PERFORACIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE...

SUBDIRECCIÓN REGION SUR ACTIVO INTEGRAL BELLOTA-JUJO

GERENCIA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

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

UNIVERSIDAD JUÁREZ AUTONOMA DE TABASCO DIVISIÓN ACADÉMICA DE CIENCIAS BIOLÓGICAS

COORDINACIÓN DE VINCULACIÓN Y SERVICIOS

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 27TA2005X0028 2. Nombre del proyecto

PERFORACIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA DEL PROYECTO PUERTO CEIBA MARINO.

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

Perforación del pozo PM2-167 Perforación del pozo PC-166 Perforación del pozo PC-169 Perforación del pozo PC-165 Perforación del pozo PC-168 Perforación del pozo PC-DL-2 Perforación del pozo PC-162 Perforación del pozo PC-DL-1 Perforación del pozo PC-161 Perforación del pozo PC-163 Perforación del pozo PC-170

Guía de estudio de riesgo ambiental (Art. 18 del Reglamento de la LGEEPA en

materia de Evaluación del Impacto Ambiental)






Construcción de ductos Modalidad de riesgo Construcción oleogasoducto de 12” diám. X 7+194.5 km. de la plataforma de PM-2 al disparo disponible sobre el oleogasoducto de 24” diám. en la llegada a batería de la Terminal Marítima Dos Bocas. Construcción oleogasoducto de 12” diám. X 3+970 KM. de la plataforma PM-1 al cabezal periférico Puerto Ceiba 101.

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 Paraíso, Tabasco. 5.2. Código postal No disponible. 5.3. Entidad federativa Tabasco. 5.4. Municipio(s) o delegación(es) Paraiso. 5.5. Localidad(es) Ranchería Las Flores 1 y 2° sección. 5.6. Coordenadas geográficas y/o UTM, de acuerdo con los siguientes casos según corresponda: Las coordenadas UTM de las obras son las siguientes:

INSTALACIÓN X Y Plataforma PM-1 474,500 2´042,200 Plataforma PM-2 477,650 2´042,750 Oleogasoducto plataforma PM-1 a cabezal periférico Oleogasoducto de 12” diám. de la plataforma PM-2 a 477,650 2´042,750






INSTALACIÓN X Y la llegada a batería de la Terminal Marítima Dos Bocas (Origen) Oleogasoducto de 12” diám. de la plataforma PM-2 a la llegada a batería de la Terminal Marítima Dos Bocas (Llegada)

481,278.08 2´039,000

Oleogasoducto de 12” diám de la plataforma PM-1 al cabezal periférico Puerto Ceiba (Origen)

474,500 2´042,200

Oleogasoducto de 12” diám. de la plataforma PM-1 al cabezal periférico Puerto Ceiba (Llegada)

474,572.35 2´038,209.78

Ver Anexo XII.1.1.1 Planos topográficos.

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 38 obras es de 15.25 Ha, correspondiendo a infraestructura existente (78%) y nueva (22%), misma que se distribuye de la siguiente forma:

Obras a desarrollar No. Área ocupada

(Ha)

Plataformas PM-1 y PM-2. 2 5.722

Construcción de oleogasoducto 2 11.164

T O T A L 4 15.257 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

Protección de datos personales LFTAIPG







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. 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) 01 (993) 3-16-45-98.

7.7. Fax 01 (993) 3-16-45-98.

7.8. Correo electrónico [email protected]

I.3 DATOS GENERALES DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL 1. Nombre o razón social

Universidad Juárez Autónoma de Tabasco.

2. RFC UJA-580101-4N3









3. Nombre del responsable técnico de la elaboración del estudio

4. RFC del responsable técnico de la elaboración del estudio

5. CURP del responsable técnico de la elaboración del estudio

6. Cédula profesional del responsable técnico de la elaboración del estudio

7. Dirección del responsable del estudio

7.1. Código postal

7.2. Entidad federativa

7.3. Municipio o delegación

7.4. Teléfono(s)

7.5. Fax

7.6. Correo electrónico

















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 once pozos

productores, la instalación de un templete, dos Plataforma tipo tetrápode y la

construcción de dos Oleogasoducto de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá

de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la

Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101

respectivamente.

Los once pozos, templete y las Plataformas se ubicarán en Mar Territorial

perteneciente al Golfo de México, frente a las costas del municipio de Paraíso,

Tabasco; la construcción de los 2 oleogasoductos iniciarán en las plataformas

PM-1 y PM.2 y finalizarán en el Cabezal de la batería de la Terminal Marítima

Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101 respectivamente, que se

localizan en el Municipio de Paraíso, dentro de la Ranchería las Flores Segunda

Sección (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 Puerto Ceiba Marino

1000 MTS

712 MTS

806 MTS

971 MTS

1512 MTS

1498 MTS

1428 MTS

1428 MTS1458 MTS

Línea 12” 7.2 KMPM-2 - BATERIA TMDB

Cab. General Puerto Ceiba

Cab. 101 Cab. 103Cab. 105

Cab. 159

Cab. 153

Línea 24”Cab P.C. - TMDB

Línea de Costa

Línea 12” 4.2 KM PM-1 - Cab P.C 101

Terminal Marina Dos Bocas

Canal de Navegación

105A

107 159

103D

117

111A113B

130

115

135

155

119

125157

103T

110

133

120

137

101B

DL1

DL2

166

165

162

161163

169

167

170

168

153

139

129

172

171

154

1000 MTS

712 MTS

806 MTS

971 MTS

1512 MTS

1498 MTS

1428 MTS

1428 MTS1458 MTS



Cab. 101 Cab. 103Cab. 105

Cab. 159

Cab. 153


Línea de Costa






Cab. 101 Cab. 103Cab. 105

Cab. 159

Cab. 153


Línea de Costa




105A

107 159

103D

117

111A113B

130

115

135

155

119

125157

103T

110

133

120

137

101B

DL1

DL2

166

165

162

161163

169

167

170

168

153

139

129

105A

107 159

103D

117

111A113B

130

115

135

155

119

125157

103T

110

133

120

137

101B

DL1

DL2

166

165

162

161163

169

167

170

168

153

139

129

172

171

154

172

171

154






Las Plataformas PM-1 y PM-2 contará con la infraestructura necesaria para la

explotación de cinco y seis pozos productores perforados en un yacimiento de

edad Cretácico Superior, con una reserva probada y probable de 219 Millones

de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE); clasificada como de

aceite y gas disuelto de bajo encogimiento (presión de operación 33 kg/cm2,

una temperatura de 120° C, densidad de 33º API).

II.1.1 Naturaleza del proyecto El Proyecto Puerto Ceiba Marino comprende un conjunto de obras del

sector petrolero que PEMEX Exploración y Producción a través del Activo

Integral Bellota-Jujo la construcción de la infraestructura involucra la

perforación y el desarrollo de once pozos, dos Plataformas y dos

oleogasoducto.

II.1.2 Justificación y objetivos De acuerdo con el Estudio de Factibilidad del Proyecto Desarrollo de

Campos Puerto Ceiba Marino, 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 2006-2015.

Dentro de este contexto y para contribuir con los logros de las metas

establecidas, la Región Sur (RS) a través del Activo Integral Bellota-Jujo,






llevará a cabo el “Proyecto Puerto Ceiba Marino”, el cual permitirá

recuperar una reserva de aceite de 219 MMB y 149 MMMPC de gas.

Objetivo Explotar las reservas certificadas de Campos Puerto Ceiba, 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 Puerto Ceiba, el costo total de la infraestructura será de 9,000

millones de pesos.

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 Puerto Ceiba, se requiere de la construcción e instalación de dos

templetes y dos Plataformas (PM-1 y PM-2) 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 11 pozos se llevarán a cabo

a través de 2 plataformas semi-sumergibles, posteriormente se instalaran

las Plataformas de producción, así mismo se instalarán un sistema de

transporte (2 oleogasoducto de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km), el cual

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 A se presenta el Plano General de

Localización de las Obras.






OBRAS Y ACTIVIDADES MARINAS A) Instalación de Plataformas Marinas

a) Tipo de Plataforma Las Plataformas PM-1 y PM-2 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 (Anexo B).

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.

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 PM-1 y PM-2 estarán diseñadas con la

versatilidad de perforar 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.

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 PM-1 y PM-2 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 PM-1 y PM-2

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 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 después del estrangulador se

presentan en la Tabla II.2.1-3.






Tabla II.2.1-3 Condiciones Operativas

Rango P salida (kg/cm2)

T salida (°C)

Qo (BPD)

Qg (MMPCD)

RGA (m3/m3) ° API

Máxima 35 130 6000 4.5 120 33 Normal 33 120 4000 2.5 120 33

Qo: Volumen de Aceite Producido Diariamente (MBD). Qg: Volumen de Gas Producido Diariamente (MMPCD). RGA: Relación Gas-Aceite (m3/m3). ° API: Densidad del Aceite.

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) que operará en las condiciones presentadas en la Tabla

II.2.1-4.

Tabla II.2.1-4 Condiciones Operativas del Sistema de Medición

Qo (MBPD)

Qg (MMPCD)

P Operación (kg/cm2)

T Operación (°C) ° API Fluido

500-8000 0.5 35-40 110-130 33 Aceite, gas y agua

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.

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. Las condiciones de operación del quemador de desfogues se muestran en

la Tabla II.2.1-6.






Tabla II.2.1-6 Condiciones de Operación del Quemador de Desfogues

Rango P. Op.

(kg/cm2 man)

T Op. (°C)

Qo (MBPD)

Qg (MMPCSD) °API Fluido

Capacidad 25,0 – 70,0 95,0 – 110,0 8,0 3,14 36,0 Mezcla de

aceite-gas. El sistema de desfogues estará diseñado de acuerdo con las especificaciones

establecidas en la NRF-031-PEMEX-2003 (Anexo B).

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.

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.

En el Anexo E se incluyen los Planos de las plataformas PM-1 y PM-2 que muestran

el Arreglo General de Cubierta Superior (E-001), Arreglo General de Cubierta

Principal (E-002) y el Arreglo del Equipo para Snubbing (E-003).

b) Ubicación del sitio Las Plataformas de perforación PM-1 y PM-2 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 Referencia X Y Tirante de agua (m)

Plataforma PM-1

Centro de estructura 474,500 2´042,200 15 A 25 mts.

Plataforma PM-2

Centro de estructura 477,650 2´042,750 15 A 25 mts.






En la Tabla II.2.1-10 se muestra la superficie requerida por las Plataformas PM-1 y

PM-2






Tabla II.2.1-10 Superficie Requerida para las Plataformas PM-1 y PM-2

Instalación Tipo Instalación unitaria (m2)

Superficie total

requerida (m2)

Tirante de agua (m)

PM-1 tetrápode 1 234, 05 1 234, 05 15 A 25 mts.

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.

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 (Anexo B).

Así mismo, en la Subestructura se apoyará una parte del ducto ascendente, el cual

consta de dos tramos, como se puede apreciar en el plano K-002 presentado en el

Anexo E, 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 (Anexo J), 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 (plano G-066 Anexo N); 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

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 PM-1 y PM-2; 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 (Anexo B).

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 adjuntadas

en el Anexo B.

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 Puerto Ceiba Marino.

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 la

plataforma PM-2 son: PM2-167, PC-166, PC-169, PC-165, PC-168 y PC-DL-2; desde






la plataforma PM-1 serán los PC-162, PC-DL-1, PC-161, PC-163 y PC-170 los cuales

se localizarán en el yacimiento Puerto Ceiba Cretácico en una profundidad que oscila

entre los 5 500,0 y 6 500,0 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 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 PM-1 y PM-2, tendrán las

características presentadas en la Tabla II.2.1-13.

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 once 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.

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

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.

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

Cementación de tuberías de revestimiento de explotación

Tamaño de revestimiento y forro, pulgadas

Tamaño de revestimiento y forro, pulgadas

Tamaño de broca y hoyo, pulgadas




Tamaño de revestimiento,

pulgadas


pulgadas


pulgadas

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






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 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.

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.

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:

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 filtración

a) API (Temperatura Ambiente, Baja Presión)

b) API HTHP (Alta Temperatura, Alta Presión)

5. Análisis del filtrado

a) Alcalinidad

b) Concentración de sal (Cloruros)

c) Concentración de calcio y yeso

6. Análisis de sólidos

a) Contenido de arena

b) Contenido total de sólidos

c) Contenido de aceite

d) Contenido de agua

e) Capacidad de intercambio de cationes

f) 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 Concentraci

ón 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






Sustancia Cantidad utilizada (aproximada) Unidad Concentraci

ón Tipo de

Almacén

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

Emulsificante 10,0 kg/m3 100,0 % Sacos 50,0 kg

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

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.

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

Los Oleogasoductos de 12” x 7+194.5 y 3+970 km 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 PM-1 y PM-2.

C) Ductos Marinos

a) Ubicación física de los oleogasoductos De acuerdo con el Plano de alineamiento del ducto (Anexo E), el ducto marino 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 Localización X Y

Oleogasoducto de 12” diám. de la plataforma PM-2 a la llegada a batería de la Terminal Marítima Dos Bocas (Origen)

477,650 2´042,750

Oleogasoducto de 12” diám. de la plataforma PM-2 a la llegada a batería de la Terminal Marítima Dos Bocas (Llegada)

481,278.08 2´039,000

Localización X Y Oleogasoducto de 12” diám de la plataforma PM-1 al cabezal periférico Puerto Ceiba (Origen)

474,500 2´042,200

Oleogasoducto de 12” diám. de la plataforma PM-1 al cabezal periférico Puerto Ceiba (Llegada)

474,572.35 2´038,209.78

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; en el

Anexo H se presenta el Plano A-101 (Diagrama de Flujo del proceso

del ducto).

La Tabla II.2.1-18 nos presenta las condiciones de operación del

tramo marino de los Oleogasoductos.

Tabla II.2.1-18 Condiciones de Operación


T salida (°C)

Qo (BPD)

Qg (MMPCD)

RGA (m3/m3) ° API

Máxima 40 130 6000 4.5 120 33 Normal 35 120 4000 2.5 120 33

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

Empate submarino (Línea regular-Curva de expansión) La línea regular submarina se empatará con la curva de expansión de las

plataformas PM-1 y PM-2 en las coordenadas marcadas en el plano (Anexo E) a






través de la técnica de soldadura en superficie. En esta coordenada se instalará una

válvula de bola de 12 Ø de diámetro, que contará con una jaula de protección y un

acolchonamiento de 3 000 x 2 400 x 1 000; la jaula de protección y las abrazaderas

se protegerán con recubrimiento anticorrosivo para ambiente marino húmedo y

salino, de acuerdo con la NRF-047-PEMEX-2000 y con las especificaciones y

regulaciones técnicas P.2.0351.01, P.3.0351.01 y P.4.0351.

El procedimiento se efectuará de la siguiente manera:

Se posicionará la embarcación paralelamente sobre la regular

Se localizará la línea con buzos, realizando la metrología para

definir la posición de la línea y enganchar pescantes

Se levantará ligeramente el extremo de la línea para realizar el

desplazamiento lateral requerido y con ello lograr el

alineamiento (si es necesario)

Se tomará metrología de la posición lograda por medio de

inspecciones subacuáticas

Se procederá a estrobar, izar y depositar en el lecho marino la

curva de expansión, llevándola con la guía de buzos a su

posición en la abrazadera de las plataformas y con la

orientación del proyecto

Se checará con inspecciones subacuaticas las posiciones

relativas de la curva de expansión y el extremo de la línea

regular, haciendo los movimientos necesarios en la línea para

colocarla en posición paralela y cercana, definiendo con esto el

traslape que se tendrá que eliminar, habiéndose marcado

perfectamente en el tramo de la línea regular, en el fondo del

mar






En este punto se procederá a recuperar a superficie y a cubierta

de chalán la curva de expansión, efectuando limpieza en los

biseles que serán soldados

Se levantará la línea por medio de pescantes y bolsas de aire (si

son necesarios) formando una catenaria hasta que el extremo

de la línea aparezca en la superficie

Se eliminará el concreto en el área marcada por los buzos y se

cortará el traslape con equipo de oxiacetileno

Se procederá a colocar andamios, preparar biseles y colocar

alineador externo en el extremo de la línea

Se llevará a posición, alineando cuidadosamente la curva de

expansión a la línea con un acercamiento controlado para no

dañar los biseles

Se soldará la línea con la curva de expansión de acuerdo con lo

establecido en el API-1104

Se procede a realizar la inspección radiográfica y ultrasónica de

la junta soldada

En caso de ser positivo el resultado de la inspección radiográfica

dada por la supervisión de PEMEX, se procederá a proteger

anticorrosiva y mecánicamente la junta de campo de acuerdo a

la temperatura de diseño que marca la ingeniería de proyecto.

Si el resultado es negativo deberá repararse la unión soldada

antes de proteger

Como paso siguiente se bajará la línea y curva de expansión

hasta que esta última entre en la abrazadera del fondo, guiada

por buzos

Se revisará y confirmará la posición final de la brida de la curva

de expansión con respecto a la abrazadera y el apoyo que

tenga la curva de expansión en el fondo marino






Si es necesario, de acuerdo a la inspección subacuática

realizada, se colocarán sacos de cemento-arena en la parte

inferior de la curva de expansión para evitar asentamiento o

erosión

Se apretará la abrazadera y se retirarán los refuerzos de

embarque e instalación sin emplear corte para ello en las

cercanías del ducto conductor

Se tomará video subacuático y se elaborará el reporte de la

instalación

d) Tipo de fluido transportado Los Oleogasoductos de 12” x 3+970 y 7+194.5 km se utilizará para el transporte de

Aceite y Gas 33° API conocido como Crudo Ligero.

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.

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 PM-1 y PM-2 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 PM-1 y PM-2 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 PM-1 y PM-2 de acuerdo como se muestra

en el plano (Anexo E).

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.

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 tendrá una longitud de 3+970 y 7+194.5 km su inicio será en el

al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) y Cabezal

periférico Puerto Ceiba 101 y su punto final serán las Plataformas PM-1 y PM-2

(aunque su flujo correrá de las Plataformas PM-1 y PM-2 hacia el Cabezal de

Recolección Puerto Ceiba y batería de la TMDB); los oleogasoductos estarán

conformado por tres tramos (terrestre, marítimo-terrestre y marino).

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 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; en el Anexo H se presenta el Plano A-101 (Diagrama

de Flujo del proceso del ducto). 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)..






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


T salida (°C)

Qo (BPD)

Qg (MMPCD)

RGA (m3/m3) ° API

Máxima 40 130 6000 4.5 120 33 Normal 35 120 4000 2.5 120 33

c) Procedimiento de instalación De acuerdo con el Plano (Anexo E), 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” 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 PM-1 y PM-2, 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.

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” Ø x 7+194.5 y 3+970 km se utilizarán para el transporte

de Aceite Gas 33° API conocido como Crudo Ligero.

e) Especificaciones de diseño La tubería a emplear será de acero al carbón de 406,0 mm (16”) 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” Ø x

7+194.5 y 3+970 km.

b) Clasificación del ducto y características operativas 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; en el Anexo H se presenta el Plano A-101 (Diagrama

de Flujo del proceso del ducto).

c) Tipo de fluido transportado Los oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km 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 periférico Puerto Ceiba 101 y Batería de la Terminal

Marítima Dos Bocas.

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, 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 en la Batería de separación de crudo y gas de la Terminal Marítima Dos

Bocas y el Cabezal periférico Puerto Ceiba 101 que se ubica actualmente en una

superficie de 2 750,0 m2, 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 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km

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) Perfil topográfico de diseño El plano (Anexo E) muestra los 2 Oleogasoductos que van de las plataformas de

producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas

y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101.

k) 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.

l) 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.

m) Cruzamientos con ríos o caminos de acceso En los planos presentados se muestran los trazos de los 2

oleogasoductos






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 Puerto Ceiba Marino serán las presentadas en la Tabla

II.2.2.-1.

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

Bancos de material No Aplica

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 La Carta 1 se presenta en el Anexo A, en ella se encuentra la ubicación de las

Plataformas PM-1 y PM-2, 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 Plataforma PM-1 y PM-2 y el templete en donde se instalarán los 11 pozos

productores se localizarán aproximadamente a 7.5 km del Noreste de la Terminal

Marítima Dos Bocas, Tabasco; en Mar Territorial frente a las Costas de Paraíso,

Tabasco.

La construcción de los oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km (que

transportará la mezcla de las Plataformas PM-1 y PM-2 hacia al Cabezal de la

batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101

respectivamente), iniciará en tierra en la Ranchería las Flores Segunda Sección

(perteneciente al Municipio de Paraíso, Tabasco) y finalizará en Mar Territorial

(perteneciente al Golfo de México).

La Figura II.2.3-1 nos muestra la ubicación de las plataformas PM-1 y PM-2, el trazo

de los oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km; el detalle de la zona en

donde se ubicará el tramo terrestre de los oleogasoductos y los caminos vecinales de

acceso que existen en la zona.

Figura II.2.3-1 Localización de las plataforma PM-1 y PM-2

Figura II.2.3-2 Ubicación de la infraestructura del Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche

PM-1

PM-2

Oleogasoducto 7+194.5 km. Oleogasoducto

3+970 km.






II.2.3.1 Superficie Total Requerida a) Superficie total del predio o del trazo

El área total del proyecto es de 3,75 Hectáreas.

Tabla II.2.3.1-1 Superficie Total Requerida

Áreas Naturales Áreas Urbanas, Agropecuarias y

Eriales Instalación Longitud (km)

Superficie Total (Ha)

Superficie Porcentaje Superficie Porcentaje Plataforma PM-1 y PM-2

Plataforma marina PM-1 --- 0,123 0 0 0 0

Plataforma marina PM-2 --- 0,123 0 0 0 0

Templete --- 0,010 0 0 0 0 Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km.

Oleogasoducto PM-2 al Cabezal

de la batería de la Terminal Marítima

Dos Bocas

7+194.5 7.1945 0 0 1+727 0

PM-1 al Cabezal periférico Puerto

Ceiba 101 3+970 3.9700 0 0 0+100 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 que comunica a la Terminal Marítima Dos Bocas con el

Cabezal Puerto Ceiba; la carretera Paraíso-Barra de Tupilco y la carretera Paraíso-

Las Flores segunda sección.

Para el acceso a las obras de tipo marino el traslado se llevará a cabo mediante el

uso de embarcaciones que partirán del Puerto de Dos Bocas.

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 PM-1 y PM-

2, 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 los generadores del Cabezal General de Recolección Puerto Ceiba,

así mismo se contará con generadores de apoyo móviles.

El abastecimiento de agua potable se realizará a través de pipas.

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.

Durante la etapa de preparación y construcción se requiere de una oficina móvil, para

la cual se tiene contemplado la utilización de las instalaciones existente en la

macropera.

II.3 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS Y ACTIVIDADES






El Proyecto Puerto Ceiba Marino contempla la perforación de once 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 dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km.

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

Tabla II.3-1 Etapas del Proyecto desarrollo de Campos Puerto Ceiba Marino 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 Puerto Ceiba Marino, se

requiere de la perforación de once pozos, construcción de dos Plataformas Fija tipo

tetrápodo y dos oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km.

La Tabla II.3.1-1 presenta un desglose del programa general de actividades

requeridas para la instalación de las Plataformas PM-1 y PM-2 y los 2






Oleogasoducto; Así mismo, se muestra en la Tabla II.3.1-2 el calendario de

perforación de los once pozos programados (el cual puede cambiar dependiendo de

las necesidades de producción).

Durante la etapa de Operación y Mantenimiento de las Plataformas PM-1 y PM-2 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 Abril del 2006 con el pozo PC-162 y PC-165 continuando con los

programas de perforación previstos por PEMEX, finalizando éstos con el pozo PC-

DL-2 programado para iniciar en abril del 2011 concluyendo en Febrero del 2012 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 PM-1 y PM-2 se determinó con

base en la configuración estructural del Campo Puerto Ceiba, 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 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 su posterior 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

Construcción de quemador ecológico elevado en paquete de separación Puerto Ceiba

DOO-DGOEIA-002404

IPIA y ERMAR 31/05/2001 20 años

Construcción de quemador ecológico elevado en paquete de separación Puerto Ceiba

SGPA-DGIRA-004315 ADR 28/11/2001 20 años

Construcción L.D.D. de 8” ∅ x 926,06 km pozo P.C. 115-A a Cabezal Puerto Ceiba

SGPA-DGIRA-004521

MIA-P y ERDT 13/12/2001 20 años

Batería de Separación Puerto Ceiba PO-PD-27-268-2002 ERMAR 25/06/2002 20 años Construcción de Cabezal Periférico de 16” Ø en Macropera de pozo Puerto Ceiba 101-B y Oleogasoducto de 16” Ø por 0+979,06 km del Cabezal periférico Macropera Puerto Ceiba 101-B al Cabezal Puerto Ceiba

SGPA-DGIRA-DRA-0114 ERDT 02/10/2002 20 años

Línea de Descarga de 8” Ø por 0+333,79 km del Pozo Puerto Ceiba 121-C al Cabezal Puerto Ceiba

SGPA-DGIRA-DRA-0071 ERDT 18/03/2003 20 años

Construcción L.D.D. de 8” Ø 0+585,15 km del Pozo Puerto Ceiba 122-A al Cabezal Puerto Ceiba

SGPA-DGIRA-DEI-0098-03 ERDT 06/08/2003 20 años

Tipo de Instalación Autorización Modalidad Año de

Emisión Vigencia

Terminación de L.D.D. de 8” ∅ x 2+963,33 km del cabezal Puerto Ceiba a interconexión de L.D.D. 8” ∅ pozo P.D. 105


Construcción de Cabezal Periférico de 16” Ø en Macropera de pozo Puerto Ceiba 103 y Oleogasoducto de 16” Ø por 1+875,10 km del Cabezal periférico Macropera Puerto Ceiba 103 al Cabezal Puerto Ceiba


II.3.2.4 Uso Actual del Suelo y/o Cuerpos de Agua en el Sitio del Proyecto y sus Colindancias






Las Plataformas PM-1 y PM-2 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.

