas y áreas costeras del Sur del Golfo de México, dado el tiempo que implica la toma de muestras y análisis de laboratorio, para este tipo de estudios PEMEX tiene programado actualmente un monitoreo al año lo cual podrá variar en el área del proyecto y que consiste de lo siguiente:

Objetivo Generar información ambiental en forma sistemática y continua sobre los componentes marinos

y costeros del Oeste de México, como apoyo para la planeación del desarrollo a largo plazo de las actividades de PEMEX, Exploración y Producción.


Selección de las Variables Técnicas a realizar a bordo del buque: Salinidad, Conductividad, temperatura y profundidad in situ. pH. Oxígeno disuelto. Velocidad y dirección de las corrientes.


Parámetros que se obtendrán a bordo del buque: Nitritos. Nitratos. Amonio. Silicatos. Ortofosfatos. Turbidez. Alcalinidad Total. Coliformes Totales y Fecales. % de Saturación de Oxígeno. CO2 total.

Salto de página

Muestreos biológicos: Fitoplancton. Zooplancton. Peces.

Bentos. Técnicas realizadas en laboratorio: Clorofila. Análisis de hidrocarburos en agua y sedimento. Análisis de metales en agua y sedimento. Determinación de 13C. Sólidos suspendidos totales Sólidos suspendidos orgánicos. Sólidos suspendidos inorgánicos. Productividad primaria. Productividad secundaria. Textura de sedimento. % de carbono orgánico en sedimento. Calidad del Aire Ozono. CO. SO2. NO2 (NOx). Hidrocarburos. CO2. Procedimientos y técnicas para la toma de muestra, transporte y conservación de muestras,

análisis, medición y almacenamiento de las mismas. En la Tabla


Español (España - alfab. internacional), Sin Superíndice / Subíndice









[30] Con formato PEP 14/12/2006 10:31:00







X.1-1, se muestran las técnicas comúnmente utilizadas en un crucero oceanográfico. Salto de página

Tabla


X.1-1 Técnicas Analíticas Utilizadas Muestreo Método/Preservación Descripción

Columna de agua Grashoff et al., 1983 Profundidades estándar (5,0; 10,0; 20,0; 30,0; 50,0; 75,0;

100,0; 150,0; 200,0; 500,0; 800,0 y 1000,0 m)

Técnicas Realizadas a Bordo Salinidad, conductividad, temperatura

(ºC) y profundidad in situ Determinados mediante un perfilador

CTD Medidor de Conductividad, Temperatura y Profundidad

(Presión)

pH Potenciométrico Escala de la NBS

Oxígeno disuelto (mg/L) Winkler, modificado por Carrit y

Carpenter (1966)

Formar una cantidad de yodo equivalente al oxígeno presente. El yodo se determina por titulación con tiosulfato de sodio, usando almidón como indicador

Determinación de los nutrientes (Mediante técnicas colorimétricas)

Nitritos (mg/L) Bendschneider y Robinson (1952).

Refrigerar a 4,0 °C

El ion nitrito reacciona con la sulfanilamida en un medio ácido (pH 1,5 a 2,0), el compuesto diazo formado reacciona con la N-(1-naftil) etilendiamina formando un compuesto colorido rosa que se lee a 543,0 nm

Nitratos (mg/L)

El método para los nitratos es el descrito por Morris y Ryley (1963) modificado por Grasshoff (1964) y Wood et al. (1967). Refrigerar a 4,0 °C

Los nitratos son reducidos semicuantita-tivamente (90,0-95,0 %) a nitritos con una columna de limaduras de cadmio cubierta con cobre coloidal, el nitrito formado se determina en la forma antes descrita

Amonio (mg/L)

Método alternativo específico para el amonio, éste es tomado por algunos autores (Solórzano, 1969). 5 gotas fenol/alcalino. Refrigerar a 4,0 °C

El agua de mar es tratada en un medio alcalino – citrato con hipoclorito y fenol en presencia de nitroprusiato de sodio, el cual actúa como catalizador. El color del azul de indofenol formado con el amoniaco es medido a 640,0 nm (Parsons et al., 1984)

Silicatos (mg/L) Método analítico Fanning et al., 1973

Se basa en la formación de un heteropoliácido por tratamiento de la muestra con molibdato de amoniaco en solución ácida. El complejo resultante ß-silicomolibdico se

reduce al compuesto azul de molibdeno y descomponiendo simultáneamente cualquier fosfomolibdato o arsenomolibdato. Se lee a 882,0 nm

Ortofosfatos (mg/L) (Parsons et al., 1984)

La muestra de agua de mar es llevada a reaccionar con una mezcla conteniendo ácido molibdico, ácido ascórbico y el antimonio trivalente. El complejo resultante es reducido a azul de molibdeno. La absorbancia se lee a 885,0 nm

Turbidez (NTU) Método turbidimétrico (NOM-AA-38)

El método turbidimétrico se basa en la propiedad que tienen las suspensiones finas que se encuentran en el agua, de afectar la transmisión de la luz que pasa a través de ellas

Salto de página

Tabla


Fuente: 9 pt, Español (España - alfab. internacional)






Tabla con formato














Tabla con formato





[37] Con formato PEP 14/12/2006 10:31:00



















X.1-1 Técnicas Analíticas Utilizadas (Continuación) Muestreo Método/Preservación Descripción

Alcalinidad Total (μM) Método de titulación potenciométrica,

(Edmond, 1970)

El método analítico utilizado consiste en una titulación potenciométrica, para la cual se siguió el método propuesto por Edmond (1970). Determinando los potenciales después de cada adición de HCl en cada muestra y calculando los valores de punto de equivalencia por el método de Gran (1952)

Coliformes Totales y Fecales (UFC) Método de tubos múltiples de fermentación

según la Norma NMX-AA-42 (1993)

Se toman 2 muestras de agua y sedimento con una jeringa recortada de 10mL como nucleador para tomar las submuestras, 1 nucleador se pasa a un frasco con 90,0 mL de medio mineral estéril, a partir de ésta se hacen diluciones hasta 10,0-6,0; de la última dilución se siembra 100,0 µL. En una caja petri con medio Zobell, incubar 24,0 h a temperatura ambiente, refrigerar

Técnicas Realizadas en Laboratorio

Algas microscópicas (fitoplancton) (Abundancia y diversidad)

Las muestras de fitoplancton se colectaron utilizando una red con una malla de

10,0 μm y un diámetro de 50,0 cm,

a una profundidad de 150,0 m

Los análisis cualitativos y cuantitativos se realizaron por medio del vaciado de 2,0 mL de cada muestra en una cubeta de sedimentación con el uso de un microscopio invertido Zeiss y el barrido de transectos diametrales (Hasle, 1978)

Zooplancton (Abundancia y diversidad)

Método de volumen desplazado (Beer, 1976)

Se colectaron utilizando una red bongo doble con una malla 333,0 y 500,0

μm y con un diámetro de 75,0 cm

Peces (Kg, CPUE)

Red de arrastre camaronera. Preservadas con formaldehido al 5% en agua de mar y neutralizando el pH con Borato de Sodio

Red de arrastre de 12,0 m de abertura y malla de 1 3/4 de pulgada. Velocidad de 3 nudos y 30,0 min. de duración

Bentos (% de abundancia)

Colecta de sedimento con draga Smith McIntyre preservadas con formaldehido al 10% y borato de sodio

Filtración del sedimento a través de mallas hasta de 0,5 mm

Diseño estadístico del muestreo Las estaciones donde se realizan los muestreos en el área del Golfo de México se establecerán

con base a la posición que guardaran las instalaciones de PEMEX en altamar y a las áreas de pesca o consideradas críticas, por lo tanto el número y ubicación de los puntos de muestreo podrá variar.

Procedimiento de almacenamiento de datos Debido a la cantidad de variables que se hacen un muestreo en este tipo de campaña

oceanográfica, el responsable de cada área genera los formatos de hojas de custodia correspondientes, para ir vaciando los datos que se obtengan en la etapa de muestreo en altamar.

Las hojas de custodia contienen la siguiente información: Estación de muestreo. Posición latitud-longitud. Tipo de muestra.

Número de la muestra. Resultado obtenido durante el muestreo. Nombre de la persona responsable de la guardia durante el muestreo. Nombre o nombres de las personas que tomaron las muestras. Notas aclaratorias. Los datos provenientes de equipos como el CTD, se almacenan de forma automática en la

memoria del aparato y esta información posteriormente será descargada a una PC para su análisis. Durante la etapa de laboratorio, la información anterior se utilizará como guía, para realizar los análisis correspondientes a cada tipo de muestra. Los resultados obtenidos serán vertidos en una nueva hoja de custodia, la cual deberá ser generada como archivo de hoja de cálculo, para facilitar su manejo. Esta hoja de custodia contiene la siguiente información:

Estación de muestreo. Posición latitud-longitud. Tipo de muestra. De ser necesario el número de la muestra. Nombre de la persona que realizó el análisis. Resultados del análisis. Los diferentes datos que se obtienen de manera in situ o posterior al análisis de laboratorio, son

almacenados en formatos de hojas de cálculo, para su manejo. Estas bases de datos podrán ser importadas a otros formatos para realizar el análisis estadístico de las variables que así lo requieran.








En cuanto a la infraestructura más importante que se requiere:


Puerto de salida y llegada.

Buque oceanográfico. Equipo y material oceanográfico apropiado al tipo de muestreo. Personal profesional y técnico capacitado para las labores de colecta y análisis de muestras. Jefe de Campaña. Calendario de muestreo. Responsables del muestreo Los responsables del muestreo, son todos los participantes de la campaña oceanográfica los

cuales estarán organizados en turnos de trabajo, dentro del cual deberá de haber un responsable para cada tipo de muestreo ya sea agua sedimento, datos meteorológicos y ejemplares de fauna, dicho personal deberá contar con conocimientos de los diferentes equipos y técnicas que se emplearán durante el muestreo y para realizar los análisis a bordo del buque. Las personas encargadas del plan de muestreo, deberán estar en estrecha colaboración con el capitán del buque y su tripulación para obtener los resultados deseados en el tiempo estipulado en el plan de campaña.

Formato de presentación de datos y resultados Los formatos de presentación de resultados varían dependiendo de lo que se requiera mostrar, y

estos pueden ser: Tablas de valores:


Gráficas de barras para observar tendencias. Perfiles de profundidad vs. algún elemento. Isolineas de concentración de algún elemento. Análisis de componentes principales. Análisis de factores. Gráficas de correlación. Otros. Costos aproximados Los costos de realización de una campaña oceanográfica varían dependiendo del tiempo en

altamar y del tipo de estudios que se requieran, por lo que no se puede estimar el costo en este apartado.

Valores permisibles o umbrales Los valores son los marcados en las Norma Oficiales Mexicana. Procedimiento de acción cuando se rebasen los valores permisibles o umbrales para cambiar la

tendencia En caso de que se presentase un incremento en el nivel de los contaminantes cuyo limite esta

prescrito por la normatividad ambiental nacional e internacional, se propone: Verificación de los sistemas anticontaminantes. Verificación del sistema de recuperación de lodos. Incremento en el mantenimiento preventivo de los equipos anteriormente mencionados. Programa de Monitoreo Zona Terrestre

Objetivos Generar información sobre las actividades realizadas durante el transporte de hidrocarburos en

la zona terrestre con la finalidad de identificar posibles afectaciones por hidrocarburos a lo largo del derecho de vía.

Selección de variables Las variables determinadas para identificar una posible contaminación en a la zona terrestre es

la determinación de los siguientes parámetros: Hidrocarburos Totales de Petróleo Compuestos Orgánico Volátiles Compuesto Poliaromáticos


Unidades de medición De acuerdo a la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de

hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración; establece que se deberá reportar los resultados en mg/kg base seca.

Procedimientos y técnicas para la toma de muestras, transporte y conservación de muestras,

análisis, medición y almacenamiento de las mismas.

Al tratarse sólo de una medida precautoria para la identificación de una posible contaminación por hidrocarburos se propone tomar muestra de suelo en aquellas áreas que sean susceptibles de presentar derrame de hidrocarburos proveniente del mantenimiento de ductos, válvulas de seccionamiento o en trampa de diablos. Se propone la toma de 5 muestras cada 3 años, durante la vida útil del proyecto. En caso de presentarse un derrame accidental por ruptura de los Oleogasoductos y se presente un derrame de hidrocarburos se tendrá que seguir lo marcado por la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.

En la Tabla


X.1-2 se presenta los tipos de recipientes y condiciones de conservación de muestras de acuerdo al parámetro a evaluar.

Tabla


X.1-2 Conservación de Muestras

Parámetro Tipo de recipiente Temperatura

de preservación

Tiempo máximo de conservación

Hidrocarburos

Fracción ligera 4,0°C 14 días

BTEX

Vial de vidrio, con tapa y sello de teflón Liner de teflón y/o metálicos (suministro original del

fabricante del equipo de muestreo, si se emplea nucleador) con sello de teflón

4,0°C 7 días

Hidrocarburos Fracción media

4,0°C 14 días

Hidrocarburos Fracción pesada

4,0°C 14 días

HAP

Frasco de vidrio boca ancha, con tapa y sello de teflón.

Liner de teflón y/o metálicos (suministro original del fabricante del equipo de muestreo, si se emplea nucleador) con sello de teflón 4,0°C 14 días

Diseño estadístico de la muestra y selección de puntos de muestreo Para el caso de seguimiento de posible contaminación de suelo en el área se propone un

muestreo dirigido, la muestra debe ser puntual.

En caso de presentarse un derrame se seguirá lo establecido en la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.

Procedimientos de almacenamiento de datos y análisis estadístico Los datos serán almacenados en cadenas de Custodia, en los que se debe de considerar como

mínimo la siguiente información:


























Nombre de la persona que tomó la muestra. Parámetro evaluado. Fecha de muestreo. Hora de muestreo. Firma del muestrador. Lugar de muestreo. Nombre de la empresa.

Logística e infraestructura Para la toma de muestras se requiere de un Soil Auger, recipientes adecuados de acuerdo al

parámetro a evaluar y Laboratorio con la infraestructura suficiente para realizar el análisis de las muestras.

Calendario de muestreo Se propone la toma de 5 muestras cada tres años durante la vida útil del proyecto. Responsables del muestreo El responsable del muestreo es PEMEX y se llevará a cabo mediante la contratación de una

empresa Certificada ante la Entidad Mexicana de Acreditación. Formatos de presentación de datos y resultados Los resultados deberán de presentarse en formato electrónico y en papal en forma de reporte de

resultados, se debe de incluir los cromatogramas correspondientes a las corridas realizadas para cada muestra.