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 la Ranchería Las Flores, Segunda Sección;

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 los

generadores existentes en el Cabezal Puerto Ceiba y la macropera de los pozos

Puerto Ceiba, en caso de requerir un mayor consumo se utilizarán equipos






generadores móviles de energía eléctrica, se utilizará la infraestructura del sistema

de telecomunicación con que cuenta el Cabezal Puerto Ceiba y la macropera Puerto

Ceiba 101.

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 PM-1 y PM-2 y conduce su producción al

Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto

Ceiba 101.

II.3.2.6 Área Natural Protegida El área donde se instalarán los once pozos, el templete, las plataformas PM-1 y PM-

2 y los Oleogasoductos de 12” 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 74,0 km al Noreste de las obras que se

efectuarán en la parte terrestre.

II.3.2.7 Otras Áreas de Atención Prioritaria El Proyecto Puerto Ceiba Marino 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.

De acuerdo con la Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de la

Biodiversidad (CONABIO); los 11 pozos, el templete, las plataforma PM-1 y PM-2 y 2

Oleogasoductos marino de 1612” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de las






plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal

Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101 respectivamente.

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.






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 periférico Puerto Ceiba 101 se ubica a

100 m de la zona de playa y la batería de la TMDB colinda con el mar.

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 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.

Sin embargo, dentro del área del API Dos bocas, así como del cabezal Puerto Ceiba,

la fauna nativa fue desplazada antes de iniciar la actividad industrial.

g) Tipo y volumen de material de despalme El área a despalmar comprenderá únicamente el tramo 3+870 al 3+970; el

espaciamiento aproximado que existe entre la vegetación arbórea (palmeras) es de

5,0 m por lo que en 50,0 m2 existirán 2 especimenes; debido a ello se derribarán

aproximadamente 10 especimenes aproximadamente.

Excavaciones, Compactaciones y/o Nivelaciones a) Métodos que se van a emplear para prevenir la erosión y

garantizar la estabilidad de taludes (describir)






Para el área del proyecto en su tramo terrestre se realizará la excavación de zanja

donde se establece una profundidad mínima de 1,40 m y un ancho mínimo de

0,750m.

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 Puerto Ceiba marino contemplará la perforación de 11 Pozos de

Producción, la instalación de un Templete y dos Plataformas tipo tetrápode y la

construcción de dos Oleogasoducto de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de






las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal

Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101 respectivamente.






Cronograma En la figura siguiente se presenta el cronograma de las actividades y obras

permanentes y temporales de las plataformas PM-1 y PM-2 y de los Oleogasoductos

de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y

PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal

periférico Puerto Ceiba 101 respectivamente.

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

20052005 2006 2006 2007 2007 20082008 2009 2009 20102010 20112011Períodos J J A S O N DJ J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N DJ J A S O N DJ J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DE F M A M J J A S O N D

20052005 2006 2006 2007 2007 20082008 2009 2009 20102010 2011201120052005 2006 2006 2007 2007 20082008 2009 2009 20102010 20112011Períodos

Perforación y terminación PM-1 162162 163163 173173 170170 161161

165165 167167 166166 169169174174 168168Perforación y terminación PM-2

B d i E t di fí i té i P f ió

Pozos

Construcción

Perforación y terminación PM-1 162162 163163 173173 170170 161161

165165 167167 166166 169169174174 168168Perforación y terminación PM-2

B d i E t di fí i té i P f ió

Pozos

Construcción 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 11 pozos de producción

2) Instalación de 2 Templete2

3) Instalación de las plataformas PM-1 y PM-2 (subestructura y

superestructura)

4) Construcción los oleogasoductos 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km

En el Anexo A se presenta el Plano de Localización General del Proyecto (PLG) de

las obras del proyecto.

Perforación del primer pozo El Activo Integral Bellota-Jujo tiene considerado realizar la perforación de

11 pozos en las localizaciones de las plataforma PM-1 y PM-2 (en Mar Territorial

perteneciente al Golfo de México, al Norte de la Playa Paraíso y aproximadamente a

7.5 km al Noreste de la Terminal Marítima de Dos Bocas TMDB), 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.

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.

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






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

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 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 (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.

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 de un pozo tipo perforado

en el Campo Puerto Ceiba.

Figura II.3.3.2-2 Estado Físico de un pozo tipo perforado en el Campo Puerto

Ceiba






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.

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 9⅝” diafragma y un tapón de desplazamiento de 9 5/8” sólido.






Perforación etapa de 7⅝”

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 5½”).

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 7⅝”,

un cople flotador de 7⅝”, un cople de retención de 7⅝”, un conjunto colgador 7⅝”

con empacador de boca de liner, una cabeza de cementar para liner, un juego de

tapones, treinta centradores 8 ½” x 7⅝” y treinta collarines tope de 7⅝”.

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 (Anexo B) 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 9⅝”.

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 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 PC-162 y PC-165. 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). En el Anexo M se presentan los planos:

G-005-A “Procedimiento de Instalación de la Plantilla”

G-006-A “Arreglo Estructural de la Plantilla”

G-007-A “Secciones y detalles 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 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

Fuente: Bases de Diseño para la Perforación de Pozos, Junio del 2003.

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, Junio del 2003.

Plataforma Autoelevable

(Jack-Up)

Grúa del Jack-Up

Conductor

Plantilla

Submarina

Nivel Medio Bajamar 0,0

Lecho Marino

A A






Pozos de Producción El yacimiento en el cual se realizarán las perforaciones de los pozos se encuentra

localizado aproximadamente a 6 500,0 m de profundidad a partir del lecho marino, es

de edad Cretácico Superior con una reserva probada y probable de 219 Millones de

Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE) . En la Figura II.3.3.2-5 se

presenta la planta (-) 21,7 de la subestructura de perforación del tetráopodo PM-1 y

PM-2 en donde se instalarán los once pozos a perforar.

Figura II.3.3.2-5 Detalle del Nivel (-) 21,7 de las Subestructuras PM-1 y PM-2

Los pozos PC-162 y PM2-167 se perforará verticalmente y servirá también para fijar

el templete, los pozos PC-166, PC-169, PC-165, PC-168 y PC-DL-2, así como PC-






DL-1, PC-161, PC-163 y PC-170, 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.

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.

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

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 PM-1 y PM-2






Tabla II.3.3.2-2 Composición Típica del Hidrocarburo Extraído de los Pozos Composición Efluente de Pozos

Componente %mol Agua 4,83

Nitrógeno 0,25 Bióxido de carbono 0,45

Ácido sulfhídrico 0,05 Metano 34,21 Etano 6,29

Propano 4,67 Iso-butano 0,63

Butano normal 3,54 Iso-pentano 1,51

Pentano normal 2,39 Hexanos 4,22

C7+ (Nota 1) 4,34 C8+ (Nota 1) 3,78 C9+ (Nota 1) 3,74 C10+ (Nota 1) 3,26 C11+ (Nota 1) 21,84

TOTAL 100,00 Nota: Las propiedades de pseudo-componentes se presentan a continuación:

Componente PM T Ebullición (°C)

Densidad (kg/ m³)

Pc (kg/ cm2) Tc (°C)

C7+ 95,0 91,34 710,2 29,08 263,2 C8+ 110,0 122,20 737,9 26,80 299,7 C9+ 119,5 142,40 762,9 26,48 325,1 C10+ 134,0 168,3 781,4 24,66 353,6 C11+ 292,3 349,90 894,1 15,32 535,0

Fuente: Bases de diseño de proceso IB-2869-08-05-001. Proyecto 0410. Contrato: 418812869

Plataforma PM-1 y PM-2

Para poder generar el Desarrollo y la Producción de Hidrocarburos del Campo Puerto

Ceiba, se requiere de la instalación de una Subestructura, Superestructura y de un

templete para un tirante de agua de 21,7 metros.

Para la ejecución de la transportación e instalación de las Plataformas PM-1 y PM-2, aplicarán las normas: NRF-041-PEMEX-2003, NRF-043-PEMEX-2003 y la NRF-003-

PEMEX-2000 (Anexo B).






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.

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 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).

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).






Figura II.3.3.2-10 Izaje Horizontal de la Subestructura

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

PM-1 y PM-2; 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).






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.

Figura II.3.3.2-13 Instalación de la Subestructura






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

Marino

Los planos correspondientes al procedimiento de instalación de la Subestructura se

incluyen en el Anexo N, estos planos son:

G-064 “Secuencia de acoplamiento de la Subestructura y del

Templete”

G-066 “Secuencia de Instalación de la Subestructura”

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.






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

Una vez terminado el acoplamiento de la Superestructura, las Plataformas PM-1 y

PM-2 estarán listas para instalar los equipos principales, auxiliares y demás

accesorios que le permitan llevar a cabo la explotación de hidrocarburos del Campo

Puerto Ceiba por medio de la perforación y producción de 11 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 11 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 de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km 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

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.

Los planos correspondientes a este tramo se presentan a continuación se indica la

identificación de los planos:

K-010 “Arreglo de tuberías en Planta y elevación de

oleogasoducto de 16” Ø x 1,304 de la línea de costa a cabezal

de Puerto Ceiba”. Revisión 0.

K-011 “Arreglo de tuberías en planta y elevación de

interconexión de oleogasoducto de 16” Ø a Cabezal Puerto

Ceiba”. Revisión 0.

K-017 “Cruzamiento con acceso pavimentado K-0+047,20 y

línea de descarga

de 6” en K-0+053,00”. Revisión 0.






K-018 “Cruzamiento con línea de 16” Ø PC-103 K-0+190,40 y

acceso pavimentado en K-0+203,00”. Revisión 0.

K-019 “Cruzamiento carretero Paraíso-Ranchería Las Flores

“da. Sección en K-0+454,00” Revisión 0.

K-020 Cruzamiento con línea 6” Ø PC-111A en K-0+737,02;

línea de

6” Ø PC-113B en K-0+738,72; línea de 6” Ø PC-103 en K-

0+742,02 y línea de 6” Ø PC-101B en K-0+744,22”. Revisión 0.

K-021 “Cruzamiento con línea de 6” Ø en K-1+019,50 y con la

línea de 6” Ø en K-1+025,00”. Revisión 0.

K-022 “Arreglo de tuberías en planta y elevación de Trampa de

Diablos en Puerto Ceiba”. Revisión 0.

K-022A “Curva de expansión los oleogasoductos de 16” Ø en

Puerto Ceiba en el K-1+097,50” Revisión 0.

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.

El tramo terrestre presenta estará dividido en cinco secciones, que son:

Sección transversal A-A’ (K-0+000,00 al K-0+108,00)

Sección transversal B-B’ (K-0+108,00 al K-0+189,00)

Sección transversal C-C’ (K-0+189,00 al K-0+737,02)

Sección transversal D-D’ (K-0+737,02 al K-0+845,23)

Sección transversal E-E’ (K-0+845,23 al K-1+110,03)

Así mismo, presenta cinco cruzamientos localizados en las siguientes ubicaciones:






Cruzamiento con acceso pavimentado en el km 0+047,20

(Plano K-017)

Cruzamiento con línea de 16” PC-103 en el km 0+190,40

(Plano K-018)

Cruzamiento con carretera pavimentada paraíso Ranchería

Las Flores 2a sección en el km 0+454,00 (Plano K-019)

Cruzamiento con líneas de 6” Ø provenientes de los pozos PC-

103, PC-113-B, PC-111-A y PC-101-B en el km 0+737,02

(Plano K-020)

Cruzamiento con línea de 6” Ø en el km 1+025,00 (K-021)

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 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 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)

Tabla II.3.3.2-3 Fuente de radiación para ductos en función del espesor del acero

Espesor en acero (mm) * Fuente de radiación 1,0 a 50,0 Rayos X 19,0 a 80,0 Iridio 192

38,0 a 150,0 Cobalto 60 Fuente: Documento: Bases de Diseño de Tuberías.

Número CR-K-002, Proyecto:0410; Contrato: 418812869. Fecha: 26-11-2003 *El espesor se refiere al grueso de la pared del ducto que está en contacto con la placa radiográfica en pared sencilla o en pared doble.






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.

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.

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

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






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.

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.

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






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.

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

Tubería de perforaciónTubería de perforación

Cortador de X”

Lodo Bentonítico






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.

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

Unión giratoria

Cortador de X”

Tubería del Cl iente de X” de diámetro Tapón dejalado






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 PM-1 y PM-2, 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 de Puerto ceiba 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 406,0 mm (12”) de diámetro por

12,70 mm (0,500”) de acuerdo a la especificación API-5L Gr. 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.

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.


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







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

Fuente: Curso de especialidad para supervisores de obra “DUCTOS MARINOS”. Editado por la Subdirección de Proyecto y Construcción de Obras, 1992.

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

III

IV

V 1 2 3 4 5 6 7 8






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.

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.

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.

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.


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







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






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.

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.






Figura II.3.3.2-27 Procedimiento para Abandono temporal de la Tubería






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.

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:

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 PM-

1 y PM-2 y de los Oleogasoducto de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970

km.

b) Descripción general del proceso principal La explotación de hidrocarburos en las plataformas PM-1 y PM-2 se llevará a cabo a

través de 11 pozos, 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 al Cabezal

periférico Puerto Ceiba 101 y la batería de la TMDB a través de dos oleogasoductos

12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km.

Las condiciones de operación que se presentarán tanto en las Plataformas PM-1 y

PM-2 al iniciar el envío de la mezcla de hidrocarburos como las presentadas en el al

Cabezal periférico Puerto Ceiba 101 y la batería de la TMDB, se presentan en la

Tabla II.3.4.1-2.

Tabla II.3.4.1-2 Condiciones de Operación del sistema de medición Qo

(MBPD) Qg

(MMPCD) P Operación

(kg/cm2) T Operación

(°C) ° API Fluido






500-8000 0.5 35-40 110-130 33 Aceite, gas y agua

Condiciones de operación de los 2 Oleogasoductos


T salida (°C)

Qo (BPD)

Qg (MMPCD)

RGA (m3/m3) ° API

Máxima 40 130 6000 4.5 120 33 Normal 35 120 4000 2.5 120 33

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 PM-1 y PM-2

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.

Crudo

Receptor de Diablos PC-HR-2000

Al Cabezal Puerto Ceiba

Gas

Mezcla Gas-Aceite

Inyección de antiespumante

Lanzador de Diablos PC-HR-2220

Separador de Prueba PC-FA-

1110

Pozos Puerto Ceiba PM2-167, PC-166, PC-169, PC-165, PC-168 y PC-DL-2, PC-162, PC-DL-1, PC-161, PC-163 y PC-170.






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.

Para la disposición de residuos sólidos se utilizarán las áreas de almacenamiento

destinadas para este fin localizadas en las Plataformas de Perforación PM-1 y PM-2

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 PM-1 y PM-2 y los Oleogasoductos de 12” 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

Pozos de Producción

Debido a que el mantenimiento para los pozos del campo Puerto Ceiba depende 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”

Superestructura

La evaluación del mantenimiento de las instalaciones se efectuará de acuerdo con la


acero”

Equipo General






La evaluación del mantenimiento de las instalaciones se efectuará de acuerdo con la


acero”

Ductos

El mantenimiento a los Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km 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 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 de PM-1 Y PM-2 y los pozos

Mes Actividad F M A M J J A S O N D Pozos Mantenimiento menor

Protección Catódica Corrección Ánodos Subestructur

a 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

Mes Actividad E F M A M J J A S O N D 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 Mantenimien

to 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 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 PM-1 y

PM-2 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 PM-1 y PM-2, 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 PM-1 y PM-2.

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

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.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.






Tabla II.4.2.1-1 Consumo de Agua Consumo ordinario Consumo excepcional o periódico

Etapa Agua Volumen Origen Volum

en Orige

n Perio

do Duraci

ón

Tipo de Obra

Cruda No aplica - - - - - - Trata

da No aplica - - - - - -

Preparación del sitio Potab

le 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 - - - - - - Trata

da No aplica - - - - - - Operación

Potable No aplica - - - - - -



Mantenimiento Potab

le 27,5 m3/día Embarcaciones y pipas - -

Mantenimiento a Plataforma,

Pozos y oleogasoducto



Abandono Potab

le 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.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) y por los

generadores existentes en la macropera del pozo Puerto Ceiba-101

y cabezal de recolección Puerto Ceiba (en el tramo terrestre).

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.

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 del Campo Puerto Ceiba Marino






Equipo Etapa Cantidad

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2

Tipo

de

Com

bust

ible

Pozos Puerto Ceiba Marino Plataforma Autoelevable móvil de

perforación Construcción 1 32 24 ND ND Diesel

Paquete de perforación fijo instalado sobre la plataforma PM-1

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 PM-1 y PM-2 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

Tabla II.4.2.4-1 Equipo requerido para la Construcción, Instalación,

Mantenimiento y Abandono de la Infraestructura del Campo Puerto Ceiba Marino

(Continuación)


Tiem

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Empl

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Emis

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Atm

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ra (g

/s)

2

Tipo

de

Com

bust

ible

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



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

ca

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

ca

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 Eléctri

ca

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






Tabla II.4.2.4-1 Equipo requerido para la Construcción, Instalación, Mantenimiento

y Abandono de la Infraestructura del Campo Puerto Ceiba Marino (Continuación)


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2

Tipo

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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

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 Eléctri

ca

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

ca

Pozos PM2-167, PC-166, PC-169, PC-165, PC-168 y PC-DL-2; desde la plataforma PM-1

Plataforma Autoelevable móvil de perforación Construcción 1 80 24 ND ND Diesel

Paquete de perforación fijo instalado sobre la plataforma PM-2 Construcción 1 80 24 ND ND Diesel

Pozos PC-162, PC-DL-1, PC-161, PC-163 y PC-170 desde la plataforma PM-1






Plataforma Autoelevable móvil de perforación Construcción 1 80 24 ND ND Diesel

Paquete de perforación fijo instalado sobre la plataforma PM-1 Construcción 1 80 24 ND ND Diesel

Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km

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



(Continuación)


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Tipo

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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 Eléctri






ca

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

ca

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 Eléctri

ca

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 Eléctri

ca

Precalentador Instalación 1 4 12 90 ND Eléctrica

Horno eléctrico con control de temperatura (soldadura) Instalación 1 4 12 90 ND Eléctri

ca

Pulidores y cardas Instalación 4 4 12 90 ND Eléctrica

Pirómetros Instalación 2 4 12 90 ND Eléctrica

Equipo probador de dureza API Instalación 2 4 12 NA NA NA

Equipo de pruebas (norma API-1104) Instalación 2 4 12 NA NA NA

Equipo de ultrasonido Instalación 2 4 12 NA NA NA

Fuente de radios X radiales (crawler) Instalación 2 4 12 ND ND Eléctrica

Caseta acondicionada para alojamiento de equipo y laboratorio de

revelado Instalación 1 4 12 NA NA NA

Equipo portátil rayos gama i-192 (12,5 curies min) Instalación 2 4 12 NA NA NA

Revelado (toma placas, dosímetro, cargador, reloj alarma) Instalación 2 4 12 NA NA NA

Contador Geiger y Negatoscopio Instalación 2 4 12 NA NA NA



(Continuación)







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Tipo

de

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bust

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Equipo para aplicación de recubrimiento anticorrosivo Instalación 1 3 12 ND ND Eléctri

ca

Equipo para la inyección a presión de poliuretano Instalación 1 3 12 90 ND Eléctri

ca

Cámara de descompresión para buceo personal más accesorios Instalación 2 4 12 NA NA NA

Radiocomunicación submarina Instalación 10 4 12 NA NA NA

“Manifold” de aire para dos buzos Instalación 20 4 12 NA NA NA

Traje y Máscara de Buceo Instalación 20 4 12 NA NA NA

Compresor 1500 pcm, 125 psi descarga Instalación 1 1 12 95 ND Eléctri

ca

Mangueras 8’’∅, 600’ long. Para 2500 psi de trabajo Instalación lote 1 12 NA NA NA

Lote de herramienta Instalación 2 4 12 NA NA NA

Cámara submarina con acoplamiento a videograbadora Instalación 2 4 12 NA NA NA

Bomba alta presión 2500 psi, bajo volumen 150 gpm y Bomba 5000 gmp

y 250 psig Instalación 2 1 12 100 ND Eléctri

ca

Manómetro rango 0-2000 psig y Manógrafo rango 0-200 psig Instalación 2 1 12 NA NA NA

“Arado” para dragado y enterrado de tubería 36 ∅ Instalación 1 1 12 NA NA NA

Poli-pigs Instalación 2 1 12 NA NA NA

Barco abastecedor (alimentos, materiales, combustibles) Instalación 1 3 12 90 ND Diesel

Camiones de volteo Instalación 4 12 12 ND ND Diesel

Retroexcavadora Instalación 1 12 12 ND ND Diesel

Embarcación para mantenimiento de ductos

Mantenimiento 1 8 24 ND ND Diesel

Vehículos de transporte de personal Mantenimiento 4 2 12 ND ND Diesel






Embarcación para taponamiento de ductos Abandono 1 16 24 ND ND Diesel

Vehículos de transporte de personal Abandono 4 2 12 ND ND Diesel

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, 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 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 donde PEMEX haya celebrado un convenio para este fin o

donde determine la autoridad local.

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 PM-1 y PM-2

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,

que se presenta en el Anexo F.






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.

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 Tiro






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.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 Desengrasa

nte T 2,0 T/año Tambos

Almacén Barcaza Barcaza Mesa

Rotaria Confinamiento

Combustible y

Lubricantes T, I 30,0

m3/año Tambo

s Almacén Barcaza Barcaza Motores Confinamiento






Instalación de Templete Desengrasa


Almacén Barcaza Barcaza Grúa Confinamiento

Combustible y


m3/año Tambo

s Almacén Barcaza Barcaza Barcaza y

Barco grúa Confinamiento

Plataforma de Perforación Fija Desengrasa


Almacén Barcaza Barcaza Mesa

Rotaria Confinamiento

Instalación de Subestructura Desengrasa


Almacén Plataforma Barcaza Grúas Confinamiento

Combustible y


m3/año Tambo

s Almacén

Plataforma Barcaza Barcaza y Barco grúa Confinamiento

Pinturas y Solventes T, I 1,0

m3/año Tambo

s Almacén

Plataforma Barcaza Subestructura Confinamiento






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

Nombre del Residuo

CRETIB

Volumen Generado

Tipo de Envase




Origen Sitio de

Disposición Final

Removedor T, I 3,0 m3/año

Tambos

Almacén Plataforma Barcaza Subestruct

ura Confinamiento

Instalación de Superestructura Desengrasa


Almacén Barcaza Barcaza Grúas Confinamiento

Combustible y


m3/año Tambo

s Almacén Barcaza Barcaza Barcaza y

Barco grúa Confinamiento


m3/año Tambo

s Almacén Barcaza Barcaza Super-

estructura Confinamiento


Tambos

Almacén Barcaza Barcaza Super-

estructura Confinamiento

Instalación de los Oleogasoductos Desengrasa


Almacén Barcaza Barcaza Grúas Confinamiento

Combustible y


m3/año Tambo

s Almacén Barcaza Barcaza Barcaza Confinamiento


m3/año Tambo

s Almacén Barcaza Barcaza Oleogasodu

cto Confinamiento


Tambos

Almacén Barcaza Barcaza Oleogasodu

cto Confinamiento

Mantenimiento de los Oleogasoductos Pinturas y Solventes T, I 0,5

m3/año Tambo

s Almacén

Plataforma Barcaza Oleogasoducto Confinamiento


Tambos

Almacén Plataforma Barcaza Oleogasodu

cto Confinamiento

Abandono de los Oleogasoductos Condensado

s 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 PM-1 y PM-2, 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 PM-1 y PM-2se

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 Limpieza 49,8 m3/día Mar






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






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.

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 PM-1 y PM-2, 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 PM-1 y PM-2 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.

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 PM-1 y PM-2 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.

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

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:

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

(Anexo F) 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), por tal razón, se ha efectuado una serie de tres simulaciones con

el propósito de representar un posible derrame en cada una las épocas

climatológicas (lluvias, secas y Nortes) a través del software SIMAP.

El SIMAP, 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, dando como resultado una imagen referenciada con la

cual se permite determinar las posibles zonas de afectación en caso de

una contingencia. Las Figuras II.10.2-1, II.10.2-2 y II.10.2-3 nos muestran

los sitios con mayor probabilidad de dispersión de hidrocarburos en caso

de derrame.






Figura II.10.2-1 Resultados Obtenidos en la Época de Nortes

Figura II.10.2-2 Resultados Obtenidos en la Época de Nortes






Figura II.10.2-3 Resultados Obtenidos en la Época de Lluvias






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, presentados en el Anexo F y que a

continuación se enlistan:

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 (Anexo P) de la misma.

El señalamiento del tramo terrestre, se efectuará cumpliendo con lo

establecido en la NRF-030-PEMEX (Anexo B).

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.






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 Desarrollo de Campos Yaxche se

encuentra localizada en el Sureste del país, en Mar Territorial perteneciente al Golfo de

México y en tierra dentro del Municipio de Paraíso, 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.

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, la

Región Marina Suroeste (RMSO) desarrolló el proyecto “Desarrollo de Campos

Yaxche”, el cual permitirá recuperar una reserva de aceite de 120,8 Millones de Barriles

(MMB) y 47,5 Miles de Millones de Pies Cúbicos (MMMPC) de gas que representan el

5,5 % y el 1,7 % de la reserva total documentada a extraer por esta región en el periodo

de 2003 – 20221.

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 Campos Yaxche 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 Paraíso, Tabasco 2001-2003

1 Análisis Costo Beneficio del Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche, Región Marina Suroeste, 2003






El Plan Municipal de Desarrollo de Paraíso, Tabasco, no contempla la ejecución de

obras para el Oleogasoducto en su Tramo Terrestre.

Plan Estatal de Desarrollo Tabasco, 2002-2006

El Plan Estatal de Desarrollo no contempla la ejecución de obras correspondientes al

Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche, 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, como es el Proyecto Crudo Ligero Marino

que se desarrolla frente a las costas de los Municipios de Centla y Paraíso.

El hidrocarburo que se transporta en el Campo Yaxche es Crudo Ligero, debido a que

tiene una densidad de 36° API.

Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006

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 de Desarrollo de Campos Yaxche.






Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

El Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche 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, plataforma y

oleogasoducto.

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 Desarrollo de Campos

Yaxche 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 Desarrollo de Campos Yaxche 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 Desarrollo de Campos Yaxche, 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 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, plataforma y Oleogasoducto, 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 la Plataforma

Yaxche-A y el Oleogasoducto en su Tramo Marino y Tramo de Perforación Direccional

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.

Convenio Internacional para prevenir la contaminación por buques (Noviembre 2,

1973) y su protocolo de enmienda (Febrero 17, 1978) (MARPOL 73/78)

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.






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

X X X






planes de respuesta para los casos de contingencias y situaciones de emergencia que se pueden presentar a bordo de embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.

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

X X X







(Continuación)



Instalación


Mantenimiento

Etapa de Abandono


Secretaría de Comunicaciones y Transporte

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 y extinguir fuegos identificados como Clase “A”.

X X X X

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

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







(Continuación)



Instalación


Mantenimiento

Etapa de Abandono



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

NRF-043-PEMEX-2000 Acercamiento y Amarre de Embarcaciones a Instalaciones Costa Afuera, tiene como objetivo

X






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.

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






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

Oleogasoducto



Instalación


Mantenimiento

Etapa de Abandono



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

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

X X X






embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.

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



Instalación


Mantenimiento

Etapa de Abandono



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

X X






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

(Continuación)



Instalación


Mantenimiento

Etapa de Abandono

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



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


X






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: 37 379,71 m2.

Superficie total requerida para la Plataforma Yaxche-A: 1 234, 05 m2

Área total del Oleogasoducto: 36 145,66 m2.

Distribución espacial de las obras y actividades del proyecto, incluyendo las

asociadas y/o provisionales:

El área de influencia del proyecto es de 1 593 799,15 m2 (1,593 km2) que se obtuvo

sumando 500,0 m en cada punto del polígono para contemplar las maniobras de las

embarcaciones o de la plataforma móvil, por lo que se obtiene un rectángulo de 813,65

m de largo por 581,33 m de ancho, lo que nos arroja un área de influencia de 472 999,15

m2. El ducto contempla 50,0 m a cada lado a partir del centro del ducto por lo que

resulta del producto de 11 208,0 m por 100,0 m.

Tipo de obras a desarrollar:






El Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche llevará a cabo la perforación de 7 pozos, la

instalación de una plataforma tipo octápodo y un Oleogasoducto de 16” Ø x 11,208 km.






Ubicación:

El área donde se pretende llevar a cabo la perforación de 7 pozos, la instalación de la

Plataforma Yaxche-A, tendido del Oleogasoducto en su Tramo Marino y la Perforación

Direccional se ubicarán dentro del Mar Territorial; mientras que el Oleogasoducto en su

Tramo Terrestre se ubicará en la Ranchería Las Flores Segunda Sección,

correspondiente al Municipio de Paraíso, 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

del Oleogasoducto 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 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 ubico el Oleogasoducto en

su tramo terrestre y se sobrepuso sobre los planos para delimitar su área de influencia.

En el Anexo Q 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 siete pozos, la plataforma Yaxche-A

y los Tramos Marino y de Perforación Direccional del Oleogasoducto se instalarán en

Mar Territorial y el Tramo Terrestre se instalará en tierra en la Ranchería Las Flores

Segunda Sección del Municipio de Paraíso, Tabasco.

IV.2-1 Medio Físico

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 Q);

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.






Figura IV.2.1-1 Tipos de Climas de Tabasco

Fuente: INEGI, Síntesis de Información Geográfica del Estado de Tabasco, 2001.

Temperaturas Promedio Mensual, Anual y Extremas

En la estación Meteorológica de Dos Bocas, (estación meteorológica más cercana

al área de influencia del proyecto) la temperatura máxima extrema promedio es de

30,44 °C y la temperatura mínima extrema promedio es 23,88 °C.

La temperatura media mensual promedio que reporta la Estación de Dos Bocas es

de 27,16 °C cuyo valor máximo reportado es de 29,2 °C que se presenta en el mes

de Mayo y con un valor mínimo de 23,25 °C que se presenta en el mes de Febrero.

Las Tablas IV.2.1-1, IV.2.1-2 y IV.2.1-3 nos presentan estas temperaturas y la

Gráfica IV.2.1-1 nos presenta el comportamiento y tendencia de las Temperaturas

Media, Máxima y Mínima durante el periodo del 2003.

Área del






Tabla IV.2.1-1 Temperatura Media Mensual Mes T Media (°C)

Enero 24,6 Febrero 23,25 Marzo 26,3 Abril 28,8 Mayo 29,2 Junio 28,55 Julio 28,8

Agosto 28,7 Septiembre 28,2

Octubre 29,0 Noviembre 25,8 Diciembre 24,75

Temperatura Media Mensual Promedio 27,16

Fuente: Estación Meteorológica Dos Bocas, 2003.

Tabla IV.2.1-2 Temperatura Máxima Extrema Mes T Máxima (°C)




Temperatura Máxima Extrema Promedio 30,44


Tabla IV.2.1-3 Temperatura Mínima Extrema Mes T Mínima (°C)




Temperatura Mínima Extrema Promedio 23,88






Gráfica IV.2.1-1 Tendencia de las Temperaturas Media, Máxima y Mínima Extrema


Precipitación Promedio Mensual, Anual y Extremas (mm)

El Municipio de Paraíso, Tabasco, es el área de influencia del Proyecto Desarrollo

de Campos Yaxche, donde la precipitación pluvial Promedio Anual es de 1 562,6

mm (Servicio Meteorológico Nacional, 2003). En la Tabla IV.2.1-4 se muestra la

Precipitación Promedio Mensual y Anual durante 1991-2001. No se cuenta con

información sobre Precipitación Extrema del Municipio de Paraíso, Tabasco.

Tabla IV.2.1-4 Precipitación Promedio Mensual y Anual (1991-2001)

Precipitación (mm) Año Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Total Anual

1991 62,3 70,2 2,4 0,0 32,9 34,6 321,7 232,4 241,6 258,6 380,3 163,3 1 800,3 1992 125,5 18,5 23,5 62,6 0,0 433,1 112,0 123,7 278,2 171,4 148,3 137,8 1 634,6 1993 69,5 13,6 64,0 3,0 26,5 132,4 118,1 152,1 180,8 344,1 119,5 30,7 1 254,3 1994 143,3 74,1 77,7 77,7 6,4 132,5 168,3 221,4 288,5 68,1 32,5 68,3 1 358,8 1995 21,2 7,4 18,3 23,8 0,8 371,2 173,5 186,8 669,3 323,1 35,5 82,0 1 912,9 1996 5,3 2,4 55,8 92,3 110,9 140,8 170,3 199,7 271,7 185,7 57,6 46,5 1 339,0 1997 14,2 83,9 21,7 20,3 62,3 119,8 S/D 129,2 283,3 179,0 151,2 90,4 1 155,3 1998 49,4 10,7 0,0 7,0 0,0 86,4 192,4 501,5 299,3 154,2 187,0 145,9 1 633,8 1999 13,7 28,3 0,0 42,5 77,3 172,0 165,5 230,4 477,0 582,9 79,2 90,5 1 959,3 Año Precipitación (mm) Total

Comportamiento Temperatura Estación TMDB

20

22

24

26

28

30

32

34

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Mes

°C

T Máxima °C T Mínima °C T Media °C






Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual 2000 11,7 0,0 32,5 6,0 130,7 275,5 115,0 261,7 331,1 569,9 62,5 47,2 1 843,8 2001 17,7 167,2 INAP. 7,3 17,0 189,1 160,7 76,6 186,0 329,4 114,5 31,2 1 296,7

Promedio 48,5 43,3 29,6 31,1 42,3 189,8 169,8 210,5 318,8 287,9 124,4 84,9 1 562,6 Fuente: C.N.A. y S.M.N., 2002.

Vientos Dominantes (Dirección y Velocidad) Mensual y Anual

La circulación de los vientos del Golfo de México tienen su origen en el Atlántico

Norte, en el área de estudio se presenta un patrón de circulación de los vientos del

tipo anticiclónico; la velocidad media con la que se presentan se encuentra dentro

del intervalo de los 11,0 a los 20,0 km/h; prevaleciendo las siguientes

características del año:

Enero: El flujo del aire tiene componentes del Oeste con una curvación

ciclónica.

Febrero: Presenta un comportamiento similar al del mes de Enero.

Marzo: La circulación comienza a desplazarse hacia el Sur.

Abril: Presenta un patrón de circulación semejante al de Marzo.

Mayo: Es muy similar al presentado en los meses de Marzo y Abril.

Junio: La circulación presenta un componente marcado que proviene del

Norte.

Julio: Empiezan a predominar vientos componentes del Este.

Agosto: Prevalece el flujo del Este.

Septiembre: Presenta características similares a las del mes de Agosto.

Octubre: El flujo de circulación presenta componentes del Norte.

Noviembre: Es muy similar al que se presenta en octubre, pero tiene

componentes del Oeste.

Diciembre: Presenta curvaturas ciclónicas.

De acuerdo a los estudios presentados en las bases de usuario para Campos

Yaxche los Vientos Reinantes se presentan de Noreste – Suroeste con una






velocidad de 18,0 km/h; mientras que los vientos Dominantes se presentan de

Norte a Sur con una velocidad de 126,0 km/h.

En la Tabla IV.2.1-5 se presentan las variaciones de los vientos dominantes y su

velocidad durante el 2002, para la zona de influencia del proyecto. Durante todo el

año soplan vientos del Norte, con variación en los meses de Mayo-Agosto, los

cuales provienen del Noroeste y Sur, estos son vientos alisios modificados

ligeramente en su dirección por condiciones regionales que se imponen a la

circulación general de la atmósfera.






Tabla IV.2.1-5 Velocidad y Dirección del Viento en la Zona del Proyecto

Mes Dirección del Viento Velocidad (km/h) Enero SE 25/35

Febrero NW/NNW 20/30 Marzo SE 25/35 Abril SE/NE 20/30 Mayo SE/NE 20/30 Junio SE 20/30 Julio NE 15/30

Agosto NE/SE 20/30 Septiembre NW/SE 15/25

Octubre E/NE 20/30 Noviembre SE 20/30 Diciembre SE/NE 20/30

Fuente: Estación meteorológica “Dos Bocas”, 2002 (Datos inéditos).

En el área de influencia del proyecto los vientos alcanzan las mayores velocidades

que se concentran en los meses de Octubre, Noviembre y Diciembre, con

velocidades que alcanzan los 30,0 km/h; presentándose en Mayo y Junio las

menores, con velocidad de 21,0 km/h.

Humedad Relativa y Humedad Absoluta

De acuerdo a las Bases de Diseño del Desarrollo de Ingeniería Básica y de Detalle

para el proyecto Desarrollo de Campos Yaxche; la humedad relativa máxima es

del 95,0%, la mínima es de 70,0%; presentándose un promedio de 80,0% para el

área de influencia del proyecto. En la Tabla IV.2.1-6 se presentan los datos de

humedad relativa mínima, máxima y promedio de la zona de influencia del

proyecto.

Tabla IV.2.1-6 Humedad Relativa

Meses Humedad Relativa en la Zona %

Mínima 70 Máxima 95

Promedio 80 Fuente: Bases De Diseño, Activo Integral del Litoral de Tabasco, 2003.






No se incluyeron datos de la Humedad Absoluta debido a la carencia de

información para este municipio.






Huracanes

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.2.1-7 Meteoros registrados en la Zona en el Año 2003

Océano Atlántico

N° Nombre Etapa y Categorí

a 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 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 del Activo Integral Litoral de Tabasco, incluido en el Anexo F.

Radiación o Incidencia Solar

En el Municipio de Paraíso los valores máximos de la radiación reportados son de

900,0 w/m2, presentándose éstos en los meses de Febrero y Marzo; disminuyendo

considerablemente en los meses de Diciembre y Enero.

Aire

Calidad Atmosférica de la Región

En PEP se desarrolló la campaña oceanográfica SGM-6 para el Golfo de México

en el 2001, en la cual se midieron valores de concentración de contaminantes en






aire ambiente para el área de influencia del proyecto, mencionados en la Tabla

IV.2.1-8.

Tabla IV.2.1-8 Concentración de Contaminantes en el Aire (PPB)

Contaminante SO2 NO NO2 NOx CO H2S Met O3 Nmet Hct Promedio 0,0 0,1 0,02 0,1 0,023 0,0 0,00 0,00 0,00 1,24 Máximo 0,0 3,3 0,28 3,5 0,272 0,01 0,00 0,00 0,00 46,00Mínimo 0,0 0,0 0,00 0,0 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Fuente: PEMEX, 2001.

Geología y Geomorfología

Geología Estructural

En la Figura IV.2.1-3 Geología del Estado de Tabasco se observa que la litología

para el área del estudio es C(S) la cual pertenece al Cenozoico Sedimentario y en

el Anexo Q, se presenta la Carta Estatal Geológica, Escala 1:500 000; 2001, donde

se observa que la zona donde se asentará el Oleogasoducto en su tramo Terrestre

corresponde al Cuaternario, Suelo Litoral (Q(Li)).

Figura IV.2.1-3 Geología del Estado de Tabasco

Área del






Fuente: INEGI, Síntesis de Información Geográfica del Estado de Tabasco, 2001.

El Municipio de Paraíso forma parte de la llanura del Golfo de México; es plano y

con ligero declive hacia el mar. Lo forman tierras arenosas (las del litoral del

Golfo), arcillo arenosas a medida que nos vamos alejando de la costa, y arcillosas

en el resto de su territorio; la superficie está formada en gran parte por bajo relieve

que dan lugar a la formación de lagunas, esteros y pantanos; su altitud es de 2,0

MSNM. La zona donde se desarrollará el proyecto corresponde a la Provincia de la

Llanura Costera del Golfo Sur, Subprovincia Llanura y Pantanos, Llanura de

Barreras (Playas) (V2p4), en el Anexo Q; se presenta la Carta Estatal de

Regionalización Fisiográfica, Escala 1:500 000.

A continuación se describe específicamente la geomorfología para el Proyecto

Desarrollo de Campos Yaxche.

Geomorfología Campos Yaxche

El Campo Yaxche se localiza en un área constituida por dos bloques que se

encuentran limitados internamente por dos fallas normales, el bloque donde se

encuentra el pozo Yaxche-1 está constituido por dos anticlinales asociados a la

tectónica compresiva del área, sus flancos están limitados tanto por fallas de tipo

normal como por estructuras salinas.

El pozo Yaxche-1 se ubica en la zona de mayor interés que corresponde a una

estructura de tipo anticlinal cuyo eje tiene una dirección Noreste-Suroeste, con una

longitud aproximada de 3,0 km y en su parte transversal un ancho de 2,2 km;

mismos que están afectados en su flanco Occidental por una intrusión salina.

La estructura descrita corresponde a la interpretación sísmica 3D recientemente

procesada, la cual modifica radicalmente la interpretación previa y en

consecuencia, la localización de la plataforma y las reservas.






Yacimientos

El yacimiento Campos Yaxche es de edad Cretácico Superior y se clasifica como

de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento, con presión inicial de 1 016,0

kg/cm2, presión de saturación de 150,0 kg/cm2 a la temperatura de 140,0 °C y

densidad de 38,0° API. La información obtenida del aforo se proporciona en la

Tabla IV.2.1-9.






Tabla IV.2.1-9 Aforo y Presiones de Fondo Campos Yaxche

Qo BPD

Qg MMPCD

RGA m3/m3

PWS kg/cm2

PWF kg/cm2

IP BPD/PSI

PTP kg/cm2

Psep KG/CM2

Tsep °C

EST PG

1 654,0 0,645 69,0 --- --- --- 38,0 16,8 36,0 ½ 1 496,0 0,589 70,0 1 016,0 577,0 0,24 112,5 16,8 31,0 ¼

Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, Activo Integral Litoral de Tabasco; Bases de Usuario; 2003. Qo: Volumen de Aceite Producido Diariamente ((MBD), Qg: Volumen de Gas Producido Diariamente (MMPCD); RGA: Relación de Gas-Aceite (m3/m3); PWS.

La roca almacenada es de buena calidad, constituida básicamente de rocas

carbonatadas naturalmente fracturadas y bajo contenidos arcillosos, con porosidad

del 3,0 al 5,0% y saturación de agua del 26,0%. En la Tabla IV.2.1-10 se describen

las características de este yacimiento.

Tabla IV.2.1-10 Características Principales del Yacimiento Campos Yaxche

Características Valor Unidades Área 29,8 km2

Cima del Yacimiento 6 100 MBNM Plano de Referencia 6 168 MBNM

Límite Inferior Convencional A 6 233 MBNM Tipo de Roca Calizas Fuertemente Fracturadas ---

Espesor Neto Promedio 115,8 m Porosidad Promedio 4,0 % Vp Saturación de Agua

Promedio 26,0 % Vo

Permeabilidad Promedio 38,0 Md Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, Activo Integral Litoral de Tabasco; Bases de Usuario; 2003.

Reservas

La reserva de hidrocarburos, se estimó con el método volumétrico y fue certificada

el 1 de Enero de 2003 y se desglosa, de acuerdo con sus diferentes categorías, en la

Tabla IV.2.1-11 normalizadas a barriles de petróleo crudo equivalente.

Tabla IV.2.1-11 Reservas de Hidrocarburos (Campos Yaxche)

Reserva Aceite MMB

Condensado MMB

Líquido Planta

MMBPCE

Gas Seco MMBPCE

Total

MMBPCEP 7,1 0,2 0,2 0,4 7,8






PP 120,2 2,4 3,6 6,2 132,5 PPP 176,4 3,5 5,3 9,2 194,4

P=Probada PP=Probada+Probable PPP=Probada+Probable+Posible Fuente: Pep, Región Marina Suroeste, Activo Integral Litoral De Tabasco; Bases De Usuario; 2003.






Litología Marina

La apertura del Golfo de México se inicia en el Triásico Tardío-Jurásico Medio,

debido a la presencia de un rift que se ubica en la porción Norte del Golfo de

México y presenta una dirección Sursuroeste-Nornoreste, el cual es una

prolongación del rift Atlántico que sufrió un desplazamiento por falla de

transformación; el Bloque Yucatán está en el centro de lo que hoy es el golfo,

empieza a migrar hacia el Suroeste debido a la formación de material a partir del

rift y a la presencia de una gran falla de transformación con un desplazamiento

derecho y una dirección Nornoroeste-Sursureste. Durante el Jurásico Tardío la

generación de corteza oceánica separó la antigua cuenca salina. Al parecer, a lo

largo de este intervalo el Golfo de México parece haber estado aislado del Océano

Atlántico, aunque fue intermitentemente conectado al Oeste de Yucatán hacia el

Pacífico. Posteriormente la expansión cesó y el centro de este movimiento se

trasladó hacia el SE del Bloque Yucatán.

Así mismo terminaron el desplazamiento izquierdo a lo largo de la zona de

Fractura de Bahamas y el derecho a lo largo de la falla Sursureste-Nornoroeste

antes mencionada. El Bloque Yucatán estaba casi en la latitud actual; sin embargo,

todavía girado en sentido contrario a las manecillas del reloj. El Golfo de México

es un área geológicamente antigua que ha experimentado movimientos verticales

ascendentes; forma parte de la Placa Americana y de acuerdo con Molnar y Sykes

(1969) cualquier movimiento de Norteamérica, (incluyendo México), se refleja en

el Golfo. El origen del Golfo, según Butterlin (1972) es una cuenca intracratónica

formada por hundimiento, cuya reducción y hundimiento están asociados con el

crecimiento de las plataformas carbonatadas de Campeche y Florida durante el

Cretáceo.

Relieve Marino






Los depósitos del Cuaternario en el área de estudio se componen de sedimentos

carbonatados y terrígenos, producto de la descarga principalmente de los ríos

Grijalva, Usumacinta, San Pedro y la desembocadura de la Laguna de Términos.

Estos sedimentos son característicos del fondo marino del área de Campeche. Las

principales estructuras presentes sobre todo en los sedimentos Cuaternarios,

consisten de complejos arrecifales, antiguos cauces de ríos sepultados

(paleocauces) y fallas de tipo normal. Según la literatura, la distribución

granulométrica es uniforme, así como también la columna estratigráfica.

El espesor promedio del Cuaternario es de aproximadamente 650,0 m (2 132,54 ft)

en el área de estudio (Levantamientos Geofísicos y Geotécnicos Campaña 2003;

en el cual se muestra la figura que corresponde a la Distribución de los Sedimentos

Superficiales).

La distribución porcentual de los carbonatos ha sido divida en cuatro zonas: En la

zona A los sedimentos carbonatados son menos de 25%; la zona B de 25 a 50 %;

la zona C de 50 a 75% y la zona D mayor a 75% (Levantamientos Geofísicos y

Geotécnicos Campaña 2003; en el cual se muestra la figura que corresponde a la

Distribución Porcentual de Carbonatos).

Los principales rasgos estructurales presentes en el área son: la falla de Frontera, la

Cuenca o Fosa de Macuspana limitada por fallas normales, al Oriente, la Fosa de

Comalcalco delimitada por fallas normales y domos de la Cuenca Salina del Istmo

en Coatzacoalcos por el Poniente; plegamientos frontales de la Sierra de Chiapas

al Sur y la plataforma continental al Norte (Levantamientos Geofísicos y

Geotécnicos Campaña 2003; en el cual se muestran las figuras correspondientes a

la Columna Estratigráfica Típica de los Suelos, a la Distribución Porcentual de

Carbonatos y el Plano de Localización de Yaxche-A).






Los sedimentos del Terciario y Cuaternario están siendo influenciados por estas

estructuras, algunas se manifiestan en sedimentos recientes en forma de fallas de

crecimiento.

Presencia de Fallas y Fracturamientos

El origen del Golfo de México es una cuenca intracratónica formada por

hundimiento, cuya reducción y depresión están asociadas con el crecimiento de las

plataformas carbonatadas de Campeche y Florida durante el Cretácico.

En el periodo Cretácico Superior al Paleoceno, la Sierra Madre Oriental influyó

notablemente en la formación del margen continental de la provincia del Golfo de

México; ya que la Sierra siguió emergiendo por plegamiento y fallamiento; al pie

de ésta se formaron una serie de cuencas y subcuencas debido al rompimiento del

basamento que subsidia hacia el Golfo de México.






Estas depresiones marginales se hundieron y se rellenaron con sedimentos

provenientes de la Sierra Madre Oriental, depositándose en ambientes que

variaban desde litorales hasta marinos someros y profundos, dependiendo de la

actividad tectónica local.

En particular al Sur del Golfo de México, en las cuencas terciarias de Tabasco y

Campeche, subsidieron en forma discontinua los bloques de basamento, a partir

del Cretácico Superior y principios del Terciario. La provincia del Golfo de

México siguió evolucionando con subsidencias continuas durante el Oligoceno y

el Mioceno Inferior.

La rápida subsidencia secuencial del basamento durante el Mioceno Medio, en las

costas de Tabasco y Campeche, induce a interpretar un desplazamiento rápido. La

zona de ruptura y de separación con la porción sur del Golfo de México, o sea la

Bahía de Campeche, también se manifiesta en el continente por el cauce del río

Usumacinta.

De acuerdo con los estudios finales de levantamientos geofísicos y geotécnicos

campaña 2003 de los Campos Yaxche, se determinó que en el área de influencia

no existen fallas o fracturas que pudiesen generar un riesgo en el desarrollo de las

obras.

Susceptibilidad de la Zona a: Sismicidad, Deslizamientos, Derrumbes,

Inundaciones, Otros Movimientos de Tierra o Roca y Posible Actividad

Volcánica

Sismicidad

La República Mexicana se encuentra dividida en cuatro zonas sísmicas:

-Zona A (Asismica) es una región relativamente exenta de sismos.

-Zona B y C (Penisismica) estas regiones tienen una frecuencia sísmica baja.