Valores permisibles o umbrales Los valores son los que establece la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites

máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.

En la Tabla


X.1-3 se mencionan los límites máximos permisibles por fracción analizada. Tabla


X.1-3 Límites máximos permisibles por fracción analizada Uso de suelo predominante (mg/kg base seca) Fracción de

Hidrocarburos

Agrícola Residencial Industrial

Ligera 200 200 500

Media 1 000 1 000 3 000

Pesada 3 000 3 000 6 000

Procedimientos de acción cuando se rebasen los valores permisibles o umbrales para cambiar la tendencia

Cuando sean rebasados los límites máximos permisibles se deberá de dar inicio a la Restauración del Suelo de acuerdo a la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.












Tabla con formato






Normal, Dividir palabras


Fuente: Arial Narrow, Español (España - alfab. internacional), Sin Expandido / Comprimido


Sangría: Izquierda: 5.65 pto, Derecha: 5.65 pto








Fuente: Arial, Español (España - alfab. internacional)


Fuente: Arial, Español (España - alfab. internacional)





[64] Con formato PEP 14/12/2006 10:06:00







Tabulaciones: 166.5 pto, Izquierda














Fuente: Arial Narrow, 10 pt, Sin Negrita





















[86] Con formato PEP 14/12/2006 10:09:00



Sangría: Izquierda: 99 pto, Derecha: 137.25 pto, Interlineado: sencillo









































Sangría: Izquierda: -3.5 pto




















Sangría: Izquierda: 98.95 pto, Derecha: 101.2 pto, Espacio Antes: 3 pto








Fuente: Negrita


Fuente: Negrita


Fuente: Negrita


Derecha: -3.5 pto


Derecha: -3.5 pto


Derecha: -3.5 pto


Derecha: -3.5 pto


Derecha: -3.5 pto

[128] Con formato PEP 14/12/2006 11:19:00

Derecha: 5.5 pto


Sangría: Izquierda: 0 pto, Derecha: 29.25 pto


Fuente: Sin Negrita


Fuente: Sin Negrita


Fuente: Sin Negrita


Fuente: Sin Negrita


Fuente: Sin Negrita


Justificado, Sangría: Izquierda: -0.5 pto, Primera línea: 0.5 pto, Derecha: -3.5 pto








Fuente: Arial Narrow, 8 pt, Negrita


Derecha: 2.25 pto, Interlineado: sencillo, Tabulaciones: -9 pto, Izquierda + 468 pto, Izquierda






Fuente: Arial Narrow, Negrita















[137] Con formato PEP 14/12/2006 11:27:00

Fuente: Arial Narrow, 8 pt, Español (México)









Tabla con formato







Espacio Antes: 0 pto, Después: 0 pto


Fuente: Negrita




Fuente: 12 pt


Normal, Justificado, Espacio Antes: 0 pto, Después: 0 pto, Dividir palabras




Espacio Antes: 0 pto, Después: 0 pto, Interlineado: sencillo




Espacio Antes: 0 pto, Después: 0 pto, Dividir palabras






Normal, Justificado, Espacio Antes: 0 pto, Después: 0 pto, Dividir palabras



[159] Con formato PEP 14/12/2006 11:38:00

Sangría: Primera línea: 0 pto, Espacio Antes: 0 pto, Después: 0 pto, Tabulaciones: 18 pto, Lista con tabulaciones + No en 36 pto


Numeración y viñetas con formato




Fuente: 12 pt


Normal, Justificado, Espacio Antes: 0 pto, Después: 0 pto






Fuente: 12 pt


Normal, Justificado


Espacio Después: 0 pto




Normal, Justificado





















[181] Con formato PEP 14/12/2006 11:33:00









Normal, Justificado










Normal, Justificado



























[204] Con formato PEP 14/12/2006 12:20:00







Justificado, Espacio Después: 0 pto


Fuente: Arial Narrow, Sin Negrita
















Fuente: 9 pt, Negrita, Sin Cursiva


Fuente: Negrita, Sin Cursiva














Tabla con formato

[226] Con formato PEP 14/12/2006 12:21:00

Fuente: 10 pt, Negrita, Sin Cursiva


























Color de fuente: Automático


Tabla con formato


Fuente: 9 pt




Espacio Después: 0 pto, Interlineado: sencillo


Fuente: 9 pt


Fuente: 9 pt




Justificado, Espacio Después: 0 pto, Interlineado: sencillo


Fuente: 9 pt


Fuente: 9 pt


Fuente: 9 pt




Fuente: 9 pt


Fuente: 9 pt






Fuente: 12 pt




Fuente: 12 pt


Normal, Justificado




Normal, Justificado






Normal, Justificado




Normal, Justificado






Fuente: 12 pt, Sin Cursiva


Fuente: Sin Cursiva

[271] Con formato PEP 14/12/2006 12:22:00



Sangría: Izquierda: 0 pto, Sangría francesa: 28.35 pto, Tabulaciones: No en 85.05 pto



MANIFIESTO DE IMPACTO AMBIENTAL

VIII-1

CAPÍTULO VIII Descripción De Las Zonas De Protección Entorno a Las Instalaciones

VIII.1 Señalar las conclusiones del estudio de Riesgo Ambiental De acuerdo con el Listado de Actividades Altamente Riesgosas, las instalaciones que integran el “Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Cráter y Kilba Marinos” son consideradas de alto riesgo, puesto que las actividades principales de sus procesos son el manejo (transporte) de sustancias consideradas riesgosas, como lo son el petróleo crudo y el gas amargo y a esto se le agregan las condiciones estimadas de operación de los sistemas (perforación y extracción de hidrocarburos). Una vez evaluado el proceso se puede concluir que las instalaciones y operación del “Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Cráter y Kilba Marinos” que se instalarán dentro de los campos Cráter, Tizón y Kilba, son factibles siempre y cuando la construcción de las mismas, cumpla con lo señalado en la ingeniería de detalle, la operación y el mantenimiento se realice en estricto apego a los procedimiento establecidos por PEMEX para este tipo de instalaciones, y se den cumplimiento a las recomendaciones establecidas en este documento derivadas del Análisis de Riesgo.

VIII.2 Hacer un resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de riesgo

ambiental El objetivo fundamental del presente análisis de Riesgo; es la presentación para la evaluación de la información ante las autoridades correspondientes de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), en función de los riesgos ambientales inherentes que implica la operación de los procesos correspondientes a la perforación de 24 pozos e instalación de cinco Plataformas: Tizón A, B, Kilba A, B y Cráter y la construcción de 15.839 km de Oleogasoductos. Por lo tanto, el desarrollo del presente capítulo se enfocará a manifestar el análisis y evaluación de los riesgos asociados a las actividades de proceso, proponiendo medidas o recomendaciones para mitigar sus posibles efectos al entorno.

Metodologías de identificación de riesgos Para la identificación de los riesgos asociados a las diferentes etapas que conlleva el “Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Cráter y Kilba Marinos”, se siguieron las etapas que se indican a continuación:




VIII-2

Estudio y análisis de información proporcionada relativa a las instalaciones, como son diagramas de flujo y diagramas de tuberías e instrumentación.

Análisis histórico de accidentes con el apoyo del banco de datos S.O.N.A.T.A. (Summary of Notable

Accidents in Technical Activities).

Análisis histórico de accidentes con el apoyo del banco de datos de accidentes ocurridos en plataformas offshore W.O.A.D. (World Offshore Accident Data Bank).

Análisis histórico de accidentes ocurridos en PEMEX Exploración y Producción.

Metodologías de identificación de riesgos mediante Análisis a través de What if?

(Qué pasa sí…?) y Análisis de Operabilidad (HazOp)

Jerarquización de riesgos. Las metodologías de identificación de riesgos que se aplicaron (HazOp y What If…?), se encuentran aprobadas en el “Procedimiento para realizar Análisis de Riesgo en PEMEX Exploración y Producción”, clave: 200-22100-SI-112-00001. Selección de Postulados accidentales} Una vez analizados, jerarquizados y evaluados todos los riesgos que presentan las instalaciones (los cuales se han analizado en el capítulo VII), se seleccionan los riesgos que se consideran como “INTOLERABLES” para su posterior estimación de consecuencias (simulación mediante software), mientras que de los riesgos considerados como “MEDIOS” se seleccionan aquellos que tienen relación directa con el proceso. Como resultado de esta selección se obtienen los siguientes postulados accidentales:

P1 Fuga de crudo en el ducto P2 Ruptura total del cabezal de producción de 16” de diámetro debido a impacto accidental. P3 Fuga de gas en la línea de salida ocasionada por sobrepresión. P4 Fuga de crudo en el lanzador de diablos de 18” ocasionado por una falla (cierre) de alguna de

las válvulas corriente abajo del lanzador. P5 Fuga de crudo en la parte terrestre del Oleogasoducto de 16” de diámetro, debido a falla de

material o sabotaje. P6 Fuga de crudo en el receptor de diablos de 18” ocasionado por un deficiente seguimiento del

procedimiento operativo. P7 Fuga de crudo en la parte marina del Pozo o del Oleogasoducto de 16” de diámetro, debido

un impacto de ancla de alguna embarcación. P8 Derrame de crudo en la plataforma de perforación. P9 Fuga de crudo por piso de perforación. P10 Fuga de crudo por presas. P11 Fuga de gas amargo.




VIII-3

Una vez determinados los riesgos, definidos como Postulados de accidentes o Postulados accidentales más significativos de la instalación en estudio, se evalúan los alcances de las consecuencias derivadas de los mismos. Debido a que los algorítmicos físico-químicos que simulan el comportamiento de la difusión de las sustancias en el ambiente, así como la evaluación de los efectos físicos derivados de las consecuencias de ésta (radiación térmica, sobrepresión y dispersión tóxica), son de gran complejidad, se hace necesario el uso de modelos matemáticos computarizados, en este caso en específico se utilizó el software ARCHIE (Herramienta Computacional de Análisis de Riesgos de Proceso) aceptado por la Agencia de Protección Ambiental (EPA), la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA) y el Instituto Nacional de Ecología (INE) y el software estocástico 3D el cual es un simulador en dos y tres dimensiones que calcula la migración y el destino físico de los derrames de aceites o productos químicos en mar.

En las Tablas siguientes se observan los resultados de las simulaciones. Evento Perforación 1. Fuga de gas a través de la TP de 7” de diámetro., por descontrol del pozo producida por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de construcción, percibiéndose la fuga en el piso de la rotaria incendiándose el gas. Pozo manifestado que libera a la atmósfera gas metano, con tubería dentro del pozo, sin tener que modificar o adicionar preventores al arreglo existente.

INFLAMABILIDAD EVENTOS

TOXICIDAD (CONCENTRACIÓN PPM)

DISPERSIÓN DE GAS ANTORCHA

Zona de Alto riesgo

IDLH (300 ppm)

Longitud de la antorcha -

Zona de amortiguamiento

TLVB15B(15 ppm)

TLVB8 B(10 ppm)

Distancia segura 1,694 m

Fuente: Resultado de las simulaciones.

Evento Perforación 2. Fuga de gas a través de la TP de 7” de diámetro., por descontrol del pozo producida por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de construcción, percibiéndose la fuga en el piso de la rotaria extendiéndose el gas, determinándose su inflamabilidad, que al contacto con una fuente de ignición podría producir una deflagración.




VIII-4

INFLAMABILIDAD

EVENTOS

TOXICIDAD (CONCENTRACIÓN

PPM) DISPERSIÓN DE GAS

ANTORCHA DISTANCIA

LIMITE INFERIOR DE INFLAMABILIDAD

Zona de Alto riesgo

IDLH (300 ppm)

Longitud de la antorcha

L. I. I. 479 m


TLVB15B(15 ppm) -

TLVB8 B(10 ppm)

Distancia segura

L. I. I. / 2 566 M.

Evento Perforación 3. Fuga de gas a través de la TP de 7” de diámetro, por descontrol del pozo producida por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de construcción, percibiéndose la fuga en el piso de la rotaria extendiéndose el gas, determinándose su toxicidad (HB2 BS) a 10, 15 y 300 ppm.

INFLAMABILIDAD

EVENTOS



ANTORCHA DISTANCIA


Zona de Alto riesgo

IDLH (300 ppm) 1,014 m


L. I. I.


TLVB15B(15 ppm) 3,471 m

TLVB8 B(10 ppm)

4,102 m

Distancia segura

L. I. I. / 2

Evento Perforación 4. Fuga de petróleo crudo hacia el mar a través de la TP de 7” de diámetro, por descontrol del pozo producido por una mayor presión de formación debida a pérdida de densidad de lodos, corrosión y/o desgaste de los materiales de construcción, considerándose una hora de derrame.




VIII-5

POZOS CRÁTER

Época del Año Observaciones

Norte Existe una alta probabilidad de que el derrame exceda de 0.01 g/mP

2P desde el inicio del derrame hasta su

llegada a la playa, la probabilidad de que sea arrastrado mar adentro es baja, la llegada del crudo a la playa se espera en menos de 24 horas.

Lluvias

Existe una alta probabilidad de que el derrame exceda de 0.01 g/m P

2P desde el inicio del derrame

manteniéndose en un área cercana al pozo, la llegada del crudo a la playa se espera en menos de 24 horas, existe pequeñas áreas hacia el este de la playa en que la arribazón se dará en dos días el crudo tendrá una concentración de 1 a 10 g/mP

2P.

Secas En esta época el derrame sigue paralelo a la costa penetrando por las lagunas cercanas a la costa en aproximadamente de 2 a 3 días, la masa de aceite esperada en la superficie es de 1 a 10 g/mP

2P.

POZOS TIZÓN




llegada a la playa, la probabilidad de que sea arrastrado mar adentro es baja, la llegada del crudo a la playa se espera en menos de 24 horas.

Lluvias Existe una alta probabilidad de que el derrame exceda de 0.01 g/m P

2P desde el inicio del derrame

manteniéndose en un área cercana al pozo, la llegada del crudo a la playa se espera en menos de 24 horas, el crudo tendrá una concentración de 1 a 10 g/m P

2P.

Secas Existe una probabilidad media de que el derrame exceda de 0.01 g/mP

2P, en esta época el derrame sigue

paralelo a la costa no llega a la playa, la masa de aceite esperada en la superficie es de 1 a 10 g/m P

2P.

POZOS KIlBA




llegada a la playa y estará en el rango de 1 a 10 g/cm P

2P, la llegada del crudo a la playa se espera en dos

días, una gran parte del crudo se irá alejando de la costa en 3 días.