-Zona D (Sísmica) es una región en donde se registran sismos con mayor

frecuencia.

Esto se realizó con fines de diseño antisísmico, en la Figura IV.2.1-4 se observa la

Regionalización Sísmica de la República Mexicana.






Figura IV.2.1-4 Regionalización Sísmica de la República Mexicana

Fuente: Servicio Sismológico Nacional, 2004.

La zona A es una zona donde no se tienen registros históricos de sismos, no se han

reportado sismos en los últimos 80 años y no se esperan aceleraciones del suelo

mayores a un 10,0% de la aceleración de la gravedad a causa de temblores.

Las otras dos zonas (B y C) son zonas intermedias, donde se registran sismos no

tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que no

sobrepasan el 70,0% de la aceleración del suelo.

La zona D es una zona donde se han reportado grandes sismos históricos, donde la

ocurrencia de sismos es muy frecuente y las aceleraciones del suelo pueden

sobrepasar el 70,0% de la aceleración de la gravedad.

El Municipio de Paraíso se localiza en la región de sismicidad media del país, con

baja vulnerabilidad a sismos de carácter catastrófico. La recurrencia de sismos con

magnitud de entre 3 y 6 grados en la escala de Richter es de 1 cada 3-4 años,

Con formato: Fuente: Negrita






siendo muy espaciados en el tiempo y de mínimas consecuencias para la población

e infraestructura de la localidad.






El área de influencia del proyecto pertenece a la zona B por lo que los sismos no

son frecuentes en esta zona; en la Tabla IV.2.1-12 se presenta la relación de sismos

ocurridos en la Bahía de Campeche durante los periodos de 1980 a 1996, en la

cual, no se reportan registros de epicentros para las costas del Estado de Tabasco.

Tabla IV.2.1-12 Sismos Localizados en la Bahía de Campeche (1980-1996)

Magnitud (Richter) Fecha Hora Latitud Longitud Profundidad (km) MC MB MS

Región Epicentral

12/Oct/80 23:56:33 19º19’ N 90º40’ W 33,0 3,8 --- --- Campeche

07/Abr/87 02:02:51 19º33’ N 92º47’ W 15,0 4,8 4,7 --- Bahía de

Campeche 07/Jun/9

6 00:30:44 20º15’ N 93º32’ W 64,0 4,1 4,0 --- Bahía de Campeche

Fuente: Servicio Sismológico Nacional, Instituto de Geofísica UNAM.

Según los datos reportados por el Servicio Sismológico Nacional no se han

registrado sismos en el área del proyecto como se muestra en la Figura IV.2.1-5, la

cual presenta los sismos ocurridos durante el 2003.

Figura IV.2.1-5 Reporte de Sismos Ocurridos en el Área de Estudio

Área del Proyecto






Fuente: Servicio Sismológico Nacional, Instituto de Geofísica UNAM.






Deslizamientos, Derrumbes, Movimientos de Tierra y Actividad Volcánica

Por el tipo de relieve que presenta la zona, la probabilidad de que ocurran

deslizamientos y derrumbes es nula, ya que el proyecto se localiza en una zona

llana. En cuanto a la actividad volcánica, en el área de influencia del proyecto no

se localizan volcanes.

Inundaciones

Durante la temporada de nortes, la lluvia y el elevado nivel de las principales

corrientes, lagunas y del Golfo dan por resultado extensas inundaciones en la

llanura tabasqueña. De acuerdo a la Carta Estatal de Hidrología Superficial del

INEGI, Escala 1:500 000; el Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche se encuentra

en un área catalogada sin inundaciones.

Suelos

Tipos de Suelos en el Área de Estudio

El suelo del municipio de Paraíso es plano y con ligero declive hacia el mar. Lo

forman tierras arenosas (las del litoral del Golfo), arcillo arenosas a medida que

nos vamos alejando de la costa, y arcillosas en el resto de su territorio; la

superficie está formada en gran parte por relieve que da lugar a la formación de

lagunas, esteros y pantanos; su altitud es de 2,0 MSNM.

De acuerdo a la Carta Estatal Edafológica, Escala 1:500 000 en la zona del

proyecto donde se hará el tendido del Oleogasoducto en su tramo Terrestre el

suelo dominante corresponde al Solonchak Gléyico, con un suelo secundario del

tipo Gleysol Éutrico y Regosol Éutrico; sin fase química y Clase Textural Fina

(Zg+Ge+Re/3) (Anexo Q).

Sedimentos Marinos Según Ayala-Castañares y Gutiérrez Estrada, 1990 nos indican que la composición

de los sedimentos marinos proporciona el porcentaje de carbonatos que oscila






entre 0,0 y 20,0 % y el contenido de carbón orgánico en los sedimentos de la

Plataforma Continental varía entre un 0,5 y 1,0 %.

En la Tabla IV.2.1-13 se muestra la estratificación del suelo en la Bahía de

Campeche.






Tabla IV.2.1-13 Estratificación del Suelo en la Bahía de Campeche

Columna Típica de la Estratificación del Suelo en La Bahía de Campeche Profundidad

(m) Descripción del Suelo

15 Arcilla de muy blanda a blanda, de color gris con fragmentos de concha.

30 Arena Carbonatada, de gruesa a fina y de medio densa a densa de color gris claro.

45 Arcilla muy fina color gris, con fragmentos de concha. Arena fina

ligeramente calcárea media densa a densa de color gris con fragmentos de concha.

60 Arena fina ligeramente calcárea medio densa a densa, color gris

con fragmentos de concha. Arcilla muy firme gris con fragmentos de concha.

75 Arena fino limosa carbonatada, medio densa, gris con fragmentos de concha.

90 Arcilla muy firme a dura, gris con fragmentos de concha.

105 Arena gruesa a fina carbonatada de densa a muy densa de color

gris. Arcilla de muy firme a dura, floculada, color gris con fragmento de concha.

120 Arcilla de muy firme a dura floculada, color gris con fragmento

de concha. Arena fina calcárea muy densa, color gris con fragmento de concha.

135 Arcilla de muy firme a dura, color gris con fragmento de concha. Fuente: Ayala Castañares y Gutiérrez Estrada, 1990.

Los sedimentos de la zona Sur de la Bahía, son los térreos, arcilla y limo de

manera predominante, producto del acarreo de los ríos Grijalva–Usumacinta, San

Pedro y la desembocadura de la Laguna de Términos donde concurren los ríos

Palizada, Chumpan y Candelaria. Los porcentajes de carbonato de calcio aumentan

de una manera gradual desde la Laguna de Términos y de la desembocadura del

río Champotón.

Una característica importante de la estratigrafía de la Bahía es que abajo del lecho

que subyace a la capa de arcilla superficial se encuentra una secuencia alternada de

arcillas y arenas.

Las primeras varían de muy firmes a duras y las segundas son medianamente

densas.






La mayoría de los suelos en esta zona son jóvenes de origen aluvial y ocupan más

del 85,0% del área, entre los que se encuentran los Glyisoles, Vertisoles,

Cambisoles y Regosoles; los suelos maduros como los Acrisoles y Luvisoles sólo

abarcan el 9,8 %.

En general se han determinado nueve grupos texturales de acuerdo con el criterio

de clasificación de Shepard (Ayala Castañares y Gutiérrez Estrada, 1990). En la

Tabla IV.2.1-14 se describen los diferentes grupos texturales.






Tabla IV.2.1-14 Grupos Texturales de la Bahía de Campeche

Grupo Textural Localización Arenoso con Grava Frente a las Lagunas de El Carmen, La Machona y Tupilco

Arenoso Desde la Laguna El Carmen hasta la Barra de Chiltepec Areno-Limoso Escasa distribución frente a la Laguna El Carmen

Areno-Limoso Frente a la Laguna El Carmen y Laguna de Términos, Zona Costera hasta los 10,0 m de profundidad

Limoso Banco de Campeche Areno-Arcillosos Hacia los 19°45’ Latitud Norte y 92°20’ Longitud Oeste

Limo-Arcilloso Diversos puntos de la sonda Arcillo-Limoso Entre las isóbatas de los 120,0 y los 130,0 m de la sonda

Areno-Limo-Arcilloso En diversos puntos de la sonda y el Banco de Campeche Fuente: Ayala Castañares y Gutiérrez Estrada, 1990.

La estratigrafía obtenida en el sondeo geotécnico durante la Campaña 2003

realizada por Oceanografía y Subtec S.A de C.V. correspondientes a los Estudios

Geotécnicos y Geofísicos de Campos Yaxche definió siete unidades

estratigráficas.

En la correlación de la geofísica con el sondeo se emplearon las velocidades del

sonido a

1 570,0 m/s (5 150,92 ft/s), para los sedimentos no consolidados y 1 680,0 m/s (5

511,81 ft/s) para el horizonte mas profundo.

La metodología de adquisición, análisis y resultados de los ensayos del laboratorio

y de campo del sondeo geotécnico fueron realizados por Foundex 4. Los

resultados de esta correlación permitieron definir los perfiles estratigráficos del

área de estudio, la Tabla IV.2.1-15 nos muestra una relación entre el sondeo

geotécnico y las características acústicas.

Tabla IV.2.1-15 Relación entre el Sondeo Geotécnico y las Características Acústicas

Unidades Estratigráficas De m(ft) A m(ft) Descripción

I 0 (0) 10 (32,81) Arena fina media suelta en la cima y arcilla blanda firme en la base

II 10 (32,81) 50 (164,04) Arena fina limosa en la cima y arcilla limosa en al






base

III 50 (164,04) 87 (285,43) Arena fina a media medianamente limosa en la cima y arena fina limosa

IV 87 (285,43) 99 (324,8) Arcilla muy firme a dura y arena suelta en la base V 99 (324,8) 120 (393,7) Arena fina poco limosa media densa

Fuente: Estudios Geofísicos y Geotécnicos Campos Yaxche, Campaña 2003.






Hidrología Superficial y Subterránea

Hidrología Superficial

El municipio de Paraíso pertenece a la Región Hidrológica RH-30 Grijalva-

Usumacinta, la cual pertenece a la Cuenca D Río Grijalva-Villahermosa.

Región Hidrológica 30, Grijalva-Usumacinta (RH-30)

La Región Hidrológica RH-30 se ubica en el centro y Este de su territorio, está

representada en la entidad por tres cuencas: (A) Río Usumacinta, (C) Laguna de

Términos y (D) Río

Grijalva-Villahermosa, que comprende 75,22% de la superficie total del estado.

Cuenca (D) Río Grijalva-Villahermosa

Esta cuenca es la que ocupa la mayor extensión del estado, abarca una amplia zona

del centro de la entidad y cubre aproximadamente 41,45% del total estatal; las

subcuencas que la integran en territorio de Tabasco son; A, Río Grijalva; B, Río

Viejo Mezcalapa; C, Río Mezcalapa; G, Río Paredón; H, Río Pichucalco; I, Río de

la Sierra; J, Río Tacotalpa; K, Río Almendro; N, Río Puxcatán; O, Río

Macuspana; R, Río Tulijá; T, Río Chilapa; U, Río Chilapilla; V, Río Tabasquillo;

W, Río Carrizal; X, Río Samaria; Y, Río Cunduacán y Z, Río Caxcuchapa.

Los principales cuerpos de agua localizados dentro de la cuenca son las lagunas:

Mecoacán, Santa Anita, El Viento, Ismate, Chilapilla, Cantemual, Maluco y

Julivá. En esta cuenca los usos principales del agua en orden de importancia:

industrial, abastecimiento y navegación; presenta la mayor densidad demográfica e

industrial del estado con el consecuente incremento de los niveles de

contaminación biológica y química (INEGI; Síntesis de Información Geográfica

del Estado de Tabasco, 2001).






Embalses y Cuerpos de Agua Cercanos

La realización de este proyecto se llevará a cabo en Mar Territorial en las costas de

Tabasco y en el tramo terrestre en el Municipio de Paraíso, a continuación se

describen los cuerpos de agua pertenecientes al municipio.






En el Municipio de Paraíso se cuenta con una importante zona lacustre, destacando

las lagunas de Mecoacán, la Machona, Puente de Ostión, La Encerrada o Amatillo,

Tres Palmas, El Zorro, Arrastradero, Las Flores, Manatí y el Eslabón. Esta última

recibe al río González próximo a su desembocadura en el Golfo de México, así

como las aguas de Arroyo Hondo y el escurrimiento de los ríos Seco, El Corcho,

Cocohital, El Corinto, Arroyo Verde y del dren de Arroyo Verde.

La red hidrográfica de Paraíso está formada por dos sistemas, uno hacia Oriente y

el otro hacia el Occidente, ambos conectados por el Río Seco a partir del

escarbado o canal del Jobo, como se le conoce.

El primer sistema comprende la albufera de Mecoacán que presenta dos lóbulos

definidos por la Punta de Tilapa y que desemboca al Golfo de México junto con el

río Seco por la Barra de Dos Bocas; a dicha albufera se enlazan las lagunas del

Eslabón, la Tinaja, el Carmen o de Ramírez, a través de arroyos del Arrastradero y

arroyo Hondo. Recibe también las aguas del río Cuxcuxapa, que limita a Paraíso

con el Municipio de Jalpa de Méndez y que es navegable en más de

15,0 km; asimismo, las aguas de las lagunetas de los Ángeles y arroyos del Guano

y Carrizal, que no son navegables en todo tiempo por las crecientes.

Este sistema, oriental, lleva sus aguas al río González, que limita a Paraíso con

Centla por más de 8,0 kilómetros y forma la laguna del Estero, antes de

desembocar al mar por la Barra de Chiltepec.

El segundo sistema, el occidental está formado por las lagunas del Arrastradero,

que recibe por el Sur las aguas de pequeños arroyos como el Tigre que canaliza las

aguas de la popalería de las rancherías Potreritos y Moctezuma; se comunica con

la laguna de las Flores por medio del arroyo del mismo nombre.






La laguna de las Tres Palmas alargada hacia el Sur y en su parte ancha hacia el

Norte recibe las aguas del río Soledad o Agua Negra; la laguna de Puente de

Ostión entronca con el arroyo del Tular, la laguna de Tupilquillo o del Cocal

recibe las aguas de los arroyos Tortuguero y Caoba y de la laguneta de Tía Juana;

este sistema desemboca al mar a través del río Tupilquillo por la Barra de Tupilco.

El río Seco disminuyó su caudal al taponearse el Mezcalapa, fue intercomunicado

por la laguna del Arrastradero a través del canal del Jobo; por ese canal corre parte

de sus aguas y desemboca en la Barra de Dos Bocas (Cuaderno Estadístico

Municipal de Paraíso, 1998).

Localización y Distancias al Predio del Proyecto

El cuerpo de agua más cercano a la zona del proyecto se localiza a una distancia de

6,0 km al Noreste en donde se encuentra la Laguna Las Flores, este cuerpo de agua

es permanente, pero no será afectado de ningún modo debido a que no se

encuentran en el área de influencia del proyecto.

Además del cuerpo de agua antes mencionado el Río Seco, el cual está localizado

a 10,0 km al Noreste de la zona del proyecto, es permanente y no sufrirá ningún

tipo de modificación debido a la lejanía con el área de influencia del proyecto.

El Oleogasoducto en su tramo terrestre se ubicará en áreas que ya cuentan con

instalaciones de PEMEX en operación y han sido evaluadas en Materia de Impacto

Ambiental. En el Anexo K, se presentan estos Resolutivos emitidos por la

SEMARNAT.

En cuanto a los recursos hidrológicos cercanos a la zona de influencia del

proyecto; la construcción del Oleogasoducto en su tramo Terrestre no los afectará






debido a que el área de influencia del proyecto no se encuentra cerca de ningún

cuerpo de agua.






Extensión (Área de Inundación en Hectáreas)

De acuerdo a la Carta Estatal Hidrológica, Escala 1:500 000, el área de influencia

del proyecto no se encuentra dentro de ninguna área de inundación (Anexo Q). Así

mismo el área del proyecto no se encuentra cerca de ningún Distrito de Riego,

ubicándose el más cercano al Este del Municipio de Cárdenas y conocido con la

Nomenclatura DR-91.

Análisis de la Calidad del Agua

De acuerdo a la Base de Datos de Calidad del Agua en Zonas Costeras publicado

por la Coordinación de Zonas Costeras de la Dirección General de Ordenamiento

Ecológico e Impacto Ambiental se han realizado monitoreos de la calidad del agua

en la Laguna de Mecoacán, cuerpo de agua que se encuentra a 10,0 km al Noroeste

del área del proyecto. En éste sistema se han monitoreado parámetros físicos y

químicos para determinar la Calidad del Agua, los resultados reportados han sido

tomados de las publicaciones hechas por Díaz González, et al, 1994.

Los parámetros determinados son: Alcalinidad Total, Amonio, Carbono Orgánico

Total, Color, Cianuros, DBO, DQO, Fenoles, Ortofosfatos, Fósforo Orgánico

Disuelto, Fósforo Orgánico Particulado, Fósforo Total, Grasas y Aceites, Nitratos,

Nitritos, Nitrógeno Orgánico Disuelto y Particulado, Nitrógeno Total, Oxígeno

Disuelto, pH, entre otros; los resultados obtenidos se mencionan en el Anexo R;

en cuanto a los patrones naturales de drenaje estos siguen la dirección de flujo

regional, la cual va de Sur a Norte, hacia la línea de costa del Golfo de México.

Hidrología Subterránea

Localización del Recurso

Desde el punto de vista geohidrológico, el Estado de Tabasco muestra condiciones

geológico-climáticas favorables; es un área donde el ciclo hidrológico presenta

bastante dinamismo pues en la porción Sureste, Sur y Suroeste del estado, donde






se encuentran las máximas elevaciones, se reportan altas precipitaciones,

constituyéndose como una importante zona de recarga dada la frecuencia de

lluvias y la alta capacidad de infiltración que estas sierras registran, originando

movimiento de agua en el subsuelo y superficialmente en dirección al mar,

además, la planicie costera está conformada por material de acarreo de

granulometría

arcillo-arenosa que en general tiene buenos valores de permeabilidad.






De acuerdo a la división que hace la Comisión Nacional de Calidad del Agua

(CNA) para efectos de administración del recurso, existen siete zonas en el estado.

Cuentan con un registro de 735 aprovechamientos, de los cuales 710 son pozos y

25 norias.

Usos Principales

La zona del proyecto se localiza dentro de una Región de Agua Subterránea

Subexplotada con permeabilidad de materiales no consolidados media y es

conocida como la Zona de Explotación 27-08 Centla, (Anexo Q).

27-08 Centla

Área predominante plana que se ubica en la porción Norte del estado, junto al

Golfo de México, está conformada por vastas zonas susceptibles de inundación, el

material que constituye la planicie y los acuíferos son sedimentos de edad

cuaternaria, de granulometría arenosa e intercalaciones arcillosas que sobreyacen a

depósitos del Terciario, conformadas por una mezcla de gravas, arenas y arcillas.

Los acuíferos son del tipo libre y semiconfinados por lentes o capas arcillosas,

explotados por un total de 99 pozos y 9 norias, que en conjunto extraen 29,0 mm3

por año; 28,0 mm3 se destinan a uso público y 1,0 mm3 a la industria, la recarga se

calcula en 507,0 mm3 por año dejando en disponibilidad 478,0 mm3 anuales, la

dirección de flujo regional es de Sur a Norte, hacia la línea de costa del Golfo de

México.

Calida del Agua

La calidad del agua es de dulce a tolerable y la permeabilidad que presenta toda la

zona es media en material no consolidado.

Zona Marina






Descripción General del Área

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. La Figura IV.2.1-6 muestra las cuatro zonas

del Golfo de México.






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.

Figura IV.2.1-6 Región Sur del Golfo de México Fuente: Mendoza-Cantú, 1994.

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 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).

En el Anexo G se muestra la carta Batimétrica editada por la Secretaría de Marina,

Escala 1:250 000, asi como el Área del proyecto y Plano Batimétrico de Campos

Yaxche, donde se observa que el tirante de agua donde será instalada la

Subestructura es de 21,7 m.

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.2.1-7 se presenta el Perfil de Costa en el Golfo de México.






Figura IV.2.1-7 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 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.

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) (Figura IV.2.1-8).

Figura IV.2.1-8 Sedimentos y Transporte de los Mismos según su Origen

Área del Con formato: Fuente: Negrita






Caracterización Física y Química de las Masas de Agua

Parámetros Fisicoquímicos en Agua

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.

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; en la Figura IV.2.1-9 se

presentan los transectos realizados por dicho buque.

El Transecto que abarca el área de estudio es el E, por lo que los datos reportados

en éste documento corresponden a los valores reportados para estas estaciones de

muestreo.

Figura IV.2.1-9Estaciones de Muestreo en el Área Comprendida entre Coatzacoalcos,

Ver.






y Frontera, Tabasco Fuente: Secretaría de Marina; Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial y Zonas Costeras de la República Mexicana, 2002.






En la Figura IV.2.1-10, se observan la campaña oceanográfica, clasificadas en D y

D’ que es 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.2.1-10 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.






Figura IV.2.1-11 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.2.1-16 y IV.2.1-17, 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.

Tabla IV.2.1-16 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 1,54Mínima 15,27 7,6 30,257 1,7241 32,04 0,023Máxima 28,66 8,1 36,55 4,5927 99,482 3,657Varianza 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.2.1-17 Valores Promedio de los Parámetros

Fisicoquímicos Reportados Para El Crucero OGMEX-I

Transecto Río Grijalva

N-NO2

µMol/lN-NO3

µMol/lNH3

µMol/lP-PO4

µMol/lP-TOTµMol/l

Si-SiO2

µMol/lMedia 0,35 7,79 7,39 0,54 0,8 14,55

Mínima 0,0341 0,2192 2,0577 0,1088 0,3653 6,5127Máxima 2,0467 23,8157 15,4034 1,4507 1,9832 34,1474Varianza 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.






Tabla IV.2.1-18 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.

En la Figura IV.2.1-12, se puede observar la campaña oceanográfica del 6 al 14 de

Abril del 2000, donde se muestra la Distribución del Oxígeno Disuelto. Entre

Coatzacoalcos y Frontera se registró un intervalo de concentración entre 3,95 ml/l

a 5,1 ml/l, ubicándose las concentraciones mayores frente al complejo lagunar de

Dos Bocas.

Figura IV.2.1-12 Distribución Horizontal de Oxígeno Disuelto Superficial

Fuente: Secretaría de Marina; Atlas de Contaminación Marina en El Mar Territorial y Zonas Costeras de la República Mexicana, 2002.

Nutrientes






Nitratos (NO3)

La Figura IV.2.1-13 muestra las campañas C y D de 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.

Figura IV.2.1-13 Distribución Horizontal Nitratos Superficial

Fuente: Secretaría de Marina; Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial

y Zonas Costeras de la República Mexicana, 2002.

Nitritos (NO2)

Para el área de Coatzacoalcos, Veracruz a Frontera, Tabasco se presentaron

concentraciones entre 0,02 µM a 0,38 µM, como se aprecia en la Figura IV.2.1-14,

Campaña C, 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, lo cual se puede observar en la Figura IV.2.1-15.






Figura IV.2.1-14 Distribución Horizontal Nitritos Superficial

Fuente: Secretaría De Marina; Atlas De Contaminación Marina En El Mar Territorial y Zonas

Costeras De La República Mexicana, 2002.

Figura IV.2.1-15 Distribución Vertical Nitritos

Fuente: Secretaría de Marina; Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial y Zonas Costeras de la República Mexicana, 2002.

Ortofosfatos (PO4)

Las concentraciones reportadas frente al sistema Lagunar de Tabasco fueron de

0,91 µM a

1,1 µM en Junio del 2000, lo cual se muestra en la Figura IV.2.1-16, Campaña D.






Figura IV.2.1-16 Distribución Horizontal de Ortofosfatos

Fuente: Secretaría de Marina; Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial


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, 38,62 µmol/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.

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).

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.2.1-19 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. Fuente: CINVESTAV, 2000.

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

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. La Tabla IV.2.1-20 presenta

los coeficientes de correlación en sedimentos superficiales.

Tabla IV.2.1-20 Coeficiente de Correlación en Sedimentos Superficiales en la Bahía y Banco de Campeche

CO3 Materia

Orgánica Al Fe Zn Ni Sr Cr Si Mn Ti Ba LODO

CO3 1 0,09 0,03 -0,89 -0,89 -0,24 0,84 -0,42 -0,76 -0,62 -0,86 -0,14 -014 Materia

Orgánica 1 0,07 -0,18 -0,02 0,16 0,07 0,02 -0,23 0,04 -0,2 0,29 0,11

Al 1 0,21 0,29 0,22 -0,04 0,16 0,11 0,45 0,17 0,39 -0,24 Fe 1 0,87 0,25 -0,76 0,42 0,73 0,58 0,78 0,14 0,13 Zn 1 0,29 -0,84 0,31 0,62 0,67 0,79 0,21 0,12 Ni 1 -0,2 0,68 -0,17 0,69 -0,01 0,31 0,1 Sr 1 -0,31 -0,64 -0,49 -0,79 -0,02 -0,12 Cr 1 0,21 0,62 0,26 0,07 0,1






Si 1 0,27 0,8 -0,02 -0,13 Mn 1 0,38 0,27 0,04 Ti 1 0,14 0 Ba 1 1,16

LODO 1 Fuente: Valores Significativos con Nivel de Confianza de 99,99%>0,325(N-68).






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 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.

Mapa de Caracterización Ambiental Marina

La caracterización Ambiental Marina fue descrita por la Secretaría de Marina en

su Atlas de Contaminación Marina en el Mar Territorial y Zonas Costeras de la

República Mexicana, 2002; a continuación se presenta el listado de las figuras

correspondientes a este apartado; las cuales ya han sido descritas en un apartado

anterior:

Figura IV.2.1-9 Estaciones de Muestreo en el Área Comprendida entre

Coatzacoalcos, Ver. a Frontera, Tabasco.






Figura IV.2.1-10 Distribución Horizontal de la Temperatura Superficial.

Figura IV.2.1-11 Distribución Horizontal de la Temperatura a 20,0 Metros en el

Área Comprendida entre Tecolutla, Ver. a Frontera, Tabasco.

Figura IV.2.1-12 Distribución Horizontal de Oxígeno Disuelto Superficial.

Figura IV.2.1-13 Distribución Horizontal Nitratos Superficial.

Figura IV.2.1-14 Distribución Horizontal Nitritos Superficial.

Figura IV.2.1-15 Distribución Vertical Nitritos.

Figura IV.2.1-16 Distribución Horizontal de Ortofosfatos.

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.

IV.2-2 Medio Biótico

Tipo de Vegetación Terrestre Presente en el Área del Proyecto

El Oleogasoducto en su tramo terrestre tendrá una longitud de 1 120,03 m; de los

cuales

el DDV a desmontar y despalmar presenta palmeras de coco (Cocos nucifera),

macuilí (Tabebuia rosea), arboles de pimienta (Pimienta dioica), herbáceas y

pastos (Fotografía IV.2.2-1).






Fotografía IV.2.2-1 Tipo de vegetación que será desmontada y despalmada

durante los trabajos de preparación del sitio en el DDV del Oleogasoducto

que no cuenta con autorización.






Por otro lado existe un tramo del DDV el cual no cuenta con ningún tipo de

vegetación ya que actualmente se encuentran operando varias líneas de descarga

provenientes de la macropera y que tienen como destino final el Cabezal de

Recolección Puerto Ceiba (Fotografía IV.2.2-2).

Fotografía IV.2.2-2 DDV de los ductos existentes en el Sur del Cabezal Puerto

Ceiba, y vista de la vegetación de los alrededores; así como la carencia de

cubierta vegetal en ese tramo del derecho de vía.

El Anexo E incluye el Plano K-010, Trazo y Perfil, Escala 1:2 000 donde se

presenta el trazo del Oleogasoducto en su tramo terrestre.

Usos de la Vegetación

Los usos que se le da a la vegetación en el Municipio de Paraíso, Tabasco son con

fines comerciales, entre ellos se encuentran, la producción comestible para el

mercado regional, uso medicinal, maderable, para la construcción, artesanal y

como ornato.






En las Tablas IV.2.2-1, IV.2.2-2 y IV.2.2-3 se muestran los usos que se les da a las

plantas del municipio y que no se restringen a la zona costera sino al resto de la

región de la Chontalpa tabasqueña.

Tabla IV.2.2-1 Usos Diversos de las Especies Vegetales

utilizadas en el Municipio de Paraiso (Estrato Arbóreo Terrestre)

Estrato Arbóreo Terrestre Usos Nombre Científico Nombre Común ME CO MC OR AR FO Bursera simaruba palo mulato X

Cecropia obtusifolia guarumo X Citrus lemon limón X X

Citrus sinensis naranja X X Cocos nucifera coco X X

Gliricidia sepium cocoíte X X X Mangifera indica mango X X Manilkara zapota chicozapote X X X Pachira aquatica zapote de agua X X Persea americana aguacate X X X

Pimenta dioica pimienta X X X Pouteria zapota zapote mamey X X X Salix chilensis sauce X X

Scheelea liebmanii corozo X X X X Tabebuia rosea macuilí X X X

ME: Medicinal, CO: Comestible, MC: Maderables y/o Construcción, OR: Ornamental y/o Cerco Vivo, AR: Artesanales, FO: Forrajes

Tabla IV.2.2-2 Usos Diversos de las Especies Vegetales utilizadas

en el Municipio de Paraíso (Estrato Arbustivo y Herbáceo Terrestre)

Estrato Arbustivo y Herbáceo Terrestre Usos Nombre Científico Nombre Común ME CO MC OR AR FO

Cyperus canus Cañita X Echinochloa polystachya zacate alemán X

Heliconia sp. Platanillo X Ipomoea purpurea quiebra plato X Lantana camara siete negritos X

Ludwigia octovalis camaronera Mimosa pigra Zarza

Mimosa pudica dormilona Panicum maximum zacate privilegio X






Pasiflora foetida Jujito ME: Medicinal, CO: Comestible, MC: Maderables y/o Construcción, OR: Ornamental y/o Cerco Vivo, AR: Artesanales, FO: Forrajes.






Tabla IV.2.2-3 Usos Diversos de las Especies Vegetales utilizadas en el

Municipio de Paraiso (Estrato Herbáceo Acuático)

Estrato Herbáceo Acuático Usos Nombre Científico Nombre Común ME CO MC OR AR FO Eleocharis elegans chintulillo X

Typha latifolia Tule X ME: Medicinal, CO: Comestible, MC: Maderables y/o Construcción, OR: Ornamental y/o Cerco Vivo, AR: Artesanales,

FO: Forrajes.

Principales Asociaciones Vegetales y Distribución

Dentro de los terrenos colindantes con el Cabezal Puerto Ceiba se localizan

plantaciones de coco (Cocos nucifera ), macuilí (Tabebuia rosea), árboles de

pimienta (Pimienta dioica) y herbaceas.

Especies de Valor Comercial

En el Municipio de Paraíso se cultivan especies de valor comercial, medicinal,

comestible, maderable, artesanal y para forrajes. Entre estas especies se encuentran

el palo mulato, guarumo, sauce, corozo, macuilí, camaronera, zarza, dormilona,

zacate privilegio, entre otros; así como especies frutales de mango, naranja, limón,

aguacate, mamey y chicozapote; los cuales se cultivan a menor escala para su

posterior venta en el mercado local y regional.

En el área de influencia del derecho de vía solo se aprecian algunas plantaciones

de coco, macuilí y pimienta las cuales son utilizadas para consumo local en los

alrededores.

Vegetación Endémica y/o en Peligro de Extinción

Con base en la Norma Oficial Mexicana (NOM-059-SEMARNAT-2001), no

existen especies vegetales amenazadas o en peligro de extinción en el área de

influencia donde se realizará la construcción del proyecto.






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).

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.2.2-4 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 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

Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.






Tabla IV.2.2-4 Especies de Fitoplancton (Continuación)

Bacillariophyceae Dinophyceae 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 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.2.2-5 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 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.2.2-6.






Tabla IV.2.2-6 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.

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.2.2-7 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.2.2-7 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.

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.

Medio Biótico (Fauna)

Fauna Terrestre

Composición de las Comunidades de Fauna Presentes y Especies Existentes en

el

Area de Estudio

La composición de las comunidades de fauna del área de influencia del Proyecto

en donde se instalará el Oleogasoducto en su tramo terrestre se ha visto desplazada

y disminuida por las condiciones de alteración de las actividades antropogénicas.

La fauna local del sitio del proyecto y predios colindantes se presenta en la Tabla

IV.2.2-8






Tabla IV.2.2-8 Fauna reportada para el área del Proyecto

Nombre científico Nombre común Aves

Amazona albifrons Checha Buteo magnirostris Guio Butorides virescens Joito Coragyps atratus Chombo

Icterus gularis Cinzontle Ortalis vetula Chachalaca

Pitangus sulphuratus Pistoqué Psilorhinus morio Pea

Pyorocepalus rubinus Cardenalillo Quiscalus mexicanus Zanate Tachycineta albilea Golondrina

Mamíferos Didelphis marsupialis Tlacuache

Nasua nasua Tejón Procyon lotor Mapache

Sciurus aureogaster Ardilla “panza roja” Sciurus deppei Ardilla “dippe”

Reptiles Basiliscus vittatus Toloque

Ctenosaura pectinata Garrobo Iguana iguana Iguana verde

Especies que se encuentran bajo algún Régimen de Protección

La Tabla IV.2.2-9 muestra las especies de la fauna distribuidas en el área del

proyecto y que se encuentran incluidas en la Norma Oficial Mexicana NOM-059-

SEMARNAT-2001 bajo alguna categoría de protección.

Tabla IV.2.2-9 Especies de la Fauna bajo alguna Categoría de Protección

Nombre Común Regimen de Protección Garrobo Amenazada

Iguana Verde Protección especial

Fuente: Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001.

Especies Autorizadas para Actividades Cinegéticas

En la Tabla IV.2.2-10 se mencionan las especies incluidas en el calendario de caza

para el Estado de Tabasco.






Tabla IV.2.2-10 Especies incluidas en el Calendario de Caza para el Estado de Tabasco

Aves Época Hábil (2003-2004) Epoca Hábil (2004-2005)

Gallareta (¨Yolina americana) 31 Oct al 22 Feb 29 Oct al 20 Feb Patos y Cercetas

(Anas clypeata, A. crecca, A. americana, A. strepera, Aythya americana, A. marila, A. affinis,

Dendrocygna yolinasyes, D. bicolor) 31 Oct al 22 Feb 29 Oct al 20 Feb

Paloma Alas Blancas y Huilota (Zenaida asiatica, Zenaida macroura) 10 Oct al 08 Feb 08 Oct al 06 Feb

Paloma Morada (Columba flavirostris) 31 Oct al 15 Feb 29 Oct al 13 Feb Agachona (Gallinago gallinago) 31 Oct al 22 Feb 29 Oct al 20 Feb

Codorniz Enmascarada o común (Yolinas virginianus) 28 Nov al 29 Feb 26 Nov al 27 Feb

Chachalaca (Ortalis vetula) 14 Nov al 11 Ene 12 Nov al 09 Ene Ganga (Bartramia longicauda ) 01 Ago al 21 Sep 30 Jul al 19 Sep

Armadillo (Dasypus novemcinctus) 03 Oct al 11 Ene 01 Oct al 09 Ene Conejo (Sylvilagus floridanus) 08 Ago al 15 Feb 06 Ago al 13 Feb

Coyote (Canis latrans) 08 Ago al 15 Feb 06 Ago al 13 Feb Mapache (Procyon lotor) 24 Oct al 08 Feb 22 Oct al 06 Feb

Tejón o Coatí (Nasua narica) 24 Oct al 08 Feb 22 Oct al 06 Feb Tlacuache (Didelphis Marsupialis) 24 Oct al 08 Feb 22 Oct al 06 Feb

Fuente: SEMARNAT, 2003

Especies de Valor Científico, Comercial, Estético, Cultural y para Autoconsumo

La fauna local es capturada en menor escala ya sea para comercializar su carne o

como mascota.

La iguana es apreciada por los habitantes de la región por la calidad de su carne.

Además, durante la temporada reproductiva, los habitantes aprovechan para

capturar iguanas verdes pues los huevos de este reptil tienen gran demanda entre la

población local para autoconsumo.






Fauna Acuática

Composición de las Comunidades de Fauna Presentes y Especies Existentes en

el Área de Estudio

Debido a la situación geográfica del Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche, el

área de estudio 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.2.2-11 se muestra el número de especies por grupo taxonómico.






Tabla IV.2.2-11 Número de Especies por Grupo Taxonómico

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:

8. Zooplancton.

9. Especies bentónicas.

10. Especies nectónicas.

11. Aves marinas.

12. 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).

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.2.2-12.

Tabla IV.2.2-12 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.

En la Tabla IV.2.2-13 se enlistan las especies de larvas ictiológicas registradas en

el área de estudio.

Tabla IV.2.2-13 Larvas Ictiológicas

Phylum: Chordata Clase: Piscis

Familia Nombre Científico Estacionalidad Abundancia

Balistidae Alutera spp Lluvias Baja Bathylagidae Bathylagus spp Lluvias Baja

Bathus ocellatus Nortes y lluvias Baja Bothus ocetlatus Nortes Baja

Citharichthys spilopterus Nortes y lluvias Baja Citharichthys spilopterus Lluvias Baja

Cyclopsetta fimbriata Nortes y lluvias Baja Etropus crossotus Nortes Baja

Bothidae

Syacium guntari Nortes y lluvias Media Bregmaceros atlanticus Nortes y lluvias Baja

Bregmaceros cantori Nortes y lluvias Media Bregmacerotidae Bregmaceros macclelland Nortes Baja

Lestidiops jayakari Nortes y lluvias Baja Lestidiops spp Nortes Baja

Paralepis coregonoides Lluvias Baja

Paralepididae

Paralepis elongata Lluvias Baja






Trachinocefalus myops Lluvias Baja Ploynemidae Plydactylus octonemus Nortes Baja

Diplectrum spp Nortes Baja Serranus spp Nortes Baja

Bairdlella chrysours Nortes Baja Cynoscion nothus Lluvias Baja Manticinhus spp Nortes y lluvias Baja

Micropogantes unduletus-furniert Nortes y lluvias Baja Stelifer lanceolatus Nortes y lluvias Baja

Cynosclon arenerius Nortes y lluvias Baja Cynoscion nebulosus Lluvias Baja

Sarranidae

Menticirrhus spp Nortes Baja Sciaendae Micropogonias undulatus-furnieri Nortes Baja

Scombriade Auxis spp Nortes Baja Fuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.






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%.

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.






Principales Grupos Bénticos

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.

Tabla IV.2.2-14 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.


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

excelentes indicadores del mismo (Machain, et al., 1991) y como son altamente

susceptibles, pueden emplearse como indicadores ambientales.


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).







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

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.2.2-15 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.2.2-16 Equinodermos

Phylum: Echinodermata Clase: Asteroidea

Familia Nombre Científico Estacionalidad Abundanci

a

Astropecten duplicatus Secas, Nortes y Lluvias Media

Luidia clathrata Secas, LLuvias y Nortes Alta Astropectinida

e

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).

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).






Nemertinos

El género Cerebratulus se presenta en las épocas de “Nortes-Lluvias”, presentando

baja abundancia (González-Macías, 1997). En la Tabla IV.2.2-17 se presenta una

especie de los Nemertinos.

Tabla IV.2.2-17 Nemertinos

Phylum: Nemertinea Clase: Anopla

Especie Estacionalidad

Abundancia

Cerebratulus spp.

Nortes y LLuvias Baja

Fuente: González-Macías, 1997.

Sipuncúlidos

La única especie reportada es Microura leidy, la cual se presenta en lluvias y es

muy abundante, lo cual se observa en la Tabla IV.2.2-18.

Tabla IV.2.2-18 Sipuncúlidos

Phylum: Sipuncula Especie Estacionalidad

Abundancia

Microura leidyi LLuvias Alta Fuente: González-Macías, 1997.

Peces

La alta riqueza específica de los recursos pesqueros y diversidad ecológica de la

Bahía de Campeche está en relación con la diversidad de hábitats de la zona

costera de la región, de tal forma el 75,0% de las especies ictiológicas dominantes

dependen de los sistemas lagunares estuarinos, ya que los procesos ecológicos

costeros son de gran importancia en la regulación de los ciclos de vida de las

especies explotadas (Yañez-Arancibia, et al., 1994).






Diversos estudios sugieren la existencia de patrones de migración o colonización

de los hábitats costeros y numerosas interacciones entre los peces de la plataforma

continental y los ecosistemas de aguas protegidas.

Los peces en su mayor parte demersales, muestran las siguientes tendencias:






Especies dependientes estuarinas

Son aquellas que utilizan de alguna manera los estuarios y se definen tres patrones

principales:

Se encuentran preferentemente en plataforma continental, pero utilizan

lagunas y estuarios como áreas de alimentación y crianza: Harengula

jaguana (sardina del golfo) y Synodus foetens (pez chile).

Se encuentran estacionalmente en plataforma, con parte del ciclo vital en

lagunas, donde crecen y se alimentan: Cetengraulis edentulus (anchoveta),

Stellifer colonensis y S. lanceolatus (corvinetas).

Son especies ocasionales con baja frecuencia en plataforma y gran parte de

su ciclo de vida lo pasan en el interior de la laguna: Urolophus jamaicensis

(raya) y Bairdeiella chrysoura (corvina).

Especies relacionadas con los estuarios, pero no dependientes

Se encuentran permanentemente en la plataforma continental sin fluctuaciones

evidentes: Syacium gunteri (lenguado), Priacanthus arenarius (ojón), Trachurus

latham (chicharito). Presentan migraciones estacionales: Lutjanus campechanus

(huachinango), Pristipomoides macrophthalmus.

Especies ocasionales en la plataforma sin un patrón definido: Lagodon rhomboides

(xlavita) y Aluterus monoceros (lija) (Yañez-Arancibia, 1994).

De esta manera, la composición ictiológica registrada en la Bahía de Campeche ha

sumado un total de 39 especies, pertenecientes a 24 familias, siendo las

dominantes: Ophistonema oglinum, Synodus foetens, Bagre marinus, Priacanthus

arenatus, Trachurus lathami, Selene setapinnis, Chloroscombrus chrysurus,

Lutjanus sygranis, Eucinostomus argentus, Stenomus caprinus, Cynoscion mothus,

Upeneus parvus y Syacium gunteri.






Estacionalidad

En general, se da una disminución en abundancia de las especies dominantes

durante la época de secas, lo cual parece relacionarse con las presencia de

condiciones más severas durante dicha época; sin embargo, especies como

Cossura delta con un comportamiento oportunista que toma ventaja de la

disminución en abundancia de las demás especies para desarrollarse y aumentar su

abundancia en dichas condiciones (Granados-Barba, 1994).

Aves

Las aves están representadas principalmente por especies migratorias y costeras

que en su recorrido pasan por la zona del proyecto como ejemplo se pueden

mencionar golondrinas

(Sterna maxima, S. caspi y S. hirundo), pelícanos (Pelecanus arithrorinchus y P.

occidentalis), gaviotas (Larus atricilla y L. argenteus), fragatas (Fregata

magnifecent); playeros (Calidris sp y Limnodomus grisaseus), entre otras especies

(Peterson, 1994).

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

instalará el Oleogasoducto y la Plataforma Yaxche-A, el camarón siete 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.2.2-19 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.2.2-19 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.






IV.2-3 Aspectos Socioeconómicos

Debido a que el Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche se llevará a cabo en Mar

Territorial y en la Ranchería Las Flores Segunda Sección, en Paraíso, Tabasco; se

analizará de qué manera se relaciona el proyecto con las comunidades humanas

cercanas al área de estudio.

La investigación ha consistido fundamentalmente en el análisis, procesamiento e

interpretación de la información obtenida a través de la revisión de diversas

fuentes bibliográficas y hemerográficas. El trabajo demográfico y estadístico ha

demandado el manejo y tratamiento de cifras por INEGI: Resultados de los Censos

Generales de Población y Vivienda (CGPV) y Conteo de Población y Vivienda

(CPV) y Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU). También se consideraron

los indicadores de salud y estadísticas vitales elaboradas con datos de la Oficialía

de Registro Civil del Municipio de Paraíso y la Secretaría de Salud. Se consultaron

documentos oficiales emitidos por el Gobierno del Estado de Tabasco y el

Municipio de Paraíso. Otro grupo de datos se ha recopilado mediante entrevistas

con elementos representativos de los sectores público, social y privado. Dicha

información será utilizada para la identificación de impactos del proyecto en

aspectos sociales y económicos.

El área de influencia se ha determinado considerando los requerimientos del

proyecto como son servicios de hospedaje, alimentación, entre otros y que serán

cubiertos en su totalidad por el Municipio de Paraíso, Tabasco.

Región Económica

De acuerdo al INEGI y a la Comisión Nacional de los Salarios Mínimos Paraíso,

Tabasco se encuentra dentro del Área Geográfica “C” con un salario mínimo

vigente a partir del 1o de Enero de 2004 de $42,11.

Distribución y Ubicación






La Plataforma Yaxche-A y el Oleogasoducto en sus Tramos Marino y de

Perforación Direccional se instalarán en Mar Territorial; y el Tramo Terrestre del

Oleogasoducto se instalará en la Ranchería Las Flores, Segunda Sección, del

Municipio de Paraíso, Tabasco, localizada a 4,5 km al Este del Cabezal de

Recolección General de Puerto Ceiba. La Figura IV.2.3-1 nos muestra la Carta

Topográfica, Escala 1:50 000, INEGI, donde se puede observar la ubicación del

área del Proyecto.

Figura IV.2.3-1 Ubicación Área del Proyecto (Zona Terrestre)






Fuente: Carta Topográfica, Escala 1:50 000, INEGI






Para llegar al área donde será instalado el Oleogasoducto en su tramo Terrestre se

utilizará la carretera pavimentada que comunica a la Terminal Marítima Dos

Bocas con el Área de Pozos existentes en la línea de costa (Pozo Puerto Ceiba

135); así mismo se utilizarán los Caminos Vecinales que comunican a diferentes

rancherías. Para el caso de acceso a las obras de tipo marino éstas se llevarán a

cabo mediante el uso del Puerto de Dos Bocas por vía marítima.

Número y Densidad de Habitantes por Núcleo de Población

El Municipio de Paraíso tiene una extensión territorial de 577,55 km2, los cuales

corresponden al 1,5% respecto del total del Estado de Tabasco, ocupa el 17° lugar

en la escala de extensión municipal. Su división territorial está conformada por 1

ciudad, 1 villa, 3 poblados, 10 colonias,

14 ejidos y 25 rancherías; en los que se ubican 7 Centros de Desarrollo Rural

(CDR), en los cuales se concentran la mayoría de las actividades económicas y

sociales, éstos son: Chiltepec, Ejido Oriente, Francisco I. Madero, La Unión 2ª

Sección, Nicolás Bravo 1ª Sección, Puerto Ceiba y Occidente San Francisco.

De acuerdo a los resultados preliminares del XII Censo General de Población y

Vivienda 2000 del INEGI, el Municipio de Paraíso cuenta con 70 571 habitantes,

34 692 hombres (49,16%) y

35 879 mujeres (50,84%) lo que representa el 3,74% de la población total del

estado, estos resultados se representan en la Gráfica IV.2.3-1.

Gráfica IV.2.3-1 Porcentaje de Hombres y Mujeres para el Municipio de Paraíso

Porcentaje ( %)

49.2

50.8

48 48.5 49 49.5 50 50.5 51

Hombres

Mujeres






Fuente: Cuaderno Estadístico Municipal 1998. INEGI XII Censo General de Población y Vivienda 2000.






El municipio registra una densidad de población de 122 habitantes por km2. En la

Tabla IV.2.3-1 se presenta la población total por sexo para el Municipio de Paraíso

(1950-2000).

Tabla IV.2.3-1 Población Total por Sexo 1950-2000

Municipio Año Total Hombres Porcentaje (%) Mujeres Porcentaje (%) 1950 17 401 8 634 49,6 8 767 50,4 1960 22 743 11 460 50,4 11 283 49,6 1970 30 189 15 113 50,1 15 076 49,9 1980 41 252 20 588 49,9 20 664 50,1 1990 58 403 29 234 50,1 29 169 49,9

Paraíso

2000 70 571 34 692 49,16 35 879 50,84 Fuente: Cuaderno Estadístico Municipal 1998. INEGI XII Censo General de Población y Vivienda 2000.

Tipo de Centro de Población

El Oleogasoducto en su tramo Terrestre se localiza dentro de la Ranchería Las

Flores Segunda Sección, incluida dentro del Centro Integrador La Unión Segunda

Sección y se clasifica como un centro de población rural.

La Ranchería Las Flores Segunda Sección se encuentra próxima a la cabecera

municipal, Paraíso, la cual es el centro de población urbano más importante del

municipio. Paraíso ha registrado una tasa de crecimiento de 7,3 % anual entre

1980 y 1990, considerada una de las más altas entre las cabeceras municipales de

la Chontalpa. Un dato más actual del ritmo de crecimiento del municipio de

Paraíso corresponde a la media intercensal de 1990 a 1995, con una tasa de

crecimiento del 2,0 %. Este índice se encuentra por debajo del registrado para el

Estado de Tabasco, calculado en 2,7 % intercensal.

Índice de Pobreza

En la Tabla IV.2.3-2; se muestra la población total, los indicadores

socioeconómicos, índices y grado de marginación, el cual es considerado alto para

este municipio, así como el lugar que ocupa el municipio en el contexto nacional y

estatal (CONAPO).






En la Figura IV.2.3-3 se observa que el Municipio de Paraíso, Tabasco presenta un

índice de marginación de -0,93174 lo que representa un grado de marginación alto

y ocupa el lugar 15 dentro del contexto estatal. Las estimaciones anteriores fueron

tomadas de la CONAPO con base en el Censo de Población y Vivienda del año

2000.






Tabla IV.2.3-2 Población Total, Indicadores Socioeconómicos, Índices y Grado de

Marginación,

Lugar que Ocupa en el Contexto Nacional y Estatal

Entidad Federativa/Municipi

o

Población Total

Población Analfabeta de 15 Años o Más (%)

Ocupantes en

Viviendas S/Drenaje ni Servicio Sanitario Exclusivo

(%)

Ocupantes en

Viviendas S/Energía Eléctrica

(%)

Ocupantes en

viviendas sin agua entubada

(%)

Viviendas con Algún Nivel de

Hacinamiento (%)

Ocupantes en

Viviendas con Piso de Tierra

(%)

Tabasco 1 891 829 9,73 8,58 5,85 26,49 54,52 13,47

Paraíso 70 571 6,48 4,91 3,10 20,65 48,32 7,46

Entidad Federativ

a/

Municipio

Población Total

Población en

Localidades con

Menos de 5 000

Habitantes

Población Ocupada

con Ingreso de

Hasta 2 Salarios Mínimos

Índice de Marginació

n

Grado de Marginació

n

Lugar que Ocupa en el

Contexto Estatal

Lugar que Ocupa en

el Contexto Nacional

Tabasco 1 891 829 56,10 62,29 --- --- --- ---

Paraíso 70 571 68,79 58,35 -0,93174 Alto 15 1 968 Fuente: Estimaciones de CONAPO con base en el Censo de Población y Vivienda, 2000.