Lluvias Existe una alta probabilidad de que el derrame exceda de 0.01 g/m P

2P desde el inicio del derrame, la

llegada del crudo a la playa se espera en menos de 24 horas, el crudo tendrá una concentración de 1 a 10 g/mP

2 Pal acercarse a la playa, cerca del pozo estará con una concentración de 10-100 g/ cm P

2P.

Secas En esta época el derrame sigue paralelo a la costa penetrando por las lagunas cercanas a la costa en aproximadamente de 2 a 3 días, la masa de aceite esperada en la superficie es de 1 a 10 g/mP

2P.




VIII-6

Oleogasoductos Evento 1 ductos Fuga de gas e incendio (jet fire) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1.

INFLAMABILIDAD EVENTOS


DISPERSIÓN DE GAS ANTORCHA

Zona de Alto riesgo

IDLH (300 ppm)

Longitud de la antorcha 28 m


TLVB15B(15 ppm)

TLVB8 B(10 ppm)

Distancia segura 56 m

Evento 2 ductos Fuga de gas (inflamabilidad) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 201.

INFLAMABILIDAD

EVENTOS


DISPERSIÓN DE GAS ANTORCHA DISTANCIA


Zona de Alto riesgo

IDLH (300 ppm)


L. I. I. 39 m


TLVB15B(15 ppm) -

TLVB8 B(10 ppm)

Distancia segura

L. I. I. / 2 57 m.




VIII-7

Evento 3 ductos Fuga de gas (toxicidad) por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 201.

INFLAMABILIDAD

EVENTOS



ANTORCHA DISTANCIA


Zona de Alto riesgo

IDLH (300 ppm) 35 m


L. I. I.


TLVB15B(15 ppm) 174 m

TLVB8 B(10 ppm)

218 m

Distancia segura

L. I. I. / 2

Evento 4 ductos Fuga de crudo e incendio en tierra, por orificio de 0.5” de diámetro, producido por falla de material en el oleogasoducto de 16” diam., de la plataforma Tizón A- Cabezal Tizón 1.

DERRAME

EVENTOS DESCARGA

MÁXIMA ÁREA AFECTADA POR EL DERRAME

DISTANCIA En caso de prenderse

Zona de Alto riesgo

17, 194 lb/min, en los primeros 41 minutos

2, 458 mP

2P

46 m, altura de las llamas de 44

m.

Zona de lesiones Idem -- 66 m

* Para todos los eventos, se considera que la fuente de ignición, se origina debido a algún punto caliente, derivado de trabajos adyacentes que se encuentren realizando en ese momento.




VIII-8

Las recomendaciones que surgieron una vez aplicadas las metodologías de identificación de riesgos API-RP-14C, ¿What If…? y HazOp son las siguientes:

Recomendaciones para el “Proyecto Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Cráter y Kilba Marinos”

R1. Capacitar al personal en los procedimientos operativos de medición y de trabajos con riesgos.

R2. Difusión del Plan de Respuesta a Emergencias de PEP.

R3. Contar con los programas de mantenimiento preventivo a todos los equipos de la plataforma y registrarlo en bitácora.

R4. Verificar que desde el diseño se contemple el cumplimiento de códigos y estándares que garanticen la integridad mecánica de los ductos.

R5. Se recomienda que el cuarto de bombas del remolcador esté protegido contra inundaciones

R6. Incluir en el programa de mantenimiento preventivo la instalación de empaques de mayor calidad en preventores.

R7. Realización de simulacros de cierre manual de preventores.

R8. Verificar que se cuente con un sistema de control remoto de cierre de pozos que le permita al personal cerrar desde una plataforma distinta a donde se ubican los pozos productores. En caso contrario realizar un estudio de factibilidad para la instalación de dicho sistema.

R9. Verificar que el personal cumpla con el procedimiento de seguridad para el manejo de explosivos (el cual deberá cumplir con lo dispuesto en el apartado 10 de seguridad con explosivos, del manual de procedimientos para disparos, emitido por la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Región Sur, Pemex).

R10. Supervisar que todo el personal que intervenga en operaciones de disparos, almacenamiento y uso de explosivos este capacitado para ello.

R11. Supervisar el cumplimiento del programa de capacitación al personal para el manejo adecuado de las sustancias involucradas durante la perforación, mantenimiento y producción de los pozos y registrarlo en bitácora.

R12. Supervisar que se cuente y difundan las hojas de datos de seguridad de todas las sustancias y productos químicos manejados en las plataformas. La difusión de las hojas de datos de seguridad debe estar incluido dentro del programa de seguridad, por lo que deberá verificarse su cumplimiento y registrarse en bitácora.

VIII.3 Procedimientos y medidas de seguridad La misión que tiene PEMEX Exploración y Producción es asegurar que las actividades cotidianas se planteen y realicen con respecto al entorno y apego a la legislación, por lo cual ha implementado medidas de seguridad, planes y programas de atención a contingencias, programas preventivos, de seguridad, de emergencia y de remediación, que permiten prevenir y mitigar las contingencias que pudieran provocar un descontrol en una instalación que dieran como resultado un evento riesgoso.

Para tener una operación confiable y segura en la producción de hidrocarburos de las plataformas : Tizón A, B, Kilba A, B y Cráter, se contará con dispositivos de seguridad para atender cualquier incidente que pudiera suceder, los cuales serán: Equipo de seguridad para desalojo de la plataforma, tales como aros salvavidas, cable de vida, boyas de anillo, chalecos salvavidas, equipo autónomo de respiración, balsas de salvamento autoinflables, muro contra incendio, dispositivos de seguridad, sistema de detección (detector de fuego, detector de gas combustible, detector de gas tóxico), sistema de alarma (visible y audible), sistema de extinción (red de agua contra incendio, sistema de aspersión, monitores y gabinetes para manguera y sistema de extinción espuma-agua), entre otros.




VIII-9

Las plataformas Tizón A, B, Kilba A, B y Cráter del tipo no tripulada, por lo cual será controlada por Unidades de Proceso Remoto (UPR´s) y será del tipo tripulada cuando se realicen maniobras de mantenimiento, supervisión y prueba del proceso y perforación de pozos. Existen tres UPR´s, una para el sistema de Paro Por Emergencia (ESD), otra para Gas y Fuego y la última que controla las variables de proceso.

VIII.4 Presentar Informe Técnico Debidamente Llenado En el Anexo H se presenta el Informe Técnico correspondiente al presente estudio.



MANIFIESTO DE IMPACTO AMBIENTAL IX-1

CAPÍTULO IX

Señalamiento De Las Medidas Preventivas y De Seguridad En Materia Ambiental

IX.1 INTERACCIONES DE RIESGO. No existen asentamientos humanos que pudieran afectarse por alguna contingencia. La afectación en un momento dado sería la fauna marina y la flora marina aledaña a la plataforma y a los oleogasoductos en sus tramo marino y en su tramo terrestre sería insignificante ya que aledaño al tramo no hay asentamientos humanos.

IX.2 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS. Los principales riesgos identificados que pudiesen presentarse durante el desarrollo de la perforación podrían derivarse por fugas de gas metano debido a la presencia de presiones anormales durante la perforación de cada pozo, ocasionándose principalmente por sobrepresión, desgaste o mala calidad de materiales, corrosión, falta de mantenimiento preventivo o correctivo, entre otros factores. Los riesgos inherentes al presentarse fugas podrían conllevar a incendios y/o deflagraciones, que de acuerdo con los datos arrojados por el simulador empleado, las zonas de alto riesgo y los posibles radios de afectación se limitarían al área de la plataforma. Las recomendaciones técnico operativas resultantes de la metodología para la identificación de riesgos aplicada para el análisis de la perforación de los pozos y/o factores que puedan causar un accidente en el presente proyecto son los siguientes: Aplicar los procedimientos de mantenimiento preventivo y/o correctivo en los sistemas de perforación, etc. Registrar periódicamente, y bajo bitácora, las condiciones operativas del equipo de perforación. Aplicar correctamente, y bajo la documentación correspondiente, los procedimientos operacionales para la perforación. Continuar con la programación y desarrollo de cursos de capacitación y adiestramiento a todo el personal que conforme las cuadrillas de perforación. Implantar un sistema de seguimiento de capacitación y adiestramiento a las cuadrillas de perforación, relacionado con los conocimientos y habilidades en la ejecución de simulacros de cierre de pozos descontrolados, control de brotes u otras actividades inherentes al proceso de perforación. Del mismo modo, para este proyecto se considera de sumo interés ejecutar las siguientes recomendaciones:




Almacenar y resguardar la maquinaria, equipo y materiales, en sitios específicos destinados para tal fin dentro de la plataforma de perforación de cada pozo, con la finalidad de garantizar la aplicación de medidas de seguridad y evitar daños al entorno. Cumplir estrictamente con las disposiciones técnicas de mantenimiento del equipo de perforación durante las actividades. En caso de no instalarse su respectiva línea de descarga, cumplir estrictamente con las disposiciones técnicas establecidas para el sellado del pozo al término de la perforación. Aplicar en caso de evento indeseado el plan estratégico para contingencias de perforación y mantenimiento de pozos. Fomentar seminarios para intercambiar experiencias entre el personal experto en pozos descontrolados; capacitación y adiestramiento para la prevención, detección y control de brotes, y el control secundario de pozos, así como capacitar continuamente al personal a través de los centros de adiestramiento en seguridad y ecología (CASE), con los que cuenta PEMEX en todas sus regiones. Procurar que todo el personal de las cuadrillas de perforación use siempre el equipo mínimo de protección personal (casco, ropa de algodón, calzado de cuero o neopreno, guantes, protectores auriculares y para los ojos) Supervisar que el equipo que se utilizará en las actividades de perforación del presente proyecto, se encuentre correctamente instalado en la plataforma y en perfectas condiciones de operación. Adecuado manejo y disposición de los residuos generados, tomando en cuenta las buenas prácticas ambientales y la normatividad vigente. Para los Gasoductos se recomienda: 1.- Difundir los procedimientos operativos y de emergencia en caso de fuga e incendio. 2.- Cumplir con los programas de recubrimiento anticorrosivo en las instalaciones superficiales 3.- Cumplir con la inyección de inhibidores a los oleogasoductos. 4.- Cumplimiento de los programas de mantenimiento preventivo a las válvulas, así como de sus respectivas conexiones, bridas y espárragos, 5.-Cumplir con el programa de inspección mecánica y ultrasónica a tuberías y accesorios de las instalaciones superficiales. 6.- Cumplir con el programa de celaje. Es de resaltar que en todo Petróleos Mexicanos se tiene implementado un sistema integral de administración de la seguridad y protección ambiental (SIASPA), en el que cabe señalar para este apartado al elemento 4 de este sistema referido a “Salud Ocupacional”, cuyo personal tiene el objetivo de identificar, evaluar y controlar los riesgos y condiciones que puedan dañar nuestra salud, otro




elemento importante es el 12 “Análisis de riesgos”, con el que se identifican, analizan y evalúan periódicamente los riesgos en las instalaciones. De suma importancia también es el elemento17 “Integridad Mecánica”, que tiene el objetivo de prevenir y controlar eventos no deseados, vigilando que se cumplan los programas de mantenimiento, los procedimientos de operación y la normatividad en las construcciones de las instalaciones, por lo anterior descrito es recomendable continuar con la retroalimentación de este sistema integral de la seguridad industrial y protección ambiental (SIASPA). Planes y Programas de Contingencia Se cuenta con programas de capacitación en distintas funciones propias de las instalaciones, para el personal encargado de las diversas actividades (operación, mantenimiento, seguridad, primeros auxilios), favoreciendo una operación segura de sus instalaciones así como, las adecuadas acciones- respuesta ante un evento fuera de los parámetros operativos. Programa de restricción de accesos, el cual minimiza las posibilidades de acción de agentes externos en el desarrollo de las actividades propias de las instalaciones costa fuera. Plan Nacional de contingencias para combatir y controlar derrames de hidrocarburos y otras sustancias nocivas en el mar (SEMAR). Existen a nivel regional, una serie de Planes y programas de trabajo para el adecuado desempeño de los diversos entes relacionados con la operación, el mantenimiento y la seguridad dentro de las instalaciones, Programas de Mantenimiento a Instalaciones. Procedimiento de aviso de eventos y accidentes de carácter ambiental originado por derrames de hidrocarburos o sustancias nocivas, incendios y explosivos. Plan Regional de Respuesta a Contingencias Ambientales por Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche, Petróleos Mexicanos, México, 2000. El Plan de Respuesta a Emergencias del Activo Integral Litoral de Tabasco RMSO, cuyo objetivo es establecer las acciones necesarias para que el personal participe en la toma de decisiones, respuestas y control ante una emergencia que se presente durante la exploración, explotación y transformación de los hidrocarburos en las instalaciones marinas debido a los riesgos asociados en las operaciones. En el plan se mencionan los tipos de accidentes que se pueden presentar, fases de intervención en los mismos, organigrama estructural del comité para el plan de emergencias, organigrama funcional del plan de contingencias y responsabilidad de las ramas operativas y de apoyo en el comité de contingencias. Plan de Respuesta a Emergencias por Huracanes en la Sonda de Campeche que contempla las acciones requeridas para la operación, paro programado, evacuación, inspección y arranque de las instalaciones, previo, durante y posterior a la presentación de este fenómeno meteorológico. Este plan incorpora los diversos procedimientos de operación y las fases de ejecución de los mismos ante un evento de esta índole, siendo varios de dichos procedimientos una guía básica para acciones similares provocadas por otro tipo de fenómenos, por ejemplo el procedimiento de abandono de plataforma