Figura IV.2.3-2 Entidades Federativas Según Grado de Marginación (2000)

Área del






Índice de Alimentación

No se tienen datos para el área del proyecto; sin embargo, se cuenta con la lista de

productos para el Estado de Tabasco que conforman la Canasta Básica, entre los

que se encuentran: maíz, arroz, harina de maíz, aceite vegetal, atún, pasta para

sopa, chocolate en polvo, chiles enlatados, manteca vegetal, jabón de lavandería,

detergentes, frijol, harina de trigo, sal, sardina, galletas básicas, café soluble, leche

en polvo, papel higiénico y jabón de tocador.

Cada región requiere un grupo de productos complementarios, por lo que el

catálogo completo de productos por región se ubica en un promedio de 190

productos, resultado de las diferencias en hábitos de consumo y preferencias en las

diversas regiones del país. Considerando las diferentes presentaciones y gramajes

de los productos demandados, se llega a constituir una variedad de más de 2 500

presentaciones de productos a nivel nacional (SEDESOL, 2000). El promedio del

costo de la canasta básica hasta diciembre del 2000 era de $358,25 pesos (BANCO

DE MÉXICO).

Equipamiento: Ubicación y Capacidad de Servicios para Manejo y

Disposición Final de Residuos, Fuentes de Abastecimiento de Agua, Energía,

entre otros

El manejo, almacenamiento y disposición final de residuos estará a cargo de las

compañías encargadas en el desarrollo de la infraestructura futura del Proyecto

Desarrollo de Campos Yaxche, quien cumple con la normatividad existente para

ello. Así como también proporcionará las fuentes de abastecimiento de agua y

energía a través de barcazas y barcos grúas.

El equipamiento urbano, determinado por el conjunto de edificios, espacios e

instalaciones locales y regionales, proporciona a la población servicios básicos de

bienestar social y de apoyo a las actividades productivas de la región, dado que






generan condiciones generales para la producción de la población y por ende para

la mano de obra.

El Municipio de Paraíso está integrado políticamente por una ciudad que es la

cabecera municipal, 1 villa, 3 poblados, 10 colonias, 25 rancherías y 14 ejidos, en

total son 54 localidades. En 1999 habían 12 072 viviendas conectadas al drenaje de

las calles y 1 234 conectadas a fosas sépticas. El sector público financió en 1999, 1

073 viviendas de las cuales 679 fueron viviendas terminadas por el DIF, 394

fueron viviendas progresivas del INDUVITAB y 11 paquetes de mejoramiento del

FOVISSTE.

En Paraíso hay 44 pozos profundos con un volumen de 87 190,0 m3 de extracción

diaria, las tomas domiciliarias de agua sumaron 7 862 distribuidas en 7 714

domésticas, 142 comerciales y 6 de tipo industrial, cuenta con dos plantas de

tratamiento de aguas en la modalidad de filtros rociadores, 3 sistemas de drenaje y

alcantarillado en 3 localidades.

Paraíso tiene 54 localidades electrificadas que significan el 1,65 % de su

correspondiente a nivel estatal, además, cuenta con 0,7 hectáreas de superficies

para la basura; de las cuales 3 son a cielo abierto con capacidad para depositar

unas 7 241,0 toneladas que recolectan en 4 vehículos de limpia.

Reservas Territoriales

De acuerdo al Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Paraíso Tabasco 2001-

2003 no existen Reservas Territoriales; sin embargo, se plantea el desarrollo de

estas áreas.

Demografía






El crecimiento demográfico en el Municipio de Paraíso ha sido acelerado debido

principalmente a su vinculación con las actividades económicas de explotación de

recursos naturales (forestales, pesca y petróleo), lo cual favorece

significativamente los aspectos económicos. Por otro lado, la oportunidad de

trabajo ha aumentado la migración al Municipio de Paraíso y con ello las

demandas de servicios y viviendas. La explotación de los recursos naturales, la

pesca y de los hidrocarburos han tenido efectos importantes sobre las condiciones

de la población del municipio.

Número de Habitantes por Núcleo de Población

De acuerdo a los resultados preliminares del XII Censo General de Población y

Vivienda 2000 del INEGI, el Municipio de Paraíso cuenta con 70 571 habitantes,

34 692 hombres (49,16%) y

35 879 mujeres (50,84%) lo que representa el 3,74% de la población total del

estado. En la Gráfica IV.2.3-2 se muestra la Tasa de Crecimiento de la Población y

en la Tabla IV.2.3-3 se muestra la Población total por sexo.






Gráfica IV.2.3-2 Tasa de Crecimiento de Media Anual Intercensal (1950-

2000)

No. de Años Intercensales Considerados: 1950-60: 10 0137, 1960-70: 9,6466, 1970-80: 10 3562, 1980-90: 9 7753,1990-95: 5 6534 y 1995-00: 4 2740.

Nota: se estimó como: Tasa de Crecimiento Media Anual=[(Pob. Al Final Del Periodo / Pob. al Inicio del Periodo) 1/No. De Años Considerados -1]X100.

Fuente: Cuaderno Estadístico Municipal 1998. INEGI XII Censo General de Población y Vivienda 2000.

Tabla IV.2.3-3 Población Total por Sexo (2000)

Año

2000 Total Hombre

s Porcentaj

e Mujeres Porcentaje

Estado 1 889 367 929 347 49,2 960 020 50,8 Municipio 70 571 34 692 49,16 35 879 50,8

Fuente: Para 2000. INEGI. Estados Unidos Mexicanos, XII Censo General de Población y Vivienda 2000. Resultados Preliminares. Cuaderno Estadístico Municipal 1998 INEGI XII Censo General de Población y Vivienda 2000.

Tasa de Crecimiento de Población

La tasa de crecimiento de promedio anual en el Municipio de Paraíso se

incremento entre el año de 1980 y 1990; alcanzando el 3,6 %, igualando el

incremento dentro del Estado de Tabasco. Para los siguientes años descendió de

3.2

4.63.6

2.7

1.8

2.7 33.6

2 1.8

3.2

3.1

1

10

1950-60 1960-70 1970-80 1980-90 1990-95 1995-00

Porcentaje

Estado Municipio






manera significativa alcanzando en el año 2000 solo el

1,8 % de crecimiento de la población. La tasa de crecimiento de media anual se

presenta a continuación para el Municipio de Paraíso.






Procesos Migratorios

La migración, ha sido una de las constantes de la dinámica poblacional producto

de las actividades económicas que se desarrollan en la región, por lo que, además

de observarse un crecimiento social generado por la inmigración, también se

aprecia una emigración considerable.

La Ranchería Las Flores Segunda Sección, al igual que el resto de las

comunidades rurales del municipio, mantiene un constante intercambio de

población con la cabecera municipal, dado que esta es el centro de actividades

administrativas, comerciales, de salud y educativas más importante del municipio.

Dada la falta de centros educativos de nivel medio superior y superior en los

poblados vecinos a la cabecera municipal, un porcentaje de la población joven se

desplaza a las ciudades de Comalcalco, Paraíso y Villahermosa.

El desarrollo de actividades petroleras por parte de PEMEX atrae población

flotante, sobre todo para actividades que requieren mano de obra calificada. La

población local del área del proyecto satisface las necesidades de mano de obra no

calificada, la cual tiene preferencia sobre los habitantes de comunidades vecinas,

bajo convenio con los sindicatos de las compañías contratistas o de la misma

paraestatal, por lo que no se manifiestan fenómenos migratorios de gran magnitud

por este efecto.

De manera estacional la comunidad Las Flores Segunda Sección recibe la

afluencia de turistas que toman como destino turístico las playas de Paraíso. Sin

embargo, este es un fenómeno temporal que no implica mayor relevancia que la

generación de ingresos económicos temporales para las comunidades asentadas

cerca de la costa.






El municipio de Paraíso atrae el 4,7 % del total de población inmigrante nacional a

nivel estatal y el 1,7 % de la población inmigrante extranjera del Estado de

Tabasco. En ambos casos, Paraíso representa el cuarto polo atractor de población

inmigrante en el nivel estatal, por debajo del Centro, Cárdenas y Comalcalco.






Vivienda

Oferta y Demanda en el Área y Cobertura de Servicios Básicos por Núcleo de

Población

Dentro de la zona urbana del Municipio de Paraíso, para 1995, habían un total de

13 310 viviendas, de las cuales 13 306 son particulares y 4 colectivas, lo que

representa el 3,74% del total del Estado. En la Tabla IV.2.3-4 se muestra el

número total de viviendas.

Tabla IV.2.3-4 Viviendas Habitadas y Ocupantes según Tipo de Vivienda (1995)

Viviendas Habitadas Ocupantes Tipo Estado Municipio Estado Municipio

Total 355 554 13 310 1 748 769 65 266 Vivienda Particular 355 421 a/ 13 306 1 744 390 a/ 65 061 Vivienda Colectiva 133 4 4 379 205

a/ Se Incluyen 505 Viviendas sin Información de Ocupantes, y una Estimación de estos con Base en un Promedio de tres Ocupantes por Vivienda. Fuente: INEGI. Tabasco, Resultados Definitivos; Tabulados Básicos. Conteo de Población y Vivienda, 1995.

Según el Cuaderno Estadístico Municipal, Ed. 1998 del INEGI, el promedio de

ocupantes por vivienda para 1995 fue de 5 personas.

De acuerdo a los datos preliminares del XII Censo General de Población y

Vivienda 2000 del INEGI, en el municipio para el año 2000 tuvo un total de 15

191 viviendas con 70 496 ocupantes, con un promedio de ocupantes por vivienda

de 4,64. La Tabla IV.2.3-5 muestra las viviendas por número de habitantes.

Tabla IV.2.3-5 Viviendas por Número de Habitantes

Número de Ocupantes Estado Municipio Total 355 421 a/ 13 306

1 solo ocupante 16 974 647

2 ocupantes 33 528 1 136

3 ocupantes 53 462 2 057

4 ocupantes 68 083 2 560






5 ocupantes 63 728 2 371

6 ocupantes 44 776 1 824

7 ocupantes 28 464 1 066

8 ocupantes 17 913 662

9 ocupantes 11 372 395

10 o más ocupantes 17 121 588 a/ Incluye 505 Viviendas sin Información de Ocupantes.

Fuente: INEGI Tabasco, Resultados Definitivos; Tabulados Básicos. Conteo de Población y Vivienda, 1995.






En la Tabla IV.2.3-6 se especifica el material predominante en la estructura de las

viviendas de Municipio de Paraíso, Tabasco. Los servicios con los que cuenta el

municipio se presentan en las Tablas IV.2.3-7, IV.2.3-8, IV.2.3-9, IV.2-3-10 y

IV.2.3-11.

Tabla IV.2.3-6 Material Predominante

Estructura Material Porcentaje (%)

Pisos Cemento o firme 89,9%

Paredes Ladrillo o Block 77,0%

Techos Lamina de Asbesto - Zinc 87,6% Fuente: Cuaderno Estadístico Municipal 1998 INEGI XII Censo General de Población y Vivienda 2000.

Tabla IV.2.3-7 Servicios Existentes en el Municipio

Servicios Porcentaje (%)

Agua entubada 76,49%

Drenaje 90,69%

Energía Eléctrica 93,83% Fuente: Cuaderno Estadístico Municipal 1998

INEGI XII Censo General de Población y Vivienda 2000.

Tabla IV.2.3-8 Viviendas Particulares Habitadas, Viviendas Particulares

Habitadas con Agua Entubada con Drenaje y con Energía Eléctrica

Localidad Viviendas

Particulares Habitadas

Viviendas Particulares

Habitadas Con Agua Entubada


Habitadas Con Drenaje


Habitadas Con Energía Eléctrica

Estado 354 789 B/ 239 123 295 744 324 083

Municipio 13 303 10 126 12 072 12 490

Paraíso 4 577 4 314 4 492 4 526 A/ Esta Información Excluye Las Viviendas Que Disponen De Agua Entubada De Llave Pública O Hidrante.

B/ Excluye Los Refugios Debido A Que No Se Captaron Características En Esta Clase De Vivienda. Se Excluyen Además 505 Viviendas Sin Información de Ocupantes.






Fuente: INEGI. Tabasco, Resultados Definitivos; Tabulados Básicos. Conteo De Población y Vivienda, 1995.

Tabla IV.2.3-9 Viviendas Particulares Habitadas que Disponen de Agua Entubada

Viviendas Particulares Habitadas a/

Total Disponen de Agua Entubada Año

Estado Municipio Estado Municipio

1970 126 706 4 650 43 370 1 513

1980 180 929 6 640 75 559 2 228

1990 285 319 b/ 11 048 166 438 7 262

1995 354 789 b/ 13 303 240 404 10 182 a/ Para 1970 Se Refiere Al Total De Viviendas.

b/ Excluye Los Refugios Debido A Que No Se Captaron Características En Esta Clase De Vivienda. Se Excluye Además Las Viviendas Sin Información De Ocupantes.

Fuente: Para 1970-1990: INEGI. Tabasco, Resultados Definitivos, IX, X Y XI Censos Generales De Población Y Vivienda, 1970, 1980 y 1990.

Para 1995: INEGI, Resultados Definitivos; Tabulados Básicos. Conteo De Población Y Vivienda, 1995.






Tabla IV.2.3-10 Viviendas Particulares Habitadas que Disponen de Drenaje

Disponen de Drenaje

Total Año

Estado Municipio

1970 32 465 1 195

1980 71 292 2 378

1990 180 379 7 716

1995 295 744 12 072 a/ Para 1970 se Refiere al Total de Viviendas.

b/ Excluye Los Refugios Debido A Que No Se Captaron Características En Esta Clase De Vivienda.

Se Excluye Además Las Viviendas Sin Información De Ocupantes.

Fuente: Para 1970-1990: INEGI. Tabasco, Resultados Definitivos, IX, X Y XI Censos Generales de Población y Vivienda, 1970, 1980 Y 1990.


Tabla IV.2.3-11 Disponen de Energía Eléctrica

Disponen de Energía Eléctrica

Total Año

Estado Municipio

1970 40 824 1 576

1980 94 564 3 473

1990 243 043 9 946

1995 324 083 12 490 a/ Para 1970 Se Refiere Al Total De Viviendas.

b/ Excluye Los Refugios Debido A Que No Se Captaron Características En Esta Clase De Vivienda.

Se Excluye Además Las Viviendas Sin Información De Ocupantes.

Fuente: Para 1970-1990: INEGI. Tabasco, Resultados Definitivos, Ix, X Y Xi Censos Generales De Población y

Vivienda, 1970, 1980 Y 1990.


Urbanización

El Municipio de Paraíso cuenta con 18,51 kilómetros de carretera federal

pavimentada;






111,10 kilómetros son estatales y 6,2 kilómetros corresponden a municipales

revestidas. También se registraron 8 puentes según datos de INEGI en 1999. Las

principales carreteras que comunican al municipio son:

Carretera federal 180 Villahermosa-Cárdenas-Comalcalco-Paraíso.

Carretera federal 180 Villahermosa-Centla-Paraíso.

Carretera estatal Villahermosa-Comalcalco-Paraíso.

Carretera estatal Villahermosa-Jalpa de Méndez-Paraíso.

La extensión de las obras portuarias en Dos Bocas suman 2 140,0 metros lineales

en obras de atraque, 1 500,0 metros lineales en obras exteriores y 42 800,0 metros

cuadrados de obras en áreas de tierra. En Chiltepec se cuenta con 160,0 metros

lineales de áreas de atraque y

3 200,0 m2 de obras en áreas de tierra. El volumen de carga marítima de altura

movida en 1993 fue de 681 400,0 toneladas de entrada y salieron 14 717 000,0

toneladas; en cuanto a cabotaje entraron 5 286,0 toneladas y salieron 208 304,0

toneladas.

La red de oficinas telegráficas en 1999 es de una oficina de administración, una

central automática de telégrafos y una sucursal. Teléfonos de México cuenta en el

municipio con 2 162 líneas de servicios de las cuales 1 756 son residenciales, 360

comerciales y 46 de servicios públicos. El servicio postal contaba en 1999 con una

oficina postal administrativa, una sucursal, una agencia y 3 de otros servicios. Para

la Ranchería Las Flores no se cuenta con información sobre urbanización.

Salud y Seguridad Social

La demanda de servicios médicos es atendida por organismos oficiales y privados

en el medio urbano y rural, contando para ello con 13 unidades médicas, 12 de

consulta externa y 1 de hospitalización general de la Seguro Social. Los

consultorios rurales proporcionan servicios de medicina preventiva, consulta

externa y medicina general, los centros de salud y materno-infantil ofrecen además






de los ya mencionados, los de laboratorio de análisis clínicos, rayos x y de

regularización sanitaria, atención obstétrica, ginecológica, pediátrica, y

hospitalización.

En la Tabla IV.2.3-12 se presenta la población derechohabiente de las instituciones

de seguridad social IMSS, ISSSTE, PEMEX e ISSET.

El Centro de Salud ubicado en la comunidad Las Flores Segunda Sección

proporciona asistencia a los habitantes de la Ranchería, poblados vecinos y

viviendas dispersas. Este centro de salud depende de la Secretaría de Salud

Pública, de jurisdicción federal. Además, la ciudad de Paraíso cuenta con servicios

particulares de médicos de distintas especialidades; éste Centro de Salud se

localiza a 2,5 km al Noroeste del área de estudio. Se cuenta con 3 unidades

médicas, 1 del IMSS, 1 del ISSSTE y 1 de PEMEX.

En la Tabla IV.2.3-13 se presentan los recursos humanos por régimen de

institución y en la

Tabla IV.2.3-14 se presentan los recursos con los que cuentan dichas instituciones.






Tabla IV.2.3-12 Población Derechohabiente de las Instituciones de Seguridad Social

por Tipo Según Institución

Total guradores O Trabajadores miliares, Pensionados y Dependientes nstitución

1999 stado unicipio b/ Estado Municipio Estado unicipio

Total 8 129 c/ 9 974 d/ 240 189 5 777 463 187 0 875

IMSS 80 227 6 659 184 332 2 986 295 895 3 673

ISSSTE 37 351 3 789 28 360 777 108 991 3 012

PEMEX e/ 5 798 6 204 27 497 2 014 58 301 4 190

ISSET 53 983 3 322 ND ND ND ND

Resto de Instituciones

g/ 0 770 --- ND ND ND ---

a/ Datos Referidos Al 31 De Diciembre De Cada Año.

b/ Se Refiere Al Municipio De Residencia Habitual Del Derechohabiente.

c/ La Suma En Sentido Horizontal No Coincide Debido a Que LA SDN Y SM No Disponen De La Información Desagregada.

d/ La Suma En Sentido Horizontal No Coincide Debido a Que El Isset No Disponen De La Información Desagregada.

e/ La Información Se Presenta Según Municipio De Adscripción.

f/ La Información Se Presenta Según Municipio De Registro.

g/ Comprende SDN Y SM. La Información Se Presenta Según Municipio De Adscripción,

Fuente: IMSS, Delegación En El Estado. Coordinación De Planeación E Información Médica; Oficina De Estadística y Análisis De La Información.

ISSSTE, Delegación En El Estado. Subdelegación Médica.

PEMEX, Gerencia De Servicios Médicos. Subgerencia Regional de Servicios Médicos Sur.

ISSET, Dirección General. Subdirección de Planeación.

SDN, 30/A Zona Militar. Cuartel General. Departamento de Bioestadística.

Tabla IV.2.3-13 Recursos Humanos en las Instituciones Públicas del Sector Salud por

Régimen e Institución (1999)

Seguridad Social Asistencia Social Municipio de Paraíso Total

C/ IMSS ISSSTE PEMEX Resto de las

Instituciones b/ SS DIF

Total c/ 252 12 4 71 --- 152 13 Personal Médico d/ 78 4 2 20 --- 50 2

Personal Paramédico 118 2 2 28 --- 81 5 Personal de Servicios

Auxiliares de Diagnóstico y

9 --- --- --- --- 6 3






Tratamiento Personal

Administrativo 27 5 --- 6 --- 15 e/ 1

Otro Personal f/ 20 1 --- 17 --- ND 2 a/ Datos Referidos Al 31 De Diciembre De Cada Año. b/ Comprende A Los Parciales Con Información Disponible. c/ El Total Solo Comprende A Los Parciales Con Información Disponible. d/ Comprende: 1) En Contacto Directo Con El Paciente, Como Médicos Generales, Especialistas (Gineco-Obstetras, Pediatras, Cirujanos, Internistas y Otros Especialistas), Residentes, Pasantes Y Odontólogos; 2) En Otras Labores. e/ Incluye Otro Personal. f/ Comprende Personal de Mantenimiento en Labores y Otro Personal Paramédico. Fuente: IMSS Delegación En El Estado. Coordinación De Planeación E Información Médica; Oficina De Estadística Y Análisis De La Información. ISSSTE, Delegación En El Estado. Subdelegación Médica. PEMEX, Gerencia De Servicios Médicos. Subgerencia Regional De Servicios Médicos Sur. SDN, 30/A Zona Militar. Cuartel General; Departamento De Bioestadística. SM, Armada De México. Sanatorio Naval De Frontera; Dirección. ISSSTE, Dirección General. Subdirección De Planeación. Secretaría De Salud Del Gobierno Del Estado. Dirección De Planeación; Departamento De Estadística E Informática. DIF, Dirección General. Dirección De Planeación Y Evaluación.






Tabla IV.2.3-14 Principales Recursos Materiales de las Unidades Médicas en Servicio en

las Instituciones Públicas del Sector Salud por Régimen e Institución (1999)

Seguridad Social Asistencia Social Municipio de

Paraíso Total/ IMSS ISSSTE PEMEX

Resto de las Instituciones

b/ SS DIF

Camas Censables 20 --- --- --- --- 20 --- Consultorios 48 1 2 10 --- 33 2 Gabinetes de Radiología 1 --- --- --- --- 1 ---

Laboratorios 1 --- --- --- --- 1 --- Quirófanos 1 --- --- --- --- 1 ---

Salas de Expulsión 13 --- --- --- --- 13 --- a/ Datos Referidos Al 31 De Diciembre De Cada Año. b/ Comprende: SM, SDN E ISSSTE. c/ Incluye Un Gabinete De Audiometría Y Uno De Electromigrafía. Fuente: IMSS Delegación En El Estado. Coordinación De Planeación E Información Médica; Oficina De Estadística y Análisis de la Información. ISSSTE, Delegación En El Estado. Subdelegación Médica. PEMEX, Gerencia De Servicios Médicos. Subgerencia Regional De Servicios Médicos Sur. SDN, 30/A Zona Militar. Cuartel General; Departamento De Bioestadística. SM, Armada De México. Sanatorio Naval De Frontera; Dirección. ISSSTE, Dirección General. Subdirección De Planeación. Secretaría De Salud Del Gobierno Del Estado. Dirección De Planeación; Departamento De Estadística e Informática. DIF, Dirección General. Dirección De Planeación Y Evaluación.

En cuanto a la morbilidad y la mortalidad de los habitantes del Municipio de

Paraíso, Tabasco no se cuenta con información al respecto.

Educación

El sistema educativo de todos los niveles en el Municipio de Paraíso está integrado

por

138 centros escolares a los que asisten regularmente 20 454 alumnos que son

atendidos por

791 docentes. De esos 138 planteles, 59 son de preescolar, 57 primarias 16

secundarias,

3 bachilleratos, 3 profesional medio, 2 centros de educación especial, y 3 de

capacitación para el trabajo; cuenta también con 11 laboratorios, 31 talleres, 9

bibliotecas escolares y 23 bibliotecas públicas.






Según datos de 1999, Paraíso contaba con 41 074 personas alfabetizados; así

mismo, se registraron 1 138 personas analfabetas. En el nivel preescolar los

alumnos egresados en el ciclo escolar 1998-1999 fueron 1 219 en primaria, 1 533

en capacitación para el trabajo 139 en secundaria, 905 profesional medio

(CONALEP); 74 y 36 en bachillerato. La Tabla IV.2.3-15 muestra las condiciones

de alfabetismo.






Tabla IV.2.3-15 Población de 15 Años y Más por Condición de Alfabetismo

y Sexo Según Grupo Quinquenal de Edad (1999)

Alfabeta Analfabeta No Especificado Grupo de Edad Total Hombres Mujeres Hombres Mujeres Hombres Mujeres

15-19 años 7 441 3 556 3696 96 92 1 --- 20-24 años 6 720 3 155 3 349 95 121 --- --- 25-29 años 5 389 2 542 2 595 90 161 --- 1 30-34 años 4 731 2 254 2 222 105 150 --- --- 35-39 años 4 299 2 103 1 928 96 172 --- --- 40-44 años 3 228 1 605 1 360 93 170 --- --- 45-49 años 2 373 1 105 1 000 93 185 --- --- 50-54 años 1 889 875 780 83 165 1 --- 55-59 años 1 417 654 555 68 133 --- --- 60-64 años 1 220 516 470 75 159 --- ---

65 y más años 2 367 926 646 75 533 --- --- TOTAL 41 074 19 291 18 601 1 138 2 041 2 1

Fuente: INEGI. Tabasco, Resultados Definitivos; Tabulados Básicos. Conteo de Población y Vivienda, 1999.