IX.2.1 Sistemas de seguridad. La construcción del sistema existente en el equipo de perforación y la construcción de los oleogasoductos se diseñaron y se harán de conformidad con todas las Normas aplicables, y apegándose a los estándares y especificaciones reconocidos de la industria para cumplir con la totalidad de los requisitos establecidos. Durante el desarrollo de las actividades de perforación, se contará con equipo de protección personal diverso (ropa de algodón, cascos, guantes, zapatos, protección ocular, arnés, etc.), con extintores portátiles y semifijos, así como con sistemas de control secundario. En lo que respecta al equipo de perforación, éste cuenta con un sistema de válvulas e indicadores que controla y monitorea condiciones de altas presiones que pueden presentarse dentro de los pozos. El sistema consiste de varias válvulas para trabajo pesado, las cuales se diseñan para soportar presiones que, por la formación, pueden ser ejercidas hacia la superficie durante las operaciones del proceso de extracción en los pozos. Aunado a lo citado anteriormente, al personal que conformará las cuadrillas de perforación se les proporcionan boletines de seguridad relativos a temas tales como: Recomendaciones de seguridad para el personal que ejecuta labores de perforación y reparación de pozos. Recomendaciones generales de seguridad en las actividades que realiza el ayudante de perforación y/o reparación (“chango”). En la plataforma se cuenta con equipo de seguridad y protección ambiental, a continuación se hace una descripción del equipo: Extintores de polvo químico seco y CO2 Red de agua contra incendio que suministra agua a los siguientes equipos: Hidrantes Monitores Regaderas y lavaojos Ventiladores de aire para dispersar una nube de gas. Lanchas para traslado del personal. Lancha con bomba de agua contraincendio independiente. Geo-membrana localizada en los límites para evitar que se contamine el agua Una presa para tratamiento de aguas residuales para evitar tirar material contaminado a los canales. Dispositivos de Seguridad Para tener una operación confiable y segura en la producción de hidrocarburos de las plataformas, contará con dispositivos de seguridad para atender cualquier incidente que pudiera suceder los cuales serán:




Equipo de seguridad para desalojo de la plataforma Aros salvavidas Cable de vida Boyas de anillo Chalecos salvavidas Equipo autónomo de respiración Balsas de salvamento autoinflables Muro contra incendio Dispositivos de seguridad Áreas exteriores Sistema de detección Detector de fuego (USH) Detector de gas combustible (ASH) Detector de gas tóxico (OSH) Sistema de alarma Alarmas visibles Alarmas audibles Estaciones manuales Sistema de extinción Red de agua contra incendio Sistema de aspersión Monitores y gabinetes para manguera Sistema de extinción espuma-agua Áreas interiores Sistema de detección Detector de humo tipo iónico (YSH)i Detector de humo tipo fotoeléctrico (YSH)p Detector de gas hidrógeno (NSH) Sistema de alarma Alarmas visibles Alarmas audibles Estaciones manuales Sistemas de supresión Sistema de supresión en caseta de control a base de FM-200 Sistema de extinción en cuarto de baterías a base de CO2 Válvulas para sistemas de Paro de Emergencias Tablero de Seguridad y control de pozos Sistemas de Detección de Fuego y Gas. Línea telefónica. Radio de banda marina. Sistema de inyección de antiespumante (Tipo Paquete). Sistema de alumbrado de emergencia por medio de celdas solares y bancos de baterías. Caseta de resguardo para personal operativo. Sistema de circuito cerrado de televisión y altavoces. Estaciones Manuales Eléctricas




Tapones Fusibles Descripción Válvula de Diluvio Monitores Gabinete para Mangueras Características de las Boquillas Aspersoras Las plataformas son del tipo no tripuladas, por lo cual será controlada por Unidades de Proceso Remoto (UPR´s) y será del tipo tripulada cuando se realicen maniobras de mantenimiento, supervisión y prueba del proceso y perforación de pozos. Existen tres UPR´s, una para el sistema de Paro Por Emergencia (ESD), otra para Gas y Fuego y la última que controla las variables de proceso En el diseño se utilizaron y en la construcción de los oleogasoductos de 16 y 12” ø se utilizarán las normas, estándares y especificaciones señaladas a continuación:

Normas, estándar y/o especificación Descripción

NRF-030-PEMEX-2003

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

PEMEX No.3.135.05 Lastre de concreto para tuberías de conducción PEMEX No.2.413.01 Sistemas de protección catódica PEMEX No.2.421.01 Sistemas de tuberías de transporte y recolección de hidrocarburos PEMEX No. 4.411.01 Aplicación de recubrimientos para protección anticorrosiva PEMEX No. 3.102.01 Trazo y niveles. PEMEX No. 3.120.01 Desmonte. PEMEX No. 3.121.02 Excavaciones. PEMEX No. 3.121.04 Rellenos de excavaciones. PEMEX No. 3.121.08 Clasificación de materiales para el pago de excavaciones. PEMEX No. 3.135.01 Cimbras de concreto. PEMEX No. 3.135.02 Elaboración y control de concreto. PEMEX No. 3.135.03 Acero de refuerzo para concreto. PEMEX No. 3.137.13 Concreto en clima caluroso. PEMEX No. 3.374.01 Sistemas de transporte de petróleo por tubería. PEMEX No. 4.137.01 Cementos hidráulicos, requisitos de calidad. PEMEX No. 4.137.02 Agregados para concreto. PEMEX No. 4.137.03 Acero de refuerzo para concreto. PEMEX No. 4.137.04 Agua para elaborar concreto. PEMEX No. 4.137.06 Concreto fresco y concreto endurecido. PEMEX No. 4.137.08 Elaboración y curado en obra de especimenes de concreto. PEMEX No. 4.137.09 Contenido de aire, peso volumétrico y rendimiento de concreto. PEMEX No. 4.137.12 Cabeceo de especimenes cilíndricos de concreto. PEMEX No. 2.411.01 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos.

PEMEX No. 3.411.01 Preparación de superficies, aplicación e inspección de recubrimientos para protección anticorrosiva.

PEMEX No. 03.0.02 Derechos de vía de las tuberías de transporte de fluidos. PEMEX No. 2.125.01 Diseños de caminos para instalaciones petroleras. PEMEX No. 2.421.01 Sistemas de tuberías de transporte y recolección de hidrocarburos (1ª, 2ª, y 3ª partes).

ASME B 31G Manual para determinación del esfuerzo remanente, en tuberías corroídas. ASME/ANSI B16.5 Especificaciones de bridas y accesorios de bridas de acero para tuberías. ASME/ANSI B16.9 Especificaciones de los accesorios de acero forjado para soldar a tope.





ASME SECC. IX Calificación de procedimiento y personal para la soldadura de tuberías y componentes relacionados.


RP-111 Desig, construction, operation and mainternacionalnance of offshore hydrocarbon pipelines

SPEC 5L Specification for line pipe RP-5LW Recommended practice for transportation of line pipe on barges and marine

vessels API-6D Specification for pipeline valves (gate, plug, ball, and check valves) API-1104 Standard for welding pipelines and recated facilites A-106 Stándar especification for seamless carbon steel pipe for high temperature service. A-370 Standard test methods and difinitions for mechanical testing of steel productions OS-F101 Submarine pipeline systems NRF-001 PEMEX 2000

Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos.

NRF-004-PEMEX 2000

Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos.

NRF-010-PEMEX 2000

Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de petróleos mexicanos y organismos subsidiarios.

NRF-013-PEMEX 2000

Evaluación de líneas submarinas en el golfo de méxico.

NRF-005-PEMEX 2000

Protección interior de ductos con inhibidores.

ASME B-31.4 Pipeline transportation sustems for liquid hidrocarbons and other liquids.

Procedimientos de certificación de materiales empleados. PEMEX-Exploración y Producción cuenta con los documentos que certifican y garantizan la calidad y cumplimiento de las especificaciones para una operación confiable, segura y con el mínimo de riesgo durante la construcción y la operación. Límites de tolerancia a la corrosión. En la construcción de los ductos en estudio se cumplirá con los requisitos para la prevención de la corrosión externa e interna de la tubería y sus accesorios. La tubería se protege a través de la protección mecánica (vidrioflex, vidriomat y esmalte protexa) y en instalaciones superficiales se utiliza pintura anticorrosiva además contra la corrosión externa. En los puntos de interconexión de los tramos superficiales de los ductos, se aplica un recubrimiento plástico antiácido monolítico llamado RAM-100, el cual consiste en un recubrimiento adhesivo monolítico a base de resinas sintéticas con cargas inertes. Los ductos se protegen de la corrosión interior con inhibidores de corrosión.




IX.2.2 Medidas preventivas.

Respecto a la perforación de los pozo señalados en este sentido, se dará seguimiento a las medidas dispuestas en la “buena práctica”, al no contar con otro documento normativo, por su parte, se aplicarán las disposiciones de seguridad industrial que la empresa lleva a cabo en cada una de sus actividades. Bajo este contexto, se considera también que las actividades de perforación de pozos petroleros terrestres y lacustres (preparación del sitio y construcción, operación y mantenimiento, así como abandono del sitio), además de presentar características similares, generarán riesgos ambientales de poco significación para el ambiente y el entorno social, de realizarse en estricto apego a diversos requisitos, especificaciones y procedimientos de protección ambiental que se establecen en las buenas prácticas. Residuos no peligrosos: Para la disposición temporal de los residuos sólidos municipales (inorgánicos y orgánicos entre otros) la o las compañías perforadoras de cada pozo deberá disponerlos dentro de una bodega provisional en un área de la plataforma de perforación para su almacenamiento controlado mediante bolsas de polietileno, su disposición final se hará en los sitios que para tal fin señalen las autoridades municipales previa obtención del permiso correspondiente. Los residuos sólidos no peligrosos señalados serán enviados previa autorización a los centros de confinamiento municipales. Residuos peligrosos Un análisis de la “Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-2005, que “Establece las Características, el procedimiento de identificación, clasificación y los Listado de los residuos peligrosose”, publicada el 23 de junio del 2005, incluye los aceites lubricantes gastados con la clave CRETIB Tóxicos (T) y Reactivos (R) siendo su número de Residuo Peligroso el RPNE1.1/03, de igual forma los residuos del lavado con solventes se encuentran incluidos (Clasificación de residuos y bolsas o envases de materias primas que se consideran peligrosas en la producción de pinturas). En este caso particular, se menciona que las actividades de la perforación de pozos petroleros, implica en la etapa final (terminación del pozo) la utilización de esmaltes, recubrimientos y epóxicos que requieren del uso de solventes de tal forma que se generan recipientes vacíos y estopas manchadas durante la limpieza de utensilios y equipos y herramientas menores. Los equipos Udeberán cumplir U con las siguientes normas oficiales sobre emisión de contaminantes:




NOM-041-SEMARNAT-1993. Limites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible.

NOM-045- SEMARNAT -1996. Niveles máximos permisibles de opacidad del humo proveniente del escape de vehículos automotores en circulación que usan diesel o mezclas que incluyan diesel como combustible.

NOM-050- SEMARNAT -1993. Niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de vehículos automotores en circulación que usan gas licuado de petróleo, gas natural u otros combustibles alternos.

En el caso de que se detecte que se rebasen dichos límites, los responsables deben realizar las modificaciones pertinentes en su equipo para cumplir con las normas oficiales aplicables. Para La disposición final de los residuos peligrosos identificados, serán entregados a la compañía con quien se contrate el servicio de disposición final, misma que deberá contar con el permiso correspondiente, para su transporte, tratamiento y disposición final. Pemex-Exploración y Producción (como responsable de la generación de esos residuos peligrosos derivados de sus actividades), cumplirá el llenado de formatos de manifiesto para el transporte de los mismos previo pago de los derechos correspondientes y conservará el original del manifiesto firmado por el contratista contratado. Aguas residuales Se generarán aguas residuales por los servicios al personal durante los trabajos de perforación de cada pozo, en cuanto a su manejo éstas se colectarán en letrinas portátiles para su posterior tratamiento por alguna empresa dedicada a ese ramo. Los residuos que puedes ser reutilizados son: residuos de la construcción de las peras, pedacería metálica, tubos, tambores, etc. Los residuos sin posibilidades de recicle serán almacenados y transportados al sitio que señale la autoridad municipal, estatal o federal competente para su disposición final. El tratamiento de las aguas residuales sanitarias se realizará en la localización, para lo cual se contara con plantas de tratamiento, y posteriormente se volverá a utilizar. Se generarán aguas residuales por los servicios al personal durante los trabajos de perforación, su manejo y disposición final será responsabilidad de la compañía contratada por PEP.




Las medidas preventivas contempladas para los oleogasoductos de 16” y 12” diám., son las siguientes:

Señalamientos. Como medida preventiva, PEMEX–Exploración y Producción aplica el documento normativo CID-NOR-N-SI-0001 “Requisitos Mínimos de Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Ductos de Transporte” la cual en su capítulo 6, párrafo 6.7 indica: “Sobre el derecho de vía y en las instalaciones de toda tubería de transporte deben instalarse las señales necesarias para localizar e identificar dicha tubería y reducir posibilidad de daños”. “Los señalamientos serán de los tipos: informativo, restrictivo o preventivo”. “Todas las señales se instalarán en los lugares determinados conforme a las instrucciones contenidas en esta norma, independientemente de que en ellos existan postes de protección catódica”. “La señalización que determina esta norma, debe cumplir además con los requisitos establecidos por las dependencias gubernamentales correspondientes”. A continuación se muestran esquemas de los diferentes tipos de señalamientos:

Señalamientos de tipo informativo.

18 cm

15 cm

PEMEX

CRUDO

VÁLVULA DE SECCIONAMIENTO

OLEODUCTOS

DOS BOCAS – EL MISTERIO

PEMEX

0.20 m

0.80 m

km

1005

7.00 m0.80 m

PLACA

0.12 m

KM1005

2.00 m

TIPO I TIPO II TIPO III.




Señalamientos de tipo restrictivo.

PEMEX

PELIGRO TUBERIA ALTA PRESIÓN

EXCAVAR CONSTRUIR GOLPEAR

EN CASO DE EMERGENCIA HABLARPOR COBRAR AL TEL. 16-43-98.EN VILLAHERMOSA, TAB.

NOPEMEX

PELIGRONO ANCLAR

TEL. 16-43-98POR COBRAR A PEMEXEN VILLAHRMOSA, TAB.

TUBERIA DE ALTA PRESION

EN CASO DE EMERGENCIA HABLARPOR COBRAR AL TEL.16-43-98EN VILLAHERMOSA, TAB.

PEMEX

PELIGRO

TIPO I TIPO II TIPO III

Señalamientos de tipo preventivo.

PEMEX

PELIGRONO SE

ACERQUE

TIPO I TIPO II

Medidas, equipos, dispositivos y sistemas de seguridad con que contarán los ductos, consideradas para la prevención, control y atención de eventos extraordinarios.

P.E.P., Región Sur, cuenta con personal y unidades de equipo contraincendio, que en caso de presentarse una emergencia, el personal de la Coordinación de Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Calidad (SIPAC) del Activo Integral Samaria- Luna, atenderá de forma inmediata la contingencia.




Además, se tienen equipos de protección contraincendio existente en el cobertizo contraincendio de las instalaciones administrativas del Activo Integral, como son: unidad de contraincendio, motobombas de contraincendio, autotanque de contraincendio, extintores de diferentes capacidades. Se tiene implementado un sistema de permisos para trabajos con riesgos, el cual ayuda a no tener accidentes para cuando se realicen actividades que impliquen alto riesgo. El personal de perforación cuenta con los procedimientos operativos, además de que reciben capacitación por sus jefes inmediatos en el conocimiento y aplicación de los mismos. En caso de que suceda un evento de riesgo mayor en la instalación, también se activará el “Plan de Contingencias y Desastres en Instalaciones de P.E.P., Región Sur”, asimismo se cuenta con la aprobación del PRE-PPA del activo por parte de la SEMARNAT, donde se concluye que existe suficiencia técnica. Este rubro está contemplado en el elemento 16 del SIASPA “Planes de respuesta a emergencias”, el cual tiene como objetivo que al ocurrir una emergencia el personal de PEMEX sepa que hacer y de ser posible controlarla rápidamente antes de que exceda la capacidad de respuesta. El pozo a perforar y las líneas a construir pertenecerán al Activo Integral Samaria- Luna, mismo que cuenta con una representación de Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Calidad, cuya misión es la de promover que todas las actividades que se realizan en la instalación se desarrollen dentro de un marco de seguridad y respeto al medio ambiente. Dentro de las actividades principales de seguridad industrial se encuentran las siguientes: -Difusión normativa. -Elaboración de auditorias internas de seguridad industrial. -Supervisión de trabajos con riesgo. -Estudios de higiene industrial (ruido). -Campañas de seguridad y ecología -Elaboración de estadísticas de accidentes personales e industriales (NOM-021-STPS-1994.) -Recorridos con la Comisión Mixta de Seguridad e Higiene. -Mantenimiento a extintores portátiles. -Pláticas de concientización sobre prevención de riesgos, así como de diferentes temas relacionados con sus actividades. -Control de trabajos que implican riesgos, a través de permisos respectivos. De acuerdo a sus programas, la Coordinación de Mantenimiento realiza las siguientes actividades para las líneas: -Celajes (inspecciones sobre el derecho de vía) para verificar que los ductos estén operando en condiciones seguras y que no existan condiciones inseguras o peligrosas que pongan en riesgo a los ductos alojados en el derecho de vía. -Inspección ultrasónica (conocer los espesores de los ductos) y aplicación de recubrimientos anticorrosivos a las instalaciones superficiales del derecho de vía. -Protección de la corrosión externa mediante la aplicación del sistema de protección catódica. -Protección de la corrosión interior mediante la inyección de inhibidores.




-Corridas con diablos instrumentados ( equipos utilizados para conocer la sanidad interior del material de los ductos). - Corridas con diablos de limpieza (equipos utilizados para eliminar el agua y sedimentos de los ductos). La empresa cuenta con el Reglamento de Seguridad e Higiene de PEMEX, en el cual se consignan las obligaciones referentes a seguridad e higiene que debe cumplir el trabajador durante su desempeño laboral. Es de suma importancia resaltar en este apartado el sistema que tiene implementado Petróleos Mexicanos, SIASPA, que es un sistema enfocado a la administración efectiva de los aspectos relativos a la seguridad y a la protección ambiental, pero que no se limita solo a éstos. La administración efectiva de los asuntos relativos a la Seguridad y la Protección Ambiental tiene vínculos directos e importantes con funciones tales como la operación, el mantenimiento, el diseño, los recursos humanos, los asuntos externos, la planeación y la presupuestación etc., por citar sólo algunos; por lo mismo, la implantación de SIASPA requiere la participación activa y entusiasta de todo el personal de los centros de trabajo. Además de estar concebido, diseñado y desarrollado como el medio para instrumentar la Política Institucional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental de Pemex, SIASPA también tiene como uno de sus objetivos, crear en el personal una actitud permanente de cambio hacia la consolidación de una cultura de seguridad y protección ambiental basada en Ula prevenciónU. IX.2.3 Revaloración del riesgo ambiental. De acuerdo con los resultados obtenidos en las simulaciones y analizando los sistemas y dispositivos de seguridad a emplearse durante la perforación de los pozos: a) Tizón Nos. 216, 232, 234, 236, 252 y 254 desde la plataforma Tizón A, b) Tizón Nos. 276, 274, 256 desde la plataforma Tizón B, c) Cráter Nos. 52, 71 y 73 desde la plataforma Cráter A, d) Kilba Nos. 1, 3, 11, 13, 21 y 23 desde la plataforma Kilba A y e) Kilba Nos. 22, 24, 26, 41, 42 y 44 desde la plataforma Kilba B y de los oleogasoductos; de 16”Ø x 2.91 km de Plataforma Tizón A a Cabezal Tizón 1, de 12 ”Ø x 2.508 km de Plataforma Tizón A a Plataforma Tizón B, de 12”Ø x 2.572 km de Plataforma Tizón B a Plataforma Kilba A, de 12”Ø x 2.245 de plataforma Kilba B a plataforma Kilba A, de 12”Ø x 3.03 km de Plataforma Kilba A a plataforma Cráter 1 y de 16”Ø x 2.574 km de Plataforma Cráter A a Cabezal Cráter 1 se determina que no se requiere de una revaloración del riesgo ambiental.




X - 1



Tabla con formato

CAPÍTULO x PRONÓSTICOS AMBIENTALES REGIONALES Y, EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS

X.1 PROGRAMA DE MONITOREO Con base al escenario construido en la Sección V.4 donde se presentó un escenario ambiental modificado por el proyecto, se presenta a continuación el escenario final que ya incluye las medidas de mitigación propuesta en el Capítulo VI. Aplicando las medidas de mitigación propuestas en el presente estudio, cumpliendo con las Normas Oficiales Mexicanas emitidas por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, así como por la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, Normas Oficiales Mexicanas; y por las Normas de Referencia y Procedimientos de PEMEX el escenario final consiste en un área donde el impacto que permanecerá aun después de la vida útil del proyecto será la permanencia de los oleogasoductos y templetes enterrados en el lecho marino y suelo terrestre. Como parte del compromiso que PEMEX tiene con el Medio Ambiente se establece un Programa de Monitoreo de Parámetros Fisicoquímicos para la Zona Marina y un Programa de Monitoreo para indicadores de contaminación en la Zona Terrestre. Dentro de la organización de PEMEX, se estableció la importancia de los aspectos ecológicos al conformar las Directrices de Petróleos Mexicanos en Materia de Protección Ambiental, Ahorro y Uso Eficiente de la Energía, donde las acciones se orientan hacia los aspectos de prevención de la contaminación sin descuidar las relativas al control y corrección, así como a una mejora permanente de la calidad de sus productos.

Programa de Monitoreo Zona Marina Para conocer cuales son las condiciones ambientales que prevalecen y poder evaluar los cambios que se generen en el sistema marino costero por las actividades petroleras a largo plazo, PEP ha implementado, un programa de monitoreo en las zonas de plataformas y áreas costeras del Sur del Golfo de México, dado el tiempo que implica la toma de muestras y análisis de laboratorio, para este tipo de estudios PEMEX tiene programado actualmente un monitoreo al año lo cual podrá variar en el área del proyecto y que consiste de lo siguiente: Objetivo Generar información ambiental en forma sistemática y continua sobre los componentes marinos y costeros del Oeste de México, como apoyo para la planeación del desarrollo a largo plazo de las actividades de PEMEX, Exploración y Producción.







Con formato: Izquierda: 85.05 pto, Arriba: 99.25 pto,Abajo: 70.9 pto, Distancia delpie de página desde el borde: 37.15 pto





Eliminado: VII

Eliminado: VII

Eliminado: ; así como el área destinada al taponamiento de pozos una vez terminada su vida útil

Eliminado: ¶




X - 2


Tabla con formato


Selección de las Variables Técnicas a realizar a bordo del buque:

Salinidad, Conductividad, temperatura y profundidad in situ. pH. Oxígeno disuelto. Velocidad y dirección de las corrientes.

Parámetros que se obtendrán a bordo del buque:

Nitritos. Nitratos. Amonio. Silicatos. Ortofosfatos. Turbidez. Alcalinidad Total. Coliformes Totales y Fecales. % de Saturación de Oxígeno. CO2 total.

Muestreos biológicos:

Fitoplancton. Zooplancton. Peces. Bentos.

Técnicas realizadas en laboratorio:

Clorofila. Análisis de hidrocarburos en agua y sedimento. Análisis de metales en agua y sedimento. Determinación de 13C. Sólidos suspendidos totales Sólidos suspendidos orgánicos. Sólidos suspendidos inorgánicos. Productividad primaria. Productividad secundaria. Textura de sedimento. % de carbono orgánico en sedimento.








Con formato: Sangría:Izquierda: 28.35 pto

Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto

Con formato

Con formato: Sin Superíndice/ Subíndice


Con formato


Con formato

Eliminado: ¶

Eliminado: ¶

Eliminado: ¶


Eliminado: ¶

Eliminado: ¶

... [1]

... [3]

... [2]




X - 3

Con formato

Con formato

Tabla con formatoCalidad del Aire

Ozono. CO. SO2. NO2 (NOx). Hidrocarburos. CO2.

Procedimientos y técnicas para la toma de muestra, transporte y conservación de muestras, análisis, medición y almacenamiento de las mismas. En la Tabla X.1-1, se muestran las técnicas comúnmente utilizadas en un crucero oceanográfico.

Tabla X.1-1 Técnicas Analíticas Utilizadas

Muestreo Método/Preservación Descripción Columna de agua Grashoff et al., 1983 Profundidades estándar (5,0; 10,0; 20,0; 30,0; 50,0; 75,0;

100,0; 150,0; 200,0; 500,0; 800,0 y 1000,0 m) Técnicas Realizadas a Bordo

Salinidad, conductividad, temperatura (ºC) y profundidad in situ

Determinados mediante un perfilador CTD

Medidor de Conductividad, Temperatura y Profundidad (Presión)


Oxígeno disuelto (mg/L) Winkler, modificado por Carrit y Carpenter (1966)



Nitritos (mg/L) Bendschneider y Robinson (1952). Refrigerar a 4,0 °C


Nitratos (mg/L) El método para los nitratos es el descrito por Morris y Ryley (1963) modificado por Grasshoff (1964) y �ord et al. (1967). Refrigerar a 4,0 °C


Amonio (mg/L) Método alternativo específico para el amonio, éste es tomado por algunos autores (Solórzano, 1969). 5 gotas fenol/alcalino. Refrigerar a 4,0 °C



Se basa en la formación de un heteropoliácido por tratamiento de la muestra con molibdato de amoniaco en solución ácida. El complejo resultante ß-silicomolibdico se reduce al compuesto azul de molibdeno y descomponiendo simultáneamente cualquier fosfomolibdato o arsenomolibdato. Se lee a 882,0 nm

Ortofosfatos (mg/L) (Parsons et al., 1984) La muestra de agua de mar es llevada a reaccionar con una mezcla conteniendo ácido molibdico, ácido ascórbico y el antimonio trivalente. El complejo resultante es reducido a azul de molibdeno. La absorbancia se lee a 885,0 nm

Eliminado: <sp>PEP-Región Marina Suroeste, Activo Integral




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Con formatoTabla X.1-1 Técnicas Analíticas Utilizadas (continuación) Determinación de los nutrientes (Mediante técnicas colorimétricas)

Turbidez (NTU) Método turbidimétrico (NOM-AA-38) El método turbidimétrico se basa en la propiedad que tienen las suspensiones finas que se encuentran en el agua, de afectar la transmisión de la luz que pasa a través de ellas

Muestreo Método/Preservación Descripción

Alcalinidad Total (μM) Método de titulación potenciométrica, (Edmond, 1970)

El método analítico utilizado consiste en una titulación potenciométrica, para la cual se siguió el método propuesto por Edmond (1970). Determinando los potenciales después de cada adición de HCl en cada muestra y calculando los valores de punto de equivalencia por el método de Gran (1952)

Coliformes Totales y Fecales (UFC) Método de tubos múltiples de fermentación según la Norma NMX-AA-42 (1993)

Se toman 2 muestras de agua y sedimento con una jeringa recortada de 10mL como nucleador para tomar las submuestras, 1 nucleador se pasa a un frasco con 90,0 mL de medio mineral estéril, a partir de ésta se hacen diluciones hasta 10,0-6,0; de la última dilución se siembra 100,0 µL. En una caja petri con medio Zobell, incubar 24,0 h a temperatura ambiente, refrigerar



Las muestras de fitoplancton se colectaron utilizando una red con una malla de 10,0 μm y un diámetro de 50,0 cm, a una profundidad de 150,0 m

Los análisis cualitativos y cuantitativos se realizaron por medio del vaciado de 2,0 mL de cada muestra en una cubeta de sedimentación con el uso de un microscopio invertido Zeiss y el barrido de transectos diametrales (Hasle, 1978)

Zooplancton (Abundancia y diversidad) Método de volumen desplazado (Beer, 1976) Se colectaron utilizando una red bongo doble con una malla 333,0 y 500,0 μm y con un diámetro de 75,0 cm

Peces (Kg, CPUE) Red de arrastre camaronera. Preservadas con formaldehido al 5% en agua de mar y neutralizando el pH con Borato de Sodio

Red de arrastre de 12,0 m de abertura y malla de 1 3/4 de pulgada. Velocidad de 3 nudos y 30,0 min. de duración

Bentos (% de abundancia) Colecta de sedimento con draga Smith McIntyre preservadas con formaldehido al 10% y borato de sodio


Diseño estadístico del muestreo Las estaciones donde se realizan los muestreos en el área del Golfo de México se establecerán con base a la posición que guardaran las instalaciones de PEMEX en altamar y a las áreas de pesca o consideradas críticas, por lo tanto el número y ubicación de los puntos de muestreo podrá variar.

Procedimiento de almacenamiento de datos Debido a la cantidad de variables que se hacen un muestreo en este tipo de campaña oceanográfica, el responsable de cada área genera los formatos de hojas de custodia correspondientes, para ir vaciando los datos que se obtengan en la etapa de muestreo en altamar.






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Las hojas de custodia contienen la siguiente información: Estación de muestreo. Posición latitud-longitud. Tipo de muestra. Número de la muestra. Resultado obtenido durante el muestreo. Nombre de la persona responsable de la guardia durante el muestreo. Nombre o nombres de las personas que tomaron las muestras. Notas aclaratorias.

Los datos provenientes de equipos como el CTD, se almacenan de forma automática en la memoria del aparato y esta información posteriormente será descargada a una PC para su análisis. Durante la etapa de laboratorio, la información anterior se utilizará como guía, para realizar los análisis correspondientes a cada tipo de muestra. Los resultados obtenidos serán vertidos en una nueva hoja de custodia, la cual deberá ser generada como archivo de hoja de cálculo, para facilitar su manejo. Esta hoja de custodia contiene la siguiente información:

Estación de muestreo. Posición latitud-longitud. Tipo de muestra. De ser necesario el número de la muestra. Nombre de la persona que realizó el análisis. Resultados del análisis.