La Ranchería Las Flores cuenta con escuelas a nivel preescolar, primaria y

secundaría; sin embargo, estas se localizan fuera del área del proyecto.

Aspectos Culturales y Estéticos

Grupos Étnicos

El Municipio de Paraíso cuenta con una población indígena de 101 habitantes, de

ellos,

10 hablan lengua chontal de Tabasco, 15 maya, 43 zapoteca y el resto lo

componen otros grupos étnicos como mixteca, chinanteca, popoluca, mazateco,

náhuatl, chol, tlapaneco, tzeltal y otros que en conjunto suman la cantidad de 33.

Grupos Religiosos

En 1980 la población del municipio era de 41 252 habitantes de ellos, el 82,8% era

católico,

el 15,1% evangélico, mientras que el 1,6% no profesaba religión alguna. En 1990

la población del municipio fue de 50 500 habitantes de ella, el 79,7% era católica,

el 16,0% evangélica y un 2,9% no profesaba religión alguna (INEGI, Conteo de

Población y Vivienda, 1999).






Aspectos Sociales Mínimos a Considerar

Zonas de Recreo

Las zonas de recreo en las localidades son básicamente canchas de usos múltiples,

parques infantiles, playas y balnearios cercanos a este municipio.

Parques

En las distintas localidades del municipio se encuentran parques recreativos,

principalmente los parques centrales con juegos infantiles, los más importantes son

los situados en la cabecera municipal entre los que se encuentran “Parque

Venustiano Carranza”, “Parque Guillermo Sevilla Figueroa” y “Lienzo Charro”

Centros Deportivos

El Municipio de Paraíso cuenta con una unidad deportiva ubicada en la cabecera

municipal, así como instalaciones deportivas en Chiltepec, Nicolás Bravo 3ª

Sección, Oriente 2ª Sección y Madero, donde pueden practicarse la mayoría de las

disciplinas deportivas a nivel popular como voleibol, básquetbol, fútbol y béisbol

y un palacio de los deportes. Entre los más importantes se encuentran “Unidad

Deportiva” y el “Estadio de Beisbol Maximino Domínguez Pérez”.

Arquitectónicos

La iglesia católica de San Marcos Evangelista en la cabecera del municipio, se

destaca principalmente por su arquitectura colonial y se ubica a un costado del

Parque Central, en frente de ésta se aprecia el Templo Evangélico Presbiteriano

“Jesús de Nazaret” con un acabado moderno; el faro de Tupilco, uno de los más

antiguos de Tabasco.

Valor del Paisaje en el Sitio del Proyecto

El área donde se instalarán las obras de tipo marino no tiene cualidades estéticas al

encontrarse en Mar Territorial; por otro lado el Oleogasoducto en su tramo






Terrestre que será instalado en Las Flores Segunda Sección es un área típica rural

con presencia de casas entorno a instalaciones de PEMEX, como se ha

mencionado anteriormente, la zona del proyecto ya ha sido evaluada en Materia de

Impacto Ambiental.






Principales Actividades Productivas

Agricultura

En el Municipio de Paraíso destaca el cultivo del coco que ocupa el 1er lugar en

producción en el estado; también se cultiva cacao, pimienta y plátano. En menor

escala y generalmente para autoconsumo, se cultiva maíz y frijol.

En 1997 la superficie sembrada fue de 8 593,0 ha; de ellas, el coco ocupaba 5

182,0 ha (60,30%), el cacao 2 572,0 ha (29 93%), el maíz 532,0 ha (1 19%), y la

pimienta 87,0 ha (1 01%) y frutales 163,0 ha (1,90%) de la superficie agrícola

municipal.

Ganadería

Esta actividad es de poca importancia en el municipio, se explota ganado bovino,

porcino y aves de corral. Según datos del INEGI, en 2000 habían 9 629 bovinos, 9

962 porcinos, 245 ovinos,

964 equinos y 71 526 aves de corral.

Industria

En lo que toca a la industria, la puesta en operación del Puerto Dos Bocas ha

generado las condiciones para el desarrollo industrial. La visión estratégica

alrededor de este eje se enfoca al desarrollo del Canal Seco entre los puertos de

Salina Cruz; Dos Bocas–Frontera para el acceso no sólo a los mercados de

Norteamérica y América Central, sino a los alimentados a través del océano

Pacífico.

En Tabasco, este sistema está compuesto por los puertos de Dos Bocas y Frontera;

y los puertos pesqueros de Chiltepec y Sánchez Magallanes. Dos Bocas es el

puerto petrolero más importante de México con obras proyectadas por PEMEX

que incrementarán su eficiencia y capacidad.






También cuenta ya con una Administradora Portuaria Integral (API DOS BOCAS,

S.A. de C.V.) de propiedad federal, que desarrollará la parte comercial para dar

soporte a las actividades de comercio exterior de la región con impacto en los

estados de Tabasco y Campeche, así como el norte de Chiapas y el sur de

Veracruz.






Pesca

De acuerdo con el Atlas Pesquero el Estado de Tabasco cuenta con tres puertos

para desarrollar actividades pesqueras; estas instalaciones se ubican en Sánchez

Magallanes con una extensión de 516,0 m, Chiltepec con 86,0 m y Frontera con

500,0 m; es importante señalar que el puerto de Frontera reporta actividades para

pesca ribereña y de altura para especies de camarón y de escama, en tanto que los

puertos de Sánchez Magallanes y Chiltepec solo reportan actividades para pesca

ribereña.

En el Municipio de Paraíso, la actividad pesquera se explota tanto en aguas

interiores como exteriores. Entre las principales especies que se capturan se

encuentran el róbalo, camarón, ostión, cazón, jaiba, pargo y sierra. Paraíso es

fuerte productor y distribuidor de ostión y a últimas fechas de aguamala,

practicándose también la acuicultura.

El Municipio de Paraíso cuenta con dos puertos pesqueros, el de Villa Puerto

Ceiba y el del Poblado Chiltepec; Paraíso al contar con un litoral de 48,0

kilómetros le permite tener abundantes recursos pesqueros con abundante captura

costera y 78,0 kilómetros de cuerpos lagunares que hacen del municipio un lugar

pesquero por excelencia y uno de los más importantes del estado.

La administración municipal promueve y opera 36 estanques acuícolas, 19 los

opera en su totalidad y 17 con el apoyo de la dirección de fomento pesquero. En la

actualidad de los

19 estanques, sólo 3 están en operación y contienen unos 5 000 organismos de

tilapia y 1 500 de robalo, se siembran y engordan con alimentos balanceados y del

total de la producción un 80,0% se destina al mercado local y regional; y el 20,0%

restante a la ciudad de México.






Con el apoyo de las autoridades federal, estatal y municipal operan la cooperativa

Mecoacán en Puerto Ceiba, dedicada a la captura del ostión, la cooperativa Andrés

García, de la ranchería José María Morelos, dedicada a la captura de ostiones, la

cooperativa El Bellote que captura escamas, cooperativa Puente de Ostión en el

Ejido Chiltepec y la cooperativa Boca de Los Ángeles dedicada al ostión, la 27 de

febrero que es escamera; también operan varias uniones de pescadores,

permisionarios y pescadores individuales.

Turismo

La actividad turística presenta muchas posibilidades de desarrollo. Existen playas,

lagunas, barras, ríos y paisajes naturales, además de centros turísticos como Barra

de Tupilco, Arroyo Verde, Playa Dorada, Varadero, Playa Bruja y el de desarrollo

turístico Cangrejopolis. A 60,0 m aproximadamente al noreste de la curva de

expansión al arribo a la playa se encuentra el Hotel Paraíso; sin embargo, éste no

sufrirá afetaciones durante el desarrollo de las obras en la zona terrestre.

Comercio

Cuenta con una diversidad de plazas comerciales, tiendas de ropa, muebles,

calzado, alimentos, ferreterías, materiales para la construcción, papelerías,

farmacias, supermercados, refaccionarias, etc.

Servicios

El municipio cuenta con servicios de hotelería, moteles, bancos, preparación de

alimentos, agencias de viajes, terminales de autobuses, autoservicio de gasolinera,

autotransporte de pasajeros y taxis.

Población Económicamente Activa por Sector

La población economicamente activa en 1990 era de 39 085 habitantes, cifra que

representó el 66,9% del total de la población municipal y el 2,06% de la estatal. En

1990 la PEA alcanzó la cifra de 14 373 ocupados, lo cual representó el 36,77% de






la población municipal; los inactivos fueron 23 052 y representando el 58,97%; y

en el rango de otros se encontraron 1 660 que representaron el 4,26% del total

municipal. Las actividades económicas del municipio por sector se distribuyen de

la siguiente manera, de acuerdo al censo de 2000: Sector Primario (agricultura,

ganadería, caza y pesca) con el 33,3%; Sector Secundario (minería, petróleo,

industria manufacturera, construcción, electricidad) con el 27,9% y el Sector

Terciario (comercio, turismo y servicios) con el 34,7%.

Competencia por el Aprovechamiento de Recursos Naturales

El Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche generará una competencia a largo

plazo por el espacio que requieren las pesquerías ribereñas que se desarrollan en la

región; sin embargo, la






perforación de los pozos exploratorios se hará de manera paulatina y de acuerdo al

cronograma de actividades, por lo que el área utilizada no entorpecerá las

actividades anteriormente mencionadas.

IV.2-4 Descripción de la Estructura y Función del Sistema Ambiental Regional

El desarrollo de las obras contempladas en el presente estudio en su tramo marino

se llevará a cabo en Mar Territorial y en el tramo terrestre en la Ranchería Las

Flores Segunda Sección ubicada en el Municipio de Paraíso, Tabasco. El tipo de

clima en el municipio corresponde al Af(m) denominado como Cálido Húmedo

con abundantes lluvias en verano y un porcentaje de precipitación invernal mayor

de 10,2 mm. En la estación Meteorológica de Dos Bocas la temperatura máxima

promedio reportada es de 30,44°C, la mínima promedio es 23,88°C y la

temperatura media anual es de 27,16°C.

Los Vientos Reinantes en el área marina se presentan de Noreste – Suroeste con

una velocidad de 18,0 km/h; mientras que los vientos Dominantes se presentan de

Norte a Sur con una velocidad de 126,0 km/h; para el área terrestre los vientos

alcanzan las mayores velocidades en los meses de Octubre, Noviembre y

Diciembre, con velocidades de 30 km/h; presentándose en Mayo y Junio las

menores, con 21,0 km/h.

Fisiográficamente el área de estudio se encuentra dentro de la Provincia de la

Llanura Costera del Golfo Sur, Subprovincia Llanura y Pantanos, Llanura de

Barreras (Playas) V2p4; geologicamente corresponde al Cuaternario con un Suelo

de tipo Litoral (Q(Li)).

El Campo Yaxche se localiza en un área constituida por dos bloques que se

encuentran limitados internamente por dos fallas normales. El bloque donde se

encuentra el pozo Yaxche-1 está constituido por dos anticlinales asociados a la






tectónica compresiva del área, sus flancos están limitados tanto por fallas de tipo

normal como por estructuras salinas.

La zona del proyecto donde se hará el tendido del Oleogasoducto en su tramo

Terrestre, presenta un suelo dominante que corresponde al Solonchak Gléyico y

dos suelos secundarios del tipo Gleysol Éutrico y Regosol Éutrico; sin fase

química y Clase Textural Fina (Zg+Ge+Re/3).

Los estudios finales de levantamientos Geofísicos y Geotécnicos de la campaña

2003 de Campos Yaxche, determinarón que en el área del proyecto no existen

fallas o fracturas que pudiesen generar un riesgo en el desarrollo de las obras.

Así mismo el Municipio de Paraíso, Tabasco se localiza en la región de sismicidad

media del país, con baja vulnerabilidad a sismos de carácter catastrófico. La

recurrencia de sismos con magnitud de entre 3 y 6 grados en la escala de Richter

es de 1 cada 3-4 años, siendo muy espaciados en el tiempo y de mínimas

consecuencias para la población e infraestructura de la localidad.

El proyecto se encuentra ubicado dentro de la Región Hidrológica RH-30 Grijalva-

Usumacinta; Cuenca (D) Río Grijalva-Villahermosa. El área del proyecto no se

encuentra dentro de ninguna área de inundación y tampoco se encuentra cerca de

ningún Distrito de Riego, ubicándose el más cercano al Este del Municipio de

Cárdenas conocido con la Nomenclatura DR-91.

El área terrestre se localiza dentro de una Región de Agua Subterránea

Subexplotada con permeabilidad de materiales no consolidados y conocida como

la Zona de Explotación

Centla 27-08.

El área del proyecto no se encuentra en ninguna zona con Ordenamiento

Ecológico, dentro de algún Área Forestal, dentro de un Área Natural Protegida, ni






en Áreas de Atención Prioritaria tales como Zonas Arqueológicas o de Patrimonio

Histórico.

El Oleogasoducto en su tramo terrestre tendrá una longitud de 1 120,03 m; de los

cuales

656,02 m presentan palmeras de coco (Cocos nucifera), macuilí (Tabebuia rosea),

arboles de pimienta (Pimienta dioica), herbáceas y pastos; por lo que al realizar las

actividades de Preparación del Sitio se tendrán que llevar a cabo trabajos de

desmonte y despalme. Por otro lado existe un tramo de 464,01 m el cual no cuenta

con ningún tipo de vegetación ya que actualmente se encuentran operando varias

líneas de descarga provenientes de la macropera y que tienen como destino final el

Cabezal de Recolección Puerto Ceiba

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, no existen especies de flora bajo alguna categoría de dicha

norma en el área donde se realizará la construcción del proyecto.

La fauna característica de la zona de influencia donde se localiza el proyecto se

encuentra bien representada por especies de Zooplancton, Especies Bentónicas,

Especies Nectónicas, Aves, Reptiles y Mamíferos Marinos y Terrestres; cabe

mencionar que las especies antes mencionadas migrarán hacia sitios aledaños

durante las etapas de preparación y construcción del proyecto, por lo que su

población no se verá afectada, ya que durante la vida útil del proyecto las

condiciones se habrán reestablecido nuevamente.








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 enuentran

reportadas los delfines Tursiops truncatus, Stenella plagiodon y Delphinus spp.,

así como 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, en las playas del 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; por lo que el DDV será utilizado

solamente como ruta de paso.






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.

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 Q, 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 del Oleogasoducto 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

la Plataforma Yaxche-A para ser procesada en el Cabezal General de Recolección

Puerto Ceiba.






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.






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 del Campo Yaxche, 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

En el área marina se encuentra una Plataforma del tipo Autoelevable ejecutando

trabajos de exploración del Pozo Yaxche-101, lo que ha generado un cambio en las

condiciones originales debido a la emisión de gases a la atmósfera, descarga de

agua residual, remoción de sedimentos y desplazamiento de la fauna marina.

En la zona terrestre se encuentran operando líneas de descarga que van de la

Macropera hacia el Cabezal General de Recolección Puerto Ceiba que inicio

operaciones en 1998; en el área existen diferentes DDV de ductos que conducen






hidrocarburos; en general, el área presenta una actividad petrolera que se ha ido

integrando a la dinámica del lugar.






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.

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 7

pozos en un lapso aproximado de 5 años.

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.

Las diferentes obras contempladas para el Campo Yaxche; 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.

70. Aire

71. Suelo Terrestre

72. Sedimento Marino

73. Agua

74. Flora y fauna marina

75. Flora y fauna terrestre

76. Socioeconómico

La evaluación del presente proyecto se llevará a cabo en cuatro etapas que son:

77. Preparación

78. Construcción

79. Operación y Mantenimiento

80. 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 por la instalación de la subestructura, pilotaje y

cimentación, superestructura, quemador BOOM, tendido del

oleogasoducto 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 el oleogasoducto en su tramo marino y

marítimo-terrestre.

Descarga de aguas durante la instalación de la subestructura, así como en

la recepción de la broca en lecho marino durante la construcción del

oleogasoducto en su tramo marítimo-terrestre y finalmente durante la

perforación de pozos.

Desplazamiento de la fauna debido a la instalación de templete,

subestructura, corte de zanja para el oleogasoducto en su tramo marino y

marítimo-terrestre; así como en el asentamiento de la plataforma móvil

sobre el lecho marino.

1. El factor socioeconómico se verá beneficiado durante todas las acciones del proyecto.

Etapa de Operación y Mantenimiento

Emisiones a la atmósfera por la operación del quemador BOOM.

Descarga de agua residual durante el mantenimiento de la subestructura y

superestructura.


Etapa de Abandono

Emisiones a la atmósfera durante el desmantelamiento de la

subestructura, superestructura, corte y taponamiento del oleogasoducto en

su tramo marino.

Afectación al sedimento marino durante la etapa de abandono será por el

taponamiento de pozos.

Descarga de aguas será durante el corte y taponamiento del oleogasoducto

en su tramo marino, así como en el taponamiento de pozos.

Desplazamiento de la fauna debido al desmantelamiento de la

subestructura.






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 la Plataforma de

Perforación Yaxche-A, Perforación de Pozos y la instalación del Oleogasoducto en

su tramo marino, marítimo-terrestre y terrestre para el manejo y conducción del

hidrocarburo hacia el Cabezal General de Recolección Puerto Ceiba.

La matriz indica las interacciones potenciales entre las actividades de cada una de

las etapas de las obras y el entorno, Las Matrices de Identificación de Impactos

Ambientales se incluyen en el Anexo S.

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:

81. Naturaleza del Impacto.

82. Magnitud.

83. Duración.

84. Reversibilidad.

85. Importancia.

86. 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:

87. Benéfico (+).

88. Adverso (-).

Duración del Impacto. Se considera la permanencia del impacto con relación a la

actividad que lo genera, de acuerdo con los siguientes criterios:

89. 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.

90. Prolongado: El efecto del impacto dura más tiempo que la actividad que lo

genera (de uno a diez años).

91. 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:

92. Reversible: Cuando las condiciones del componente ambiental se

restablecen al término de la acción.

93. 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:

94. 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.

95. Local: El efecto se presenta fuera del área del proyecto y hasta 10 km.

96. 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.

97. No Significativo 1

98. Poco Significativo 2

99. Significativo 3

Minimización del Impacto. Se consideraron los siguientes dos parámetros:

100. Mitigable: El impacto puede ser minimizado mediante la aplicación de

medidas correctivas sobre las acciones necesarias para el desarrollo del

proyecto.

101. 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:

102. En los renglones de la matriz se indican los componentes ambientales, los

cuales se obtuvieron aplicando la Técnica de Listado Simple.

103. 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) Plataforma de Perforación Yaxche-A

A.1) Actividades durante la etapa de preparación

A.1.1) Inspección lecho marino

A.2) Actividades durante la etapa de construcción

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 Servicios Auxiliares

B) Instalación Oleogasoducto 11,208 km (constituido por tres tramos)

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 (8,544 km)

B.2.1.1) Tendido de tubería

B.2.1.2) Corte de Zanja 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 (1,360 km)

B.2.2.1) Inicio de 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.2.3) Oleogasoducto tramo terrestre (1,304 km)

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.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 7 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

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 Yaxche

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 construcción

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

A.4

A.4.3 Desmantelamiento Servicios Auxiliares X Instalación Oleogasoducto 11,208 km (tres tramos)

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 Inicio de 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

B.2

B.2.3

B.2.3.4 Tendido de tubería X






B.2.3.5 Relleno de zanja X B.2.3.6 Prueba hidrostática X

*A: Afecta algún componente ambiental. **NA: No afecta ningún componente ambiental.






Tabla V.3.1-1 Check List para Desarrollo de Campos Yaxche (Continuación)

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 Desarrollo de Campos Yaxche la identificación de impactos se

llevo a cabo para cada una de las obras descritas anteriormente; en el Anexo S se

muestran las Matrices de Identificación de Impactos Ambientales.

104. Matriz de Identificación de impactos ambientales Plataforma Yaxche-A

(Tabla V.3.1-2)

105. Matriz de Identificación de impactos ambientales Oleogasoducto (Tabla

V.3.1-3)






106. Matriz de Identificación de impactos ambientales Perforación 7 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 del Campo Yaxche 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.

En la Tabla V.3.1-2 se muestra el total de impactos benéficos y adversos que se

podrían presentar durante el desarrollo de presente proyecto.

Tabla V.3.1-2 Total de Impactos Benéficos y Adversos por Etapa del

Proyecto del Campo Yaxche

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 57,65 % 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 muestra en el Anexo S; 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

realizadas en la Etapa de Preparación y 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 del oleogasoducto 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.

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 del oleogasoducto en su tramo 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 la Plataforma Yaxche-A, el Oleogasoducto en

su Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre y la Perforación de Pozos. A

continuación se describen las interacciones identificadas, derivadas del análisis

entre las actividades del proyecto y los componentes ambientales.

Plataforma Yaxche-A

Etapa de Construcción

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 construcción o instalación de la Plataforma Yaxche-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, 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.






Durante las actividades (A.2.2, A.2.3, A.2.4 y A.2.5) se incrementaran los niveles

de ruido por lo que fue evaluados el impacto como adverso, no significativo,

temporal, reversible, puntual y mitigable, debido a que una vez instalada la

plataforma las embarcaciones participantes se retiraran a nuevos sitios donde sean

requeridas. 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, puntual y mitigable.


Sedimento Marino

Actividades:

A.2.1 Instalación del templete



Durante las actividades (A.2.1, A.2.2 y A.2.3) se identificó un impacto adverso,

poco significativo, mitigable, temporal, irreversible y puntual sobre el sedimento

marino ya que durante al realizar las actividades los pilotes serán enterrados sobre

el lecho marino para proporcionar estabilidad a la subestructura y al templete; por

lo que el impacto se identifica como puntual ya que el pilotaje solo se llevara a

cabo en el área de las patas de la plataforma e irreversible ya que una vez

enterrados los pilotes y el asentamiento del templete no se recuperarán

nuevamente las condiciones originales del sitio.


Calidad del Agua, Usos y Turbidez

Actividades:









La calidad del agua se vera alterada al realizar la actividad A.2.2 identificándose un

impacto adverso, poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual.






El uso del agua se vera afectado debido a la instalación de la plataforma ya que

actualmente, se practica en el área actividades de pesca ribereña, por lo que el

impacto fue identificado como adverso, poco significativo, mitigable, permanente,

irreversible y puntual.

Se presentara turbidez del agua durante las actividades A.2.1, A.2.2 y A.2.3 debido

a las maniobras de las embarcaciones participantes generando un impacto adverso,

poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual.


Fauna Marina

Actividades:



Para la instalación de la Plataforma Yaxche-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 flora se incorporarán nuevamente a estas áreas.


Medio Socioeconómico

Actividades:











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.








Calidad del Aire

Actividades:

A.3.3 Operación y Mantenimiento del quemador BOOM

El Quemador tipo BOOM será utilizado 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, temporal,

reversible, puntual y mitigable.


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.



Actividades:









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


Calidad del Aire

Actividades:

A.4.1 Desmantelamiento de subestructura

A.4.2 Desmantelamiento de superestructura

Durante la etapa de abandono de la Plataforma Yaxche-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 para su propulsión.

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.


Sedimento Marino

Actividades:







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.







Calidad del Agua y Turbidez

Actividades:


La calidad del agua se vera alterada al realizar la actividad A.4.1 identificándose un

impacto adverso, poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual; ya

que se tendrá que cortar las patas de la subestructura, lo que generará materiales

sólidos afectando la columna de agua provocando turbidez.


Flora y Fauna Marina

Actividades:


Al realizar el desmantelamiento de la subestructura se identificó un impacto

adverso, no significativo debido a que existirá desplazamiento de la flora y fauna

que se había establecido en áreas circundantes a la subestructura, el impacto es

adverso, poco significativo, no mitigable, permanente e irreversible.



Actividades:



El impacto se identifico como benéfico, poco significativo, temporal, reversible y

puntual debido al requerimiento de personal calificado para llevar a cabo estas

actividades.






Oleogasoducto en su Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre

Etapa de Preparación del Sitio


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.


Suelo Terrestre

Actividades:

B.1.1 Adecuación del área en la Zona 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, por lo

que es necesario llevar a cabo una compactación del suelo, debido a eso se cataloga

al impacto como adverso, poco significativo, mitigable, temporal, reversible y

puntual.


Flora y Fauna

Actividades:








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 afectado su nicho ecológico. El impacto identificable para la flora y la fauna

se cataloga como adverso, poco significativo, no mitigable, irreversible,

permanente y puntual.



Actividades:





actividades.



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 del Oleogasoducto en su Tramo Marino se

identificaron afectaciones derivadas de las actividades B.2.1.1 y B.2.1.2 sobre la

calidad del aire; debido a que durante estas etapas se requerirá de embarcaciones






que utilizan diesel como combustible generando gases de combustión afectando la

calidad del aire en el área del proyecto.

Se identificó un impacto adverso, poco significativo, temporal, reversible, puntual

y mitigable debido a que las emisiones generadas a la atmósfera por las

embarcaciones disminuirán considerablemente al concluir la etapa de construcción.