Los diferentes datos que se obtienen de manera in situ o posterior al análisis de laboratorio, son almacenados en formatos de hojas de cálculo, para su manejo. Estas bases de datos podrán ser importadas a otros formatos para realizar el análisis estadístico de las variables que así lo requieran. En cuanto a la infraestructura más importante que se requiere:

Puerto de salida y llegada. Buque oceanográfico. Equipo y material oceanográfico apropiado al tipo de muestreo. Personal profesional y técnico capacitado para las labores de colecta y análisis de muestras. Jefe de Campaña. Calendario de muestreo.

Responsables del muestreo Los responsables del muestreo, son todos los participantes de la campaña oceanográfica los cuales estarán organizados en turnos de trabajo, dentro del cual deberá de haber un responsable para cada tipo de muestreo ya sea agua sedimento, datos meteorológicos y ejemplares de fauna, dicho personal deberá contar con conocimientos de los diferentes equipos y técnicas que se emplearán durante el muestreo y














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para realizar los análisis a bordo del buque. Las personas encargadas del plan de muestreo, deberán estar en estrecha colaboración con el capitán del buque y su tripulación para obtener los resultados deseados en el tiempo estipulado en el plan de campaña.

Formato de presentación de datos y resultados Los formatos de presentación de resultados varían dependiendo de lo que se requiera mostrar, y estos pueden ser:

Tablas de valores:

Gráficas de barras para observar tendencias. Perfiles de profundidad vs. algún elemento. Isolineas de concentración de algún elemento. Análisis de componentes principales. Análisis de factores. Gráficas de correlación. Otros.

Costos aproximados Los costos de realización de una campaña oceanográfica varían dependiendo del tiempo en altamar y del tipo de estudios que se requieran, por lo que no se puede estimar el costo en este apartado. Valores permisibles o umbrales Los valores son los marcados en las Norma Oficiales Mexicana. Procedimiento de acción cuando se rebasen los valores permisibles o umbrales para cambiar la tendencia En caso de que se presentase un incremento en el nivel de los contaminantes cuyo limite esta prescrito por la normatividad ambiental nacional e internacional, se propone:

Verificación de los sistemas anticontaminantes. Verificación del sistema de recuperación de lodos. Incremento en el mantenimiento preventivo de los equipos anteriormente mencionados.

Programa de Monitoreo Zona Terrestre Objetivos Generar información sobre las actividades realizadas durante el transporte de hidrocarburos en la zona terrestre con la finalidad de identificar posibles afectaciones por hidrocarburos a lo largo del derecho de vía. Selección de variables















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Las variables determinadas para identificar una posible contaminación en a la zona terrestre es la determinación de los siguientes parámetros: Hidrocarburos Totales de Petróleo Compuestos Orgánico Volátiles Compuesto Poliaromáticos Unidades de medición De acuerdo a la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración; establece que se deberá reportar los resultados en mg/kg base seca. Procedimientos y técnicas para la toma de muestras, transporte y conservación de muestras, análisis, medición y almacenamiento de las mismas. Al tratarse sólo de una medida precautoria para la identificación de una posible contaminación por hidrocarburos se propone tomar muestra de suelo en aquellas áreas que sean susceptibles de presentar derrame de hidrocarburos proveniente del mantenimiento de ductos, válvulas de seccionamiento o en trampa de diablos. Se propone la toma de 5 muestras cada 3 años, durante la vida útil del proyecto. En caso de presentarse un derrame accidental por ruptura de los Oleogasoductos y se presente un derrame de hidrocarburos se tendrá que seguir lo marcado por la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración. En la Tabla X.1-2 se presenta los tipos de recipientes y condiciones de conservación de muestras de acuerdo al parámetro a evaluar.

Tabla X.1-2 Conservación de Muestras


de preservación


Hidrocarburos Fracción ligera 4,0°C 14 días

BTEX

Vial de vidrio, con tapa y sello de teflón Liner de teflón y/o metálicos (suministro original del fabricante del equipo de muestreo, si se emplea nucleador) con sello de teflón 4,0°C 7 días

Hidrocarburos Fracción media 4,0°C 14 días

Hidrocarburos Fracción pesada 4,0°C 14 días

HAP

Frasco de vidrio boca ancha, con tapa y sello de teflón. Liner de teflón y/o metálicos (suministro original del fabricante del equipo de muestreo, si se emplea nucleador) con sello de teflón 4,0°C 14 días





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Diseño estadístico de la muestra y selección de puntos de muestreo Para el caso de seguimiento de posible contaminación de suelo en el área se propone un muestreo dirigido, la muestra debe ser puntual. En caso de presentarse un derrame se seguirá lo establecido en la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración. Procedimientos de almacenamiento de datos y análisis estadístico Los datos serán almacenados en cadenas de Custodia, en los que se debe de considerar como mínimo la siguiente información:


Logística e infraestructura Para la toma de muestras se requiere de un Soil Auger, recipientes adecuados de acuerdo al parámetro a evaluar y Laboratorio con la infraestructura suficiente para realizar el análisis de las muestras. Calendario de muestreo Se propone la toma de 5 muestras cada tres años durante la vida útil del proyecto. Responsables del muestreo El responsable del muestreo es PEMEX y se llevará a cabo mediante la contratación de una empresa Certificada ante la Entidad Mexicana de Acreditación.

Formatos de presentación de datos y resultados Los resultados deberán de presentarse en formato electrónico y en papal en forma de reporte de resultados, se debe de incluir los cromatogramas correspondientes a las corridas realizadas para cada muestra.














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Tabla con formatoValores permisibles o umbrales Los valores son los que establece la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.

En la Tabla X.1-3 se mencionan los límites máximos permisibles por fracción analizada.

Tabla X.1-3 Límites máximos permisibles por fracción analizada

Uso de suelo predominante (mg/kg base seca) Fracción de Hidrocarburos Agrícola Residencial Industrial

Ligera 200 200 500 Media 1 000 1 000 3 000

Pesada 3 000 3 000 6 000

Procedimientos de acción cuando se rebasen los valores permisibles o umbrales para cambiar la tendencia Cuando sean rebasados los límites máximos permisibles se deberá de dar inicio a la Restauración del Suelo de acuerdo a la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.






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Eliminado: X.2 CONCLUSIONE

Eliminado: Desarrollo de Campos


Eliminado: No se determino

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Eliminado: Se

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Eliminado: cazar, colectar y/o

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Eliminado: y se integren las

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Eliminado: X.3 BIBLIOGRAFÍA¶

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[1] Con formato PEP 13/12/2006 17:47:00

Sangría: Izquierda: 0 pto, Sangría francesa: 18 pto, Interlineado: sencillo




















Sin Superíndice / Subíndice















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Fuente: 9 pt


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Centrado


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Tabla


X.1-1 Técnicas Analíticas Utilizadas (Continuación)


Muestreo Método/Preservación Descripción


El método analítico utilizado consiste en una titulación potenciométrica, para la cual se siguió el método propuesto por Edmond

(1970). Determinando los potenciales después de cada adición de HCl en cada muestra y calculando los valores de punto

de equivalencia por el método de Gran (1952)


Se toman 2 muestras de agua y sedimento con una jeringa recortada de 10mL como nucleador para tomar las submuestras,

1 nucleador se pasa a un frasco con 90,0 mL de medio mineral estéril, a partir de ésta se hacen diluciones hasta 10,0-6,0; de la última dilución se siembra 100,0 µL. En una caja petri con medio Zobell, incubar 24,0 h a temperatura ambiente, refrigerar




10,0 μm y un diámetro de 50,0 cm, a una profundidad de 150,0 m

Los análisis cualitativos y cuantitativos se realizaron por medio del vaciado de 2,0 mL

de cada muestra en una cubeta de sedimentación con el uso de un microscopio

invertido Zeiss y el barrido de transectos diametrales (Hasle, 1978)

Zooplancton (Abundancia y Método de volumen desplazado (Beer, Se colectaron utilizando una red bongo

diversidad) 1976) doble con una malla 333,0 y 500,0 μm y con un diámetro de 75,0 cm


Red de arrastre de 12,0 m de abertura y malla de 1 3/4 de pulgada. Velocidad de

3 nudos y 30,0 min. de duración

Bentos (% de abundancia) Colecta de sedimento con draga Smith

McIntyre preservadas con formaldehido al 10% y borato de sodio
































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Sangría: Izquierda: 28.35 pto, Tabulaciones: No en 85.05 pto


X.2 CONCLUSIONES A partir de la evaluación integral realizada sobre los factores ambientales y sociales que resultarían impactados por la construcción y operación de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional del proyecto denominado “




Puerto Ceiba Marino” y con base en la revisión bibliográfica para la elaboración del presente Estudio de Impacto Ambiental, se concluye lo siguiente: El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al mantener la producción de hidrocarburos, el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre las prioridades gubernamentales para el desarrollo como factor base de la política económica nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo y dentro de la política estatal, tal como se señala en el Plan Estatal de Desarrollo de Tabasco.




Existe facilidad para llegar a la zona del proyecto, por vía marítima y terrestre lo cual permitirá que en caso de un incidente durante las distintas etapas del proyecto se pueda acudir rápidamente, para la aplicación de los planes y programas de emergencia de PEP, evitando efectos mayores al ambiente y/o al personal. El presente proyecto se localizará aproximadamente al Noroeste de Dos Bocas, Tabasco, se encuentra alejado de áreas protegidas, tanto de competencia federal como estatal, por

lo cual se considera que su impacto a ecosistemas terrestres y marinos de gran fragilidad es nulo. El área en la que será instalado el proyecto no posee cualidades estéticas únicas o excepcionales ya que en toda la Plataforma Continental se presentan condiciones bióticas similares y en la zona terrestre se encuentra un gran número de instalaciones que realizan actividades de perforación y transporte de hidrocarburos, éstas áreas ya han sido evaluadas en Materia de Impacto y Riesgo Ambiental por la SEMARNAT. De acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2001, que determina las especies y subespecies de flora y fauna silvestre, terrestre y acuática en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial; en el área marina, las especies de reptiles que se encuentran en la categoría de peligro de extinción son las tortugas de las familias Cheloniidae y Dermatemydidae, las tortugas marinas blancas (Chelolia mydas), tortuga lora (Lepidochelys kempi) y tortuga carey (Eretmochelys Imbricata); en el caso de los mamíferos marinos se encuentran reportadas los delfines Tursiops truncatus, Stenella

plagiodon y Delphinus spp., así como avistamientos de las ballenas Balaenoptera edeni y Megaptera novaengliae, es importante mencionar que dichas especies utilizan el área como rutas de paso hacia sus áreas de anidación o reproducción, en el Golfo de México. Para el área terrestre las especies de fauna distribuidas en el área del proyecto y que se encuentran incluidas bajo alguna categoría de protección son la Iguana verde la cual cuenta con protección especial y el Garrobo que se encuentra amenazada. Es importante señalar que ambas especies migraran a sitios aledaños una vez iniciada la etapa de preparación del sitio.


Con base en la bibliografía consultada, el área del proyecto posee una gran variedad y abundancia de flora y fauna, dentro de las especies de fauna marina se encuentran reportadas cinco especies de tortugas marinas catalogadas en peligro de extinción de acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2001 las cuales utilizan las áreas donde se localiza el proyecto como rutas de tránsito migratorio para llegar a la Sonda de Campeche, lugar donde anidan y se alimentan algunas de estas especies.

Para el área terrestre las especies de la fauna distribuidas en el área del proyecto y que se encuentran incluidas bajo alguna categoría de protección son la Iguana Verde la cual cuenta con protección especial y el Garrobo que se encuentra amenazada. Es importante señalar que ambas especies migraran a sitios aledaños una vez iniciada la etapa de preparación del sitio; por lo que el DDV será utilizado solamente como ruta de paso.


recomienda notificar al personal que labore en las actividades de preparación, instalación,


operación y mantenimiento y abandono que no se deberá




cazar, colectar y/o aprovechar la fauna acuática bajo status de conservación ya que éste constituye un delito. Para la zona terrestre al encontrarse instalaciones petroleras la flora existente consiste básicamente en especies de pasto y plantaciones de coco, árboles de macuili y pimienta. En cuanto a la fauna ésta ha sido desplazada por el continuo movimiento de personal y vehículos que laboran en la zona, por lo que solo existe la presencia de pequeños mamíferos y reptiles.


Con base en los resultados de la Matriz de Leopold Modificada de Identificación de Impactos Ambientales para el Proyecto


Es importante mencionar que no se requerirá de los servicios de la Ranchería Las Flores, ya que los insumos de agua y electricidad serán suministrados por PEP y el contratista.


Puerto Ceiba Marino se detectaron un total de 85 interacciones potenciales del proyecto sobre factores ambientales, de los cuales 27 (31,76 %) son benéficos y 58 (68,24 %) adversos.

[88] Eliminado PEP 13/12/2006 20:47:00

La etapa que presenta un mayor número de impactos es la Etapa de Construcción, con un 58,83 %, seguido por la etapa de Abandono del Sitio con un 17,64 %, etapa de Preparación con un 14,12 % y por último la etapa Operación y Mantenimiento con un 9,41 %. Es importante mencionar que del 68,24 % de los Impactos Adversos identificados el


44,71 % presenta medidas de mitigación, con esto se logra un amortiguamiento del Proyecto con el Entorno Ambiental; siempre y cuando se cumplan con las medidas de mitigación propuestas en el presente documento. Basándose en lo expuesto anteriormente y considerando el beneficio que representaría en el ámbito local y nacional la instalación y operación del proyecto de Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional del “Proyecto


de Desarrollo de Campos Yaxche


Puerto Ceiba Marino” se determina que es AMBIENTALMENTE FACTIBLE siempre y cuando se apliquen las medidas de mitigación propuestas en el presente estudio


y se integren las obras nuevas a los programas de Monitoreo y Control de la Contaminación con los que cuenta PEMEX Exploración y Producción, así como a la normatividad ambiental vigente


. Salto de página


X.3 BIBLIOGRAFÍA Aguayo, C. J. E. y R. Trápaga. 1996. Geodinámica de México y minerales del mar. SEP. La Ciencia desde México 141p.

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CAPÍTULO XI Conclusiones

XI. CONCLUSIONES

A partir de la evaluación integral realizada sobre los factores ambientales y sociales que resultarían impactados por la construcción y operación de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional del proyecto denominado “Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos” y con base en la revisión bibliográfica para la elaboración del presente Estudio de Impacto Ambiental, se concluye lo siguiente: El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al mantener la producción de hidrocarburos, el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre las prioridades gubernamentales para el desarrollo como factor base de la política económica nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo y dentro de la política estatal, tal como se señala en el Plan Estatal de Desarrollo de Tabasco.

Existe facilidad para llegar a la zona del proyecto, por vía marítima y terrestre lo cual permitirá que en caso de un incidente durante las distintas etapas del proyecto se pueda acudir rápidamente, para la aplicación de los planes y programas de emergencia de PEP, evitando efectos mayores al ambiente y/o al personal.

La parte terrestre del proyecto se localizará aproximadamente a 3.5 km Noroeste, de la Reserva de la Biosfera Pantanos de Centla, siendo esta el área natural protegida mas cercana al proyecto, tanto de competencia federal como estatal, por lo cual se considera que su impacto a ecosistemas terrestres y marinos de gran fragilidad es nulo. El área en la que será instalado el proyecto no posee cualidades estéticas únicas o excepcionales ya que en toda la Plataforma Continental se presentan condiciones bióticas similares y en la zona terrestre se encuentra un gran número de instalaciones que realizan actividades de perforación y transporte de hidrocarburos, éstas áreas ya han sido evaluadas en Materia de Impacto y Riesgo Ambiental por la SEMARNAT. De acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2001, que determina las especies y subespecies de flora y fauna silvestre, terrestre y acuática en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial; en el área marina, las especies de reptiles que se encuentran en la categoría de peligro de extinción son las tortugas de las familias Cheloniidae y Dermatemydidae, las tortugas marinas blancas (Chelolia mydas), tortuga lora (Lepidochelys kempi) y tortuga carey (Eretmochelys Imbricata); en el caso de los mamíferos marinos se encuentran reportadas los delfines Tursiops truncatus, Stenella plagiodon y Delphinus spp., así como avistamientos de las ballenas Balaenoptera edeni y Megaptera novaengliae, es importante mencionar que dichas especies utilizan el área como rutas de paso hacia sus áreas de anidación o reproducción, en el Golfo de México.





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Para el área terrestre las especies de fauna distribuidas en el área del proyecto y que se encuentran incluidas bajo alguna categoría de protección son la Iguana verde la cual cuenta con protección especial y el Garrobo que se encuentra amenazada. Es importante señalar que ambas especies migraran a sitios aledaños una vez iniciada la etapa de preparación del sitio. Se recomienda notificar al personal que labore en las actividades de preparación, instalación, operación y mantenimiento y abandono que no se deberá cazar, colectar y/o aprovechar la fauna acuática bajo status de conservación ya que éste constituye un delito. Para la zona terrestre al encontrarse instalaciones petroleras la flora existente consiste básicamente en especies de pasto y cocotales En cuanto a la fauna ésta ha sido desplazada por el continuo movimiento de personal y vehículos que laboran en la zona, por lo que solo existe la presencia de pequeños mamíferos y reptiles. Con base en los resultados de la Matriz de Leopold Modificada de Identificación de Impactos Ambientales para el Proyecto se detectaron un total de 85 interacciones potenciales del proyecto sobre factores ambientales, de los cuales 27 (31,76 %) son benéficos y 58 (68,24 %) adversos. La etapa que presenta un mayor número de impactos es la Etapa de Construcción, con un 58,83 %, seguido por la etapa de Abandono del Sitio con un 17,64 %, etapa de Preparación con un 14,12 % y por último la etapa Operación y Mantenimiento con un 9,41 %. Es importante mencionar que del 68,24 % de los Impactos Adversos identificados el 44,71 % presenta medidas de mitigación, con esto se logra un amortiguamiento del Proyecto con el Entorno Ambiental; siempre y cuando se cumplan con las medidas de mitigación propuestas en el presente documento. Basándose en lo expuesto anteriormente y considerando el beneficio que representaría en el ámbito local y nacional la instalación y operación del proyecto de Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional del “Perforación de Pozos y Construcción de Infraestructura para el Desarrollo de los Campos Tizón, Crater y Kilba Marinos” se determina que es AMBIENTALMENTE FACTIBLE siempre y cuando se apliquen las medidas de mitigación propuestas en el presente estudio. XI.2 BIBLIOGRAFÍA

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Secretaria de Relaciones Exteriores. 1996. Acuerdos Paralelos del Tratado de Libre Comercio (TLC)

México.

Secretaría de Salud, 1993. NOM-012-SSA1-1993. Requisitos sanitarios que deben cumplir los sistemas de abastecimiento de agua para uso y consumo humano públicos y privado. México, D.F D.O.F.

Secretaría de Salud, 1994. NOM-127-SSA1-1994. Límites permisibles de calidad y tratamiento a que

debe someterse el agua para su potabilización. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1993. NOM-052-SEMARNAT-1993. Característica de los residuos peligrosos y el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1993. NOM-059-SEMARNAT-1993. Especies y

subespecies de flora y fauna silvestres terrestres y acuáticas en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial que establece especificaciones para su protección. México, D.F D.O.F.






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http://www.conapo.gob.mx/informa.htm

http://www.inegi.gob.mx/

http://www.sedesol.gob.mx/




XI - 12

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Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1993. NOM-002-PESC-1993. Ordena el

aprovechamiento de las especies de camarón en aguas de jurisdicción federal de los Estados Unidos mexicanos. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1993. NOM-016-PESC-1993. Regula la pesca de

lisa y liseta o lebrancha en aguas de jurisdicción federal del Océano Pacífico, incluyendo el Golfo de California, Golfo de México y Mar Caribe. México, D.F. D.O.F.

Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1993. NOM-008-PESC-1993. Regula el

aprovechamiento de las especies de pulpo de las aguas de jurisdicción federal del Golfo de México y Mar Caribe.

Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1993. NOM-013-PESC-1994. Regula el

aprovechamiento de las especies de caracol en aguas de jurisdicción federal de los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán.

Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1994. NOM-081-ECOL-1995. Establece los

límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales, 1996. NOM-001-SEMARNAT-1996. Límites

máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-011-STPS-1993. Condiciones de seguridad en

los centros de trabajo donde se genere ruido. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-080-STPS-1993. Higiene industrial, medio ambiente laboral. Determinación del nivel sonoro continuo equivalente al que se exponen los trabajadores en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-004-STPS-1993. Sistemas de protección y

dispositivos de seguridad en la maquinaria, equipos y accesorios en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-006-STPS-1993. Condiciones de seguridad e

higiene para la estiba y desestiba de los materiales en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-016-STPS-1993. Condiciones de seguridad en los centros de trabajo referente a ventilación. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-015-STPS-1994. Exposición laboral de las

condiciones térmicas elevadas o abatidas en los centros de trabajo.. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-026-STPS-1994. Seguridad, colores y su aplicación. México, D. F.






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XI - 13

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Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-027-STPS-1994. Señales y avisos de seguridad e higiene. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-017-STPS-1994. Equipo de protección personal

para los trabajadores en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-021-STPS-1994. Requerimientos y características de los informes de los riesgos de trabajo que ocurran, para integrar las estadísticas. México, D.F D.O.F.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social. 1994. NOM-002-STPS-1994. Condiciones de seguridad para la prevención y protección contra incendio en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

SEMARNAT, 1999. Anuario Estadístico. Primera Ed. Junio 2000. Secretaría de Medio Ambiente

Recursos Naturales y Pesca.

SEMARNAT, 1999. Anuario Estadístico. Primera Ed. Junio 2000. Secretaría de Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca.

Sierra Carlos Justo, 1998. “Breve Historia de Campeche”. Fideicomiso Historia de las Américas. Serie

Breves Historias de los Estados de la República Mexicana. Fondo de Cultura Económica, México. 211-220 pp.

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Vázquez et al., 1991. Bull. Environ. Contamin. Toxicol. 46: 774-781





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Vázquez-Gutiérrez F. 1997. Estudio de los corales profundos en el área del Activo: Ku-Maloob-Zaap, Sonda de Campeche, Golfo de México. Subdirección de la Región Marina Noreste. Gerencia del Proyecto de Explotación Ku-Maloob-Zaap. Septiembre 1997.

Villalobos-Figueroa y M.E. Zamora-Sánchez. 1977. Importancia biológica de la Bahía de Campeche y

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Yáñez - Arancibia A., P. Sánchez- Gil y Lara Domínguez, A.L. 1985-. Inventario evaluativo de los

recursos de peces marinos del sur del Golfo de México. Los recursos actuales, los potenciales reales y perspectivas. Inst. Ciencias del Mar y Limn. UNAM.

Yáñez-Arancibia, A. y P. Sánchez-Gil. 1986. Los Peces Demersales de la plataforma continental del

sur del Golfo de México 1. Caracterización ambiental, ecológica y evaluación de las especies, poblaciones y comunidades Inst. Cienc. del Mar y Limnol., UNAM, México, Publ. Esp. 9: 1-230.







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Con formato: Sangría:Izquierda: 0 pto, Sangríafrancesa: 18 pto,Interlineado: sencillo,Tabulaciones: 18 pto, Listacon tabulaciones + No en 56.7 ptoCon formato: Interlineado: sencillo, Sin viñetas ninumeración

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[1] Eliminado PEP 13/12/2006 18:23:00 PEP-Región Marina Suroeste, Activo Integral Litoral de Tabasco Capítulo VII

Página 1: [2] Con formato Administrador 14/12/2006 20:34:00

Posición: Vertical: 9.65 pto, Con relación a: Párrafo, Ancho: Exacto 36.35 pto








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Izquierda: 85.05 pto, Arriba: 99.25 pto, Abajo: 70.9 pto, Distancia del pie de página desde el borde: 37.15 pto


PRONÓSTICOS AMBIENTALES REGIONALES Y, EN SU


Español (España - alfab. tradicional), Revisar la ortografía y la gramática


ASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS


X.1 PROGRAMA DE MONITOREO Con base al escenario construido en la Sección V.4 donde se presentó un escenario ambiental modificado por el proyecto, se presenta a continuación el escenario final que ya incluye las medidas de mitigación propuesta en el Capítulo VI. Aplicando las medidas de mitigación propuestas en el presente estudio, cumpliendo con las

Normas Oficiales Mexicanas emitidas por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, así como por la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, Normas Oficiales Mexicanas; y por las Normas de Referencia y Procedimientos de PEMEX el escenario final consiste en un área donde el impacto que permanecerá aun después de la vida útil del proyecto será la permanencia de los oleogasoductos y templetes enterrados en el lecho marino y suelo terrestre


; así como el área destinada al taponamiento de pozos una vez terminada su vida útil

[14] Eliminado PEP 13/12/2006 20:35:00

. Como parte del compromiso que PEMEX tiene con el Medio Ambiente se establece un Programa de Monitoreo de Parámetros Fisicoquímicos para la Zona Marina y un Programa de Monitoreo para indicadores de contaminación en la Zona Terrestre. Dentro de la organización de PEMEX, se estableció la importancia de los aspectos ecológicos al conformar las Directrices de Petróleos Mexicanos en Materia de Protección Ambiental, Ahorro y Uso Eficiente de la Energía, donde las acciones se orientan hacia los aspectos de prevención de la contaminación sin descuidar las relativas al control y corrección, así como a una mejora permanente de la calidad de sus productos.

Programa de Monitoreo Zona Marina Para conocer cuales son las condiciones ambientales que prevalecen y poder evaluar los cambios que se generen en el sistema marino costero por las actividades petroleras a largo plazo, PEP ha implementado, un programa de monitoreo en las zonas de plataformas y áreas costeras del Sur del Golfo de México, dado el tiempo que implica la toma de muestras y análisis de laboratorio, para este tipo de estudios PEMEX tiene programado actualmente un monitoreo al año lo cual podrá variar en el área del proyecto y que consiste de lo siguiente: Objetivo Generar información ambiental en forma sistemática y continua sobre los componentes marinos y costeros del Oeste de México, como apoyo para la planeación del desarrollo a largo plazo de las actividades de PEMEX, Exploración y Producción.


Selección de las Variables Técnicas a realizar a bordo del buque: Salinidad, Conductividad, temperatura y profundidad in situ. pH. Oxígeno disuelto. Velocidad y dirección de las corrientes.


Parámetros que se obtendrán a bordo del buque: Nitritos. Nitratos. Amonio. Silicatos. Ortofosfatos. Turbidez. Alcalinidad Total. Coliformes Totales y Fecales. % de Saturación de Oxígeno. CO2 total.

Salto de página

Muestreos biológicos:

Fitoplancton. Zooplancton. Peces. Bentos.

Técnicas realizadas en laboratorio: Clorofila. Análisis de hidrocarburos en agua y sedimento. Análisis de metales en agua y sedimento. Determinación de 13C. Sólidos suspendidos totales Sólidos suspendidos orgánicos. Sólidos suspendidos inorgánicos. Productividad primaria. Productividad secundaria. Textura de sedimento. % de carbono orgánico en sedimento.

Calidad del Aire Ozono. CO. SO2. NO2 (NOx). Hidrocarburos. CO2.

Procedimientos y técnicas para la toma de muestra, transporte y conservación de muestras, análisis, medición y almacenamiento de las mismas. En la Tabla










X.1-1, se muestran las técnicas comúnmente utilizadas en un crucero oceanográfico. Salto de página

Tabla


X.1-1 Técnicas Analíticas Utilizadas Muestreo Método/Preservación Descripción

Columna de agua Grashoff et al., 1983 Profundidades estándar (5,0; 10,0; 20,0; 30,0; 50,0; 75,0; 100,0; 150,0; 200,0; 500,0; 800,0 y 1000,0 m)

Técnicas Realizadas a Bordo Salinidad, conductividad, temperatura (ºC) y profundidad in situ

Determinados mediante un perfilador CTD

Medidor de Conductividad, Temperatura y Profundidad (Presión)


Oxígeno disuelto (mg/L) Winkler, modificado por Carrit y Carpenter (1966)



Nitritos (mg/L) Bendschneider y Robinson (1952). Refrigerar a 4,0 °C


Nitratos (mg/L) El método para los nitratos es el descrito por Morris y Ryley (1963) modificado por Grasshoff (1964) y Wood et al. (1967). Refrigerar a 4,0 °C


Amonio (mg/L) Método alternativo específico para el amonio, éste es tomado por algunos autores (Solórzano, 1969). 5 gotas fenol/alcalino. Refrigerar a 4,0 °C






Turbidez (NTU) Método turbidimétrico (NOM-AA-38) El método turbidimétrico se basa en la propiedad que tienen las suspensiones finas que se encuentran en el agua, de afectar la transmisión de la luz que pasa a través de ellas

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Tabla


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[22] Con formato PEP 13/12/2006 17:54:00

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X.1-1 Técnicas Analíticas Utilizadas (Continuación) Muestreo Método/Preservación Descripción


El método analítico utilizado consiste en una titulación potenciométrica, para la cual se siguió el método propuesto por Edmond

(1970). Determinando los potenciales después de cada adición de HCl en cada muestra y calculando los valores de punto

de equivalencia por el método de Gran (1952)


Se toman 2 muestras de agua y sedimento con una jeringa recortada de 10mL como nucleador para tomar las submuestras,

1 nucleador se pasa a un frasco con 90,0 mL de medio mineral estéril, a partir de ésta se hacen diluciones hasta 10,0-6,0; de la última dilución se siembra 100,0 µL. En una caja petri con medio Zobell, incubar 24,0 h a temperatura ambiente, refrigerar




10,0 μm y un diámetro de 50,0 cm, a una profundidad de 150,0 m

Los análisis cualitativos y cuantitativos se realizaron por medio del vaciado de 2,0 mL

de cada muestra en una cubeta de sedimentación con el uso de un microscopio

invertido Zeiss y el barrido de transectos diametrales (Hasle, 1978)

Zooplancton (Abundancia y diversidad)

Método de volumen desplazado (Beer, 1976)

Se colectaron utilizando una red bongo doble con una malla 333,0 y 500,0 μm y con

un diámetro de 75,0 cm


Red de arrastre de 12,0 m de abertura y malla de 1 3/4 de pulgada. Velocidad de

3 nudos y 30,0 min. de duración

Bentos (% de abundancia) Colecta de sedimento con draga Smith

McIntyre preservadas con formaldehido al 10% y borato de sodio


Diseño estadístico del muestreo Las estaciones donde se realizan los muestreos en el área del Golfo de México se establecerán con base a la posición que guardaran las instalaciones de PEMEX en altamar y a las áreas de pesca o consideradas críticas, por lo tanto el número y ubicación de los puntos de muestreo podrá variar.

Procedimiento de almacenamiento de datos Debido a la cantidad de variables que se hacen un muestreo en este tipo de campaña oceanográfica, el responsable de cada área genera los formatos de hojas de custodia correspondientes, para ir vaciando los datos que se obtengan en la etapa de muestreo en altamar.

Las hojas de custodia contienen la siguiente información:

Estación de muestreo. Posición latitud-longitud. Tipo de muestra. Número de la muestra. Resultado obtenido durante el muestreo. Nombre de la persona responsable de la guardia durante el muestreo. Nombre o nombres de las personas que tomaron las muestras. Notas aclaratorias.

Los datos provenientes de equipos como el CTD, se almacenan de forma automática en la memoria del aparato y esta información posteriormente será descargada a una PC para su análisis. Durante la etapa de laboratorio, la información anterior se utilizará como guía, para realizar los análisis correspondientes a cada tipo de muestra. Los resultados obtenidos serán vertidos en una nueva hoja de custodia, la cual deberá ser generada como archivo de hoja de cálculo, para facilitar su manejo. Esta hoja de custodia contiene la siguiente información:

Estación de muestreo. Posición latitud-longitud. Tipo de muestra. De ser necesario el número de la muestra. Nombre de la persona que realizó el análisis. Resultados del análisis.

Los diferentes datos que se obtienen de manera in situ o posterior al análisis de laboratorio, son almacenados en formatos de hojas de cálculo, para su manejo. Estas bases de datos podrán ser importadas a otros formatos para realizar el análisis estadístico de las variables que así lo requieran.


En cuanto a la infraestructura más importante que se requiere:


Puerto de salida y llegada. Buque oceanográfico. Equipo y material oceanográfico apropiado al tipo de muestreo. Personal profesional y técnico capacitado para las labores de colecta y análisis de muestras. Jefe de Campaña. Calendario de muestreo.

Responsables del muestreo Los responsables del muestreo, son todos los participantes de la campaña oceanográfica los cuales estarán organizados en turnos de trabajo, dentro del cual deberá de haber un responsable para cada tipo de muestreo ya sea agua sedimento, datos meteorológicos y ejemplares de fauna, dicho personal deberá contar con conocimientos de los diferentes equipos y técnicas que se emplearán durante el muestreo y para realizar los análisis a bordo del buque. Las personas encargadas del plan de muestreo, deberán estar en estrecha colaboración con el

capitán del buque y su tripulación para obtener los resultados deseados en el tiempo estipulado en el plan de campaña.

Formato de presentación de datos y resultados Los formatos de presentación de resultados varían dependiendo de lo que se requiera mostrar, y estos pueden ser:

Tablas de valores:


Gráficas de barras para observar tendencias. Perfiles de profundidad vs. algún elemento. Isolineas de concentración de algún elemento. Análisis de componentes principales. Análisis de factores. Gráficas de correlación. Otros. Costos aproximados Los costos de realización de una campaña oceanográfica varían dependiendo del tiempo en altamar y del tipo de estudios que se requieran, por lo que no se puede estimar el costo en este apartado. Valores permisibles o umbrales Los valores son los marcados en las Norma Oficiales Mexicana. Procedimiento de acción cuando se rebasen los valores permisibles o umbrales para cambiar la tendencia En caso de que se presentase un incremento en el nivel de los contaminantes cuyo limite esta prescrito por la normatividad ambiental nacional e internacional, se propone:

Verificación de los sistemas anticontaminantes. Verificación del sistema de recuperación de lodos. Incremento en el mantenimiento preventivo de los equipos anteriormente mencionados.

Programa de Monitoreo Zona Terrestre Objetivos Generar información sobre las actividades realizadas durante el transporte de hidrocarburos en la zona terrestre con la finalidad de identificar posibles afectaciones por hidrocarburos a lo largo del derecho de vía. Selección de variables Las variables determinadas para identificar una posible contaminación en a la zona terrestre es la determinación de los siguientes parámetros: Hidrocarburos Totales de Petróleo

Compuestos Orgánico Volátiles Compuesto Poliaromáticos


Unidades de medición De acuerdo a la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración; establece que se deberá reportar los resultados en mg/kg base seca. Procedimientos y técnicas para la toma de muestras, transporte y conservación de muestras, análisis, medición y almacenamiento de las mismas. Al tratarse sólo de una medida precautoria para la identificación de una posible contaminación por hidrocarburos se propone tomar muestra de suelo en aquellas áreas que sean susceptibles de presentar derrame de hidrocarburos proveniente del mantenimiento de ductos, válvulas de seccionamiento o en trampa de diablos. Se propone la toma de 5 muestras cada 3 años, durante la vida útil del proyecto. En caso de presentarse un derrame accidental por ruptura de los Oleogasoductos y se presente un derrame de hidrocarburos se tendrá que seguir lo marcado por la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración. En la Tabla


X.1-2 se presenta los tipos de recipientes y condiciones de conservación de muestras de acuerdo al parámetro a evaluar.

Tabla


X.1-2 Conservación de Muestras


de preservación


Hidrocarburos Fracción ligera 4,0°C 14 días

BTEX

Vial de vidrio, con tapa y sello de teflón Liner de teflón y/o metálicos (suministro original del fabricante del equipo de muestreo, si se emplea nucleador) con sello de teflón 4,0°C 7 días

Hidrocarburos Fracción media 4,0°C 14 días

Hidrocarburos Fracción pesada 4,0°C 14 días

HAP

Frasco de vidrio boca ancha, con tapa y sello de teflón. Liner de teflón y/o metálicos (suministro original del fabricante del equipo de muestreo, si se emplea nucleador) con sello de teflón 4,0°C 14 días

Diseño estadístico de la muestra y selección de puntos de muestreo Para el caso de seguimiento de posible contaminación de suelo en el área se propone un muestreo dirigido, la muestra debe ser puntual. En caso de presentarse un derrame se seguirá lo establecido en la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.

Procedimientos de almacenamiento de datos y análisis estadístico Los datos serán almacenados en cadenas de Custodia, en los que se debe de considerar como mínimo la siguiente información:


Fuente: 9 pt


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Logística e infraestructura Para la toma de muestras se requiere de un Soil Auger, recipientes adecuados de acuerdo al parámetro a evaluar y Laboratorio con la infraestructura suficiente para realizar el análisis de las muestras. Calendario de muestreo Se propone la toma de 5 muestras cada tres años durante la vida útil del proyecto. Responsables del muestreo El responsable del muestreo es PEMEX y se llevará a cabo mediante la contratación de una empresa Certificada ante la Entidad Mexicana de Acreditación.

Formatos de presentación de datos y resultados Los resultados deberán de presentarse en formato electrónico y en papal en forma de reporte de resultados, se debe de incluir los cromatogramas correspondientes a las corridas realizadas para cada muestra. Valores permisibles o umbrales

Los valores son los que establece la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.

En la Tabla


X.1-3 se mencionan los límites máximos permisibles por fracción analizada.

Tabla


X.1-3 Límites máximos permisibles por fracción analizada Uso de suelo predominante (mg/kg base seca) Fracción de

Hidrocarburos Agrícola Residencial Industrial Ligera 200 200 500 Media 1 000 1 000 3 000

Pesada 3 000 3 000 6 000

Procedimientos de acción cuando se rebasen los valores permisibles o umbrales para cambiar la tendencia Cuando sean rebasados los límites máximos permisibles se deberá de dar inicio a la Restauración del Suelo de acuerdo a la NOM-138-SEMARNAT-2003, que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelo, y las especificaciones para su determinación para su caracterización y restauración.


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Fuente: Arial Narrow, Sin Negrita, Español (México)


Texto de bloque, Izquierda, Interlineado: sencillo

Página 1: [39] Eliminado vperez 13/11/2005 12:15:00



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El presente


l


de Dos Bocas, Tabasco, se encuentra alejado



áreas protegidas




Con base en la bibliografía consultada, el área del proyecto posee una gran variedad y abundancia de flora y fauna, dentro de las especies de fauna marina se encuentran reportadas cinco especies de tortugas marinas catalogadas en peligro de extinción de acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2001 las cuales utilizan las áreas donde se localiza el proyecto como rutas de tránsito migratorio para llegar a la Sonda de Campeche, lugar donde anidan y se alimentan algunas de estas especies. Para el área terrestre las especies de la fauna distribuidas en el área del proyecto y que se encuentran incluidas bajo alguna categoría de protección son la Iguana Verde la cual cuenta con protección especial y el Garrobo que se encuentra amenazada. Es importante señalar que ambas especies migraran a sitios aledaños una vez iniciada la etapa de preparación del sitio; por lo que el DDV será utilizado solamente como ruta de paso.


deberá

[46] Eliminado Biol. Alfredo Olivares 29/08/2004 19:55:00

y




plantaciones de


c


, árboles de macuili y pimienta.


Es importante mencionar que no se requerirá de los servicios de la Ranchería Las Flores, ya que los insumos de agua y electricidad serán suministrados por PEP y el contratista.


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[50] Eliminado PEP 13/12/2006 18:20:00

de Desarrollo de Campos Yaxche


y se integren las obras nuevas a los programas de Monitoreo y Control de la Contaminación con los que cuenta PEMEX Exploración y Producción, así como a la normatividad ambiental vigente


Sangría: Izquierda: 0 pto, Sangría francesa: 18 pto, Interlineado: sencillo, Tabulaciones: 18 pto, Lista con tabulaciones + No en 56.7 pto


Interlineado: sencillo, Sin viñetas ni numeración




Interlineado: sencillo, Sin viñetas ni numeración, Tabulaciones: 18 pto, Lista con tabulaciones









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Interlineado: sencillo, Sin viñetas ni numeración, Tabulaciones: 18 pto, Lista con tabulaciones




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Español (México)

[70] Con formato PEP 13/12/2006 18:29:00



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[90] Con formato PEP 13/12/2006 18:29:00







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[110] Eliminado PEP 13/12/2006 18:23:00






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[130] Con formato PEP 13/12/2006 18:33:00

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[149] Con formato PEP 13/12/2006 18:33:00










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[189] Con formato PEP 13/12/2006 18:33:00



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[209] Con formato PEP 13/12/2006 18:42:00

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Sangría: Izquierda: 0 pto, Sangría francesa: 18 pto, Interlineado: sencillo, No ajustar espacio entre texto latino y asiático, Tabulaciones: 18 pto, Lista con tabulaciones + No en 56.7 pto


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[307] Con formato PEP 13/12/2006 18:33:00

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[324] Con formato PEP 13/12/2006 20:24:00



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PEMEX Exploración y Producción. Informe Anual PEMEX Exploración y Producción 1998. Internet. www.pemex.com.mx. 1998.




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[363] Con formato Administrador 14/12/2006 20:34:00





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Secretaría de Finanzas, 2003; Paraíso Tabasco.




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[402] Con formato Administrador 14/12/2006 20:34:00





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[440] Con formato PEP 13/12/2006 18:33:00








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[460] Con formato PEP 13/12/2006 18:33:00



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[500] Con formato PEP 13/12/2006 18:33:00



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Sangría: Izquierda: 0 pto, Con viñetas + Nivel: 1 + Alineación: 46.35 pto + Tabulación después de: 64.35 pto + Sangría: 64.35 pto, Tabulaciones: 18 pto, Lista con tabulaciones + No en 64.35 pto


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CAPÍTULO XII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE

SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

XII.1 FORMATOS DE PRESENTACIÓN XII.1.1 Planos de localización El Plano General de localización se encuentra en el Anexo F, mientras que a lo largo del estudio (principalmente Capítulo II y Capítulo III) se presentan diferentes figuras ilustrando la ubicación del Proyecto.

XII.1.2 Fotografías El Proyecto Tizón, Crater y Kilba todavía no se construye, razón por la cual no existen fotografías del sitio, sin embargo presentamos diferentes imágenes de la maqueta electrónica que ilustran la ingeniería de la misma.

Fotografía X1.2-12 Instalación de una Superestructura

MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL XII - 1



XII.2 OTROS ANEXOS

Anexo A. Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 1992.

Anexo B. Poder notarial del representante legal.

Anexo C. Metodologías de identificación, simulaciones.

Anexo D. Hojas de seguridad.

Anexo E. Plan de Contingencias y Plan de Respuesta a emergencias .

Anexo F. Ortomapa y Plano General

Anexo G. Cartas INEGI

Anexo H. Informe Técnico.

MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL XII - 2

perforaciÓn de pozos y construccion de...

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