Tramo Marítimo-Terrestre

B.2.2.1 Inicio de perforación hueco piloto en zona terrestre

En el caso del Oleogasoducto en su Tramo Marítimo Terrestre al realizar la

actividad B.2.2.1 se utilizará una barcaza en mar y un equipo de perforación en

tierra que incrementara los niveles de emisiones producto de la combustión de los

motores y equipos utilizados durante la perforación cambiando las propiedades en

la calidad del aire. Se identificó un impacto adverso, poco significativo, temporal,

reversible, puntual y mitigable ya que una vez terminada las labores de la

perforación direccional no se utilizarán los equipos descritos anteriormente por lo

que disminuirán las emisiones a la atmósfera por combustión del equipo.

Tramo Terrestre

B.2.3.1 Excavación de zanja

B.2.3.5 Relleno de zanja

Durante la instalación del Oleogasoducto en su tramo 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 una vez terminadas las labores de la instalación del

Oleogasoducto las condiciones atmosféricas regresaran a su estado inicial.

Durante el tendido del Oleogasoducto 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 oleogasoducto,

durante estas actividades se identificó un impacto adverso, no significativo,

temporal, reversible, puntual y mitigable; una vez alojado el oleogasoducto en su






sitio el manejo de maquinaria disminuirá por lo que los niveles de ruido regresaran

a sus condiciones originales cuando termine la etapa de construcción.







Sedimento Marino:

Tramo Marino


El sedimento marino será afectado durante la actividad B.2.1.2 ya que se hará una

zanja donde se enterrará el oleogasoducto, una vez asentado con el mismo

sedimento removido es tapada la zanja para evitar dispersión del lodo, 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 oleogasoducto se podrán recuperar

nuevamente.


Sedimento Marino:


B.2.2.2 Recepción broca en lecho marino e instalación de tubería

Para el oleogasoducto en su Tramo Marítimo-Terrestre 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 para evitar que el hueco se colapse, una vez alcanzada la longitud del

oleogasoducto se da por terminada la perforación.






El impacto será permanente e irreversible ya que el oleogasoducto permanecerá 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.







Suelo Terrestre:

Tramo Terrestre

B.2.3.1 Excavación de la zanja

Para el tendido del Oleogasoducto en su tramo Terrestre 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 no se rebasara el área

destinada para su asentamiento. Es importante mencionar que el área terrestre

donde será instalado el oleogasoducto ya ha sido evaluada en Materia de Impacto

y Riesgo Ambiental por la SEMARNAT.


Calidad, Uso y Turbidez del Agua

Actividades:

Tramo Marino


Durante la actividad B.2.1.2 se removerá una gran cantidad de sedimentos debido

al corte de la zanja para alojar el oleogasoducto, lo que ocasionará que la columna

de agua se vea alterada por la remoción del sedimento presente; por lo que el

impacto fue evaluado como adverso, poco significativo, mitigable, temporal,


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, temporal y mitigable.









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 e l impacto se identifica como adverso, poco

significativo, mitigable, 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 del oleogasoducto; 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, temporal, reversible y puntual.


Fauna

Actividades:

Tramo Marino


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 desplazaran las

comunidades de fauna 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.








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


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.



Actividades:















La generación de empleos tendrá un impacto benéfico y significativo durante las

actividades del Oleogasoducto en su tramo Marino, Marítimo-Terrestre y

Terrestre, estos impactos serán temporales, puntuales y reversible.


Para la etapa de Operación y Mantenimiento se evaluó de manera conjunta al

Oleogasoducto 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 la Plataforma Yaxche-A hacia el Cabezal General de

Recolección Puerto Ceiba.








Actividades:

B.3.2 Corrida de diablos

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 tendrá que retirar la infraestructura del Campo Yaxche.


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.


Calidad del Agua






Actividades:


Durante la Etapa de Abandono del Oleogasoducto 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 el Oleogasoducto, los materiales

recolectados serán manejados de acuerdo a la normatividad ambiental vigente.


Medio socioeconómico

Actividades:

B.4.1 Corrida de diablos


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.

Perforación de 7 Pozos

Etapa de Preparación


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

pozos. El impacto identificado es adverso, poco significativo, temporal, mitigable,








Calidad y Turbidez del Agua

Actividades:


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, temporal, mitigable, reversible y

puntual.


Fauna

Actividades:


Al realizarse la actividad C.1.1 habrá un desplazamiento de la fauna local a sitios

aledaños al área, el impacto es adverso, poco significativo, temporal, local,




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 y significativo, ya que






la emisión será durante el tiempo que dure la perforación de los 7 pozos, se

considera temporal, reversible, puntual y mitigable debido a que desaparecerá una

vez concluida la actividad de perforación.

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, temporal y mitigable.


Calidad del agua

Actividades:



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

para la plantilla de perforación generando aguas residuales. El impacto es adverso,

poco significativo, mitigable, temporal, reversible y puntual.





Etapa de Abandono


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.







Calidad del agua

Actividades:


Como parte del taponamiento de pozos se utiliza concreto por lo que se afectará la

calidad del agua generando un impacto adverso, no significativo, mitigable,

temporal, reversible y puntual.



Actividades:

C.1.1 Asentamiento de la plataforma móvil sobre el lecho marino



C.3.1 Mantenimiento de pozos




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 37 379,71

m2 (área total de construcción de obras); de las cuales 1 234, 05 m corresponden al la

Plataforma de Peroración Yaxche-A y 36 145,66 m2 para el tendido del Oleogasoducto

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 Q); en la que se trazo el tendido del Oleogasoducto en

su tramo terrestre de acuerdo a las coordenadas de arribo a la línea de playa y de aquí se

proyecto hacia su interconexión con el Cabezal de Recolección Puerto Ceiba con la

finalidad de obtener una sobreposición del oleogasoducto 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 construida la Plataforma de Perforación e instalado el

Oleogasoducto recuperará 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 del Oleogasoducto 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 durante la época de Nortes se observa que el derrame sigue tres

trayectorias, una hacia el norte, otra hacia el noroeste (la que abarca más área) y la

última hacia el sur dirigida hacia la costa, tocando la playa a las 24 horas después,

afectando la costa ubicada al sur suroeste de la Plataforma Yaxche-A.






Si se presenta durante la época de Lluvias se observa que el derrame sigue una

trayectoria dirigida hacia el oeste. Cabe mencionar que el aceite no llega a la costa en el

periodo de simulación que corresponde a 3 días.

Finalmente durante la época de Secas se observa que el derrame sigue tres direcciones,

hacia el oeste y noroeste (mar adentro) y hacia el suroeste (la costa). Cabe mencionar

que en un periodo de 24 horas, el derrame alcanza la línea costera. La simulación del

SEMAP, se presenta en el Capítulo VIII,

En caso de presentarse un derrame de hidrocarburos en la zona terrestre por ruptura del

oleogasoducto se dará aviso a la PROFEPA e inmediatamente se dará inicio a la

Evaluación de Daños 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

57,65 % 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.






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.

Plataforma de Perforación Yaxche-A



Calidad del Aire

Actividades:





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.


Sedimento Marino

Actividades:









Durante las operaciones de posicionamiento, colocación de la subestructura para la

Plataforma 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 la

plataforma 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







Calidad del Agua, Usos y Turbidez

Actividades:




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:

87. Desagües procedentes de lavabos, lavaderos y conductos de salidas localizadas en

cámaras de servicios médicos.

88. 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.







Fauna Marina

Actividades:



Durante estas actividades la fauna marina migrará a sitios aledaños a las obras,

regresando cuando las obras terminen; por lo que es importante informar a todo el

personal que participe en las obras que queda estrictamente prohibido cazar, pescar,

colectar o traficar con 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.

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.



Calidad del Aire

Actividades:










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, por lo que se deberá entregar evidencias documentadas (Programa de

mantenimiento) de dicho cumplimiento conforme a la normatividad mencionada.


Calidad del Agua

Actividades:





para su procesamiento, previo al vertimiento de las mismas, de acuerdo a lo dispuesto

por el convenio de Marpol 73/78.

En el caso de la plataforma autoelevable tipo móvil y del equipo de perforación fija, 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.

Etapa de Abandono


Calidad del Aire

Actividades:








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.


Calidad del Agua y Turbidez

Actividades:




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.

Oleogasoducto en su Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre

Etapa de Preparación del Sitio


Calidad del Aire

Actividades:










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.







Suelo Terrestre

Actividades:



Las actividades de despalme quedan restringidas a la zona que ocupe la amplitud del

derecho de vía.

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, especialmente cuando los trabajos se realicen en zonas cercanas a centros de

población.


Flora y Fauna

Actividades:



Queda prohibida la captura, persecución, cacería, colecta y tráfico de la fauna existente

en la zona, durante la realización de los trabajos de Preparación del Sitio.



Calidad del Aire

Actividades:






Tramo Marino, Marítimo-Terrestre y Terrestre






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 (CO2, PST, NOx, CO, SOx).




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, 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.







Sedimento Marino:



B.2.3.1 Excavación de la zanja

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.

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 estrictamente a las condiciones marcadas en la ingeniería para evitar

esos daños. Cumplir con los procedimientos para el tendido y enterrado del ducto en sus

tramos marino y terrestre, así como el de perforación direccional, con el fin de no

realizar maniobras innecesarias que provoquen tiempos adicionales de trabajo en las

áreas de proyecto y respetando el ancho y profundidad de la zanja indicada por

ingeniería.

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.


Calidad, Uso y Turbidez del Agua






Actividades:





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 residual producto de la prueba hidrostática, se deberá ajustar

con lo establecido con la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al

Ambiente para que dicha descarga se autorice 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.


Flora y Fauna

Actividades:









Derivado de las actividades de despalme y corte de zanja se afectará a la flora, ya que se

removerá la cubierta vegetal y sedimento marino para la construcción del

Oleogasoducto. Durante estas actividades la fauna marina y terrestre migrará a sitios

aledaños a las obras, regresando cuando las obras terminen.

Durante el desarrollo de las actividades en las etapas del proyecto, quedará prohibida la

captura, pesca, persecución, cacería, colecta y tráfico de la fauna existente en la zona.

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.

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 Yaxche.


Calidad del aire

Actividades:


Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera al realizar las actividades de corte y

taponamiento del ducto en su tramo marino y terrestre se deberá de cumplir con lo









Calidad del Agua

Actividades:


Las aguas residuales generadas durante la etapa de abandono deberán de cumplir 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.






Perforación de 7 Pozos

Etapa de Preparación


Sedimentos Marinos, Turbidez del Agua y Fauna

Actividades:


Durante el asentamiento de las patas de la plataforma móvil sobre el lecho marino se

removerá el sedimento; sin embargo, el área de ocupación se limita únicamente al área

de las patas de la plataforma móvil. 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 instalada la plataforma.



Calidad del aire

Actividades:



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.









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.

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.


Calidad del agua

Actividades:



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.

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











Etapa de Abandono


Sedimento Marino

Actividades:


Una vez abatida la producción de los pozos se deberá de taponarlos lo que ocasiona una

afectación al sedimento marino, debido a esto es importante que se siga el procedimiento

para taponamiento de pozos en la zona marina.


Calidad del agua

Actividades:


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


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 la

Plataforma Yaxche-A para evitar que el hidrocarburo siga fluyendo y con esto evitar que

se siga derramando y emitiendo gases a la atmósfera.






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.

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 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.

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.

VI.2 DESCRIPCIÓN DE LA ESTRATEGIA O SISTEMA DE MEDIDAS DE MITIGACIÓN

En general considerando las características del proyecto, la mayoría 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.

Instalación de Oleogasoducto en su Tramo Marino.







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.


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-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.


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.






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 11,164.5 km 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.

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 VI.1-1 Clasificación Según Tipo de Accidente

Tipo de Accidente

Número de Accidentes Porcentaje Código S.O.N.A.T.A.

Incendio 5 22,72 % 557, 648, 957, 979 y 1 158 Colapsamiento, hundimiento o

derrumbe 8 36,36 % 397, 500, 533, 548, 549, 554, 581 y 1

059

Explosión 7 31,81 % 586, 596, 630, 977, 1 597, 2 380 y 2 400

Hundimiento Transporte 2 9,09 % 1 025 y 1 060

* Fuente: SONATA, 1985






Clasificación por daños

Víctimas mortales:

Porcentaje de accidentes de los que se tienen datos: 61

Promedio de víctimas mortales por accidente mortal: 21,35

Nota: Se cuenta con registro de dos accidentes con número elevado de decesos

(S.O.N.A.T.A. 554 y S.O.N.A.T.A. 581)

Total de muertos reportados en 14 accidentes: 299

Heridos:

Porcentaje de accidentes de los que se tienen datos: 13

Promedio de heridos por accidente: 9,33

Total de heridos reportados en tres accidentes: 28

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 VI.1-2 Clasificación según Tipo de Instalación

Instalación No. Accidentes Porcentaje Plataforma perforación 9 39,0 %

Plataforma de extracción 8 35,78 % Plataforma habitacional 1 4,34 %

Pozo 3 13,04 % Barcaza 2 8,7 %

* Fuente: SONATA, 1985

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 %).






Por último destacan los accidentes ocurridos a las unidades de apoyo tanto para

actividades de operación (perforación) como para el transporte de personal e insumos

(barcazas) con un 9,0 % del total de accidentes.

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 %).

En cuanto a daños personales, el promedio de personas fallecidas por accidente es de

21 individuos. Cifra que supera por más del 100,0 % el promedio de lesionados por

accidente

(9 individuos). Lo anterior debido a que dos de los accidentes considerados tuvieron

consecuencias funestas para más de 80 trabajadores en cada uno.

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 VI.1-10 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.

Monoboya 18/Mar/1998 Fuga de aceite en tren de manguera Error operativo 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






Monoboya 1 TMDB 24/Dic/1997 Derrame de hidrocarburo al mar, durante carga de

Buquetanque “Comor” Represionamiento del tren de mangueras de la Monoboya 1.

Chuc A 24/Oct/1997 Incendio del separador remoto Fuga de hidrocarburo por actuador de válvula

PCS Complejo Abkatún N

Inyección De Agua 21/Oct/1997

Incendio en el contenedor utilizado para recolección de chatarra y basura en el Complejo,

colocado entre los dos escapes de los turbogeneradores; lado oeste del tercer nivel de la

Plataforma de Control y Servicios.

Contenedor colocado cerca de una fuente de calor, careciendo de un

área específica.

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.

*Fuente: PEP, 1999.






Tabla VI.1-10 Descripción de Accidentes/Incidentes en PEP de 1985 a 1999 (Continuación)


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”

Barcaza 08/Nov/1996 Naufragio de una barcaza. Debido a condiciones meteorológicas inestables, ocasionando la muerte de

tres tripulantes.

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

Abkatún A Habitacional 22/Ago/1996 Incendio en la cocina Corto circuito en la freidora, durante

la evacuación del huracán Dolly. Equipo/199803

R.T.P. Abkatún D Perforación

17/Ago/1996 Incendio en el motogenerador Ruptura de manguera de combustible

diesel, impregnando motor de combustión interna.

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

Monoboya 1 2/Jun/1996 Fuga de crudo en Monoboya N° 1 por rotura de manguera Golpe de ariete o material defectuoso.

Plataforma: Akal-M. Equipo: Grúa.

07/May/1996

Rompimiento del cable de acero del block de la grúa con una carga de 85,0 toneladas. Material defectuoso.

Plataforma: Akal-H.

07/May/1996

Durante la descarga de 85,0 toneladas de equipo se rompió el cable de la grúa ocasionando severos

daños materiales en la plataforma.

Falta de reemplazo y mantenimiento del cable de la grúa.

Plataforma: Akal-C. Equipo: Horno para calentamiento

de aceite.

16/Mar/1996

Se generó una explosión en el horno de calentamiento de aceite debido a una fuga de gas por el estopero de la válvula de 2” de By-pass de la torre absorbedora, en la planta endulzadora de

gas. El punto de ignición fue una chispa de la bujía.

Se empleó gas húmedo como combustible. Por su alto contenido de líquidos, instalaron un separador a la entrada del sistema de alimentación

de gas al horno, el cual tiene una capacidad de retención de 90,0 litros pero por falta de un programa para el drenado, se llenó y paso por el centro

del sistema de encendido, que ocasiono el calcamiento de las

válvulas reguladoras permitiéndose el acceso de gas y condensados al

horno. Los sopladores no accionaron correctamente por descalibración del programador electrónico y no existió

un barrido efectivo de gases acumulados en el interior del horno.

Plat. Satélite Kax 1 15/Mar/1996 Colisión de la barcaza “Chamula“ contra la

defensa del ducto ascendente de 8“ de diámetro. De la plataforma tipo Sea Horse Kax 1

Condiciones meteorológicas adversas

Plataformas: Abkatún-A y Nohoch A.

Equipo: Gasoducto

03 Al 15/Mar/1996

Contaminación en el gasoducto de 36” de aceite crudo derivado al quemador, al represionarse el sistema de separación gas-aceite de las baterías

durante la suspensión de las operaciones por

Falta de programación y ejecución de corrida del diablo.






de 36” efecto del huracán Roxana. Daños: Pérdida de 20 000,0 BLS de condensados

por contaminación. Tabla VI.1-10 Descripción de Accidentes/Incidentes en PEP de 1985 a 1999

(Continuación)


Abkatún D Perforación 05/Mar/1996

Ruptura del cable de levante de la grúa al subir equipo de RTP de la cubierta del barco Mark Tide

al piso de perforación nivel +90

Desgaste o abrasión del cable de levante de la pluma / falla

mecánica en el extremo del anclaje del cable de levante.

Rebombeo 19/Ene/1996 Incendio en Turbina Nivel +90 por fuga de aceite lubricante

Falla de válvula de retención de 14” de diámetro, 600,0 psi, por rotura de resorte de charnelas.

Plataforma: Ku-H. Equipo: Grúa de

carga. 06/Ene/1996 Colapsamiento de la grúa.

Falta el dispositivo de seguridad del límite de levante de la pluma, debido a que existió un estribado

incorrecto y a un error de operación.

Estación: Cayo Arcas. 11/Jun/1995 Colisión de un barco contra los trenes de

mangueras de la monoboya No.1. Acto inseguro del capitán de la

embarcación. Estación: Cayo

Arcas. 27/May/199

5 Colisión de barco contra monoboya Acto inseguro del capitán de la embarcación.

Plataforma: Akal-J. 02/Nov/1994 Daños a la protección corrosiva de la línea.

Colisión de un barco contra el raiser de la línea de 36” que transporta gas combustible a

Abkatún-A.

Plataforma: EK-A. 30/Ene/1994 Se deformó y rompió la defensa contra impactos del raiser de 24”. Colisión contra un barco.

Monoboya 2 25/Ene/1994 Fuga de aceite por manguera flotante N° 5 del tren N° 2. Golpe de ariete.

Rebombeo 10/Ene/1994 Fuga de aceite de dúo check 36” diámetro sobre línea submarina Corrosión interna en charnelas.

Abkatún Permanente 05/Ene/1994 Fuga de gas por porosidad en junta de ramal de

18” diámetro. A cabezal de 24“ diámetro. Corrosión interior.

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 J-

2. 22/Abr/1993 Colisión de un barco contra la defensa de una de las piernas de la plataforma.

Debido a la falta de precaución y a una boya de amarre

Plataforma: Ku-A. 25/Feb/1993 Un barco chocó contra el muelle, las defensas de

dos patas y con el raiser de 8” de bombeo neumático de la plataforma.

Debido al mal tiempo imperante en la zona y por falta de precaución

de su capitán. Plataforma: Akal-

N. 13/Feb/1993 Colisión de un barco con la defensa tipo collar de una de las patas de la plataforma.

Mala maniobra del capitán de un barco

Plataforma: Ku-H. 31/Ene/1993 Durante una operación de descarga, se originó una colisión entre el barco y la defensa de la pierna de

Maniobra inadecuada del capitán del barco






la plataforma, destruyéndose por completo ésta última.

Plataforma: Akal J-3. Equipo:

Compresor. 14/Ene/1993

Se originó un derrame de aceite hidráulico, que posteriormente se incendio al hacer contacto con la superficie caliente del silenciador, a partir de la

rotura de la manguera de dicho aceite por un represionamiento en la manguera.

El problema se originó por el taponamiento de los elementos

filtrantes del compresor por falta de mantenimiento.

Monoboya Arcas-1. Equipo:

Manguera Barbell. 03/Ene/1993 Golpe de un barco con la monoboya y se perdió la

manguera Barbell de ésta. Condiciones atmosféricas

imperantes







(Continuación)


Plataforma: Nohoch-A. 23/Nov/1992

Colisión de un barco con una de las piernas de la plataforma dañándose la pierna y una defensa de

los oleogasoductos de 12”.

Empropelamiento del cabo de amarre cuando el barco se retiraba

de las instalaciones

Plataforma: Akal J-4. Equipo: Bombas de

condensados.

22/Oct/1992

Se produjo un derrame de condensados en el dren de 2” del Strainer de la succión de las bombas de

condensados y se incendiaron al encontrar un punto de ignición. Únicamente se tenía disponible una motobomba, con la que fue insuficiente para

desalojar los líquidos de los separadores, incrementándose su nivel. Por lo que se procedió a disminuir por medio del Strainer de la bomba

No. 2 de condensados, liberándose hidrocarburos a la atmósfera con el fin de no detener el proceso.

Se tenía una baja capacidad en el sistema de bombeo de los condensados y no existía

disponibilidad para operar las bombas de relevo en caso de emergencia. Se practicó un

desfogue indebido de condensados a la atmósfera. Daños: Pérdida

total de un bote salvavidas para 34 personas y daños considerables a

las instalaciones

Plataforma: Akal B. Equipo: Grúa. 25/Jul/1992 Pérdida momentánea de la canastilla

Ruptura del cable de 3/4” de acero de la grúa número 2, por falla asociada con daño mecánico.

Plataforma: Ku-F. 29/Mar/1992 Colisión de un barco con la pierna B-2 de la estructura de la plataforma.

Debido al desconocimiento del área por parte del capitán de un barco y a que empleó el piloto

automático abandonando el puente de mando.

Plataforma: Akal C. Equipo: Grúa. 08/Mar/1992

Se dañó el oleoducto de 24” del cabezal general de succión de bombas de transferencia por golpe de la carga que transportaba la grúa al romperse

los cables de sostén de la pluma.

Se fracturó el cable debido a que el alma de fibra y los torones estaban deteriorados por corrosión en su

parte interna.

Plataforma: Akal C-4. Equipo: Tanque de

almacenamiento de glicol con

capacidad de 30,0 m3.

04/Feb/1992

Se produjo un incendio y posteriormente una explosión en un tanque de glicol con 3,9 m3

cuando se desarrollaban actividades de soldadura justo encima de la tapa del tanque.

Daños: Un herido y desprendimiento de la tapa del tanque de almacenamiento de glicol.

La presencia de mezclas combustibles en el interior del

tanque producto de condensados de hidrocarburo debido al arrastre, canalización, o almacenamiento de

glicol contaminado; proveniente del sistema de proceso de deshidratación de gas con

temperatura de salida de 160,0 °C, ocasionaron la generación de

vapores combustibles. La fuente de ignición fue la escoria de

soldadura que cayó en el venteo del tanque.

Plataforma: Nohoch A-2. 27/Ene/1992

Colisión de un barco con la defensa B del trípode del quemador, ocasionando daños a la

embarcación.

Maniobra inadecuada del capitán del barco

Plataforma: Totonaca. 23/Ene/1992 Pérdida de la sonda de perforación Falla en el equipo.

Plataforma: Akal-C. 04/Dic/1991 Se afecta el raiser de los oleogasoductos de 14”

por el rozamiento con el cable del ancla de un Debido a una mala maniobra del capitán y a las malas condiciones






barco que efectuaba maniobras en el área. climatológicas imperantes

Plataforma: Muralla. 04/Sep/1991 Colisión de un barco con la columna de soporte de

la plataforma.

Debido a una mala posición de amarre y a una maniobra inadecuada del capitán

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.

*Fuente: PEP, 1999.







(Continuación)


Plataforma: Akal-C. 30/Abr/1989

Un barco se impacto contra una de las piernas de la plataforma, desprendiéndole la protección

epóxica.

Fallas en las máquinas del barco, a que el propulsor de proa no

funcionó y a una mala operación del capitán.

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.

Plataforma: Nohoch-A 31/Ene/1987 Helicóptero B-12

Daños personales: Muerte de 7 pasajeros

Desplome del aparato por colisión con el sistema de iluminación

desde el helipuerto hasta el mar, durante la caída golpeó la antena

parabólica de la plataforma y daño la tubería de agua potable.

Plataforma: Akal-J 02/Ene/1987

Oleoducto de 36” de diámetro. Descripción: Se produjo una fuga de 5 000,0 BLS de crudo al mar por la rotura del injerto de 4” con válvula esférica del oleoducto, debido al golpe del

ancla del barco Don Javier.

El anclaje de los barcos cerca de una plataforma se debe efectuar

con conocimiento de control marino; se debe contar con

sistemas de posicionamiento submarino actualizados con todas las instalaciones submarinas; En caso de presentarse condiciones

climatológicas adversas, se deben suspender las actividades; Las anclas deben ser localizadas

mediante el uso de boyas naranjas.

Plataforma: Akal-O

12/May/1986

Tanque de almacenamiento de diesel. Descripción: Debido al sobre llenado del tanque, se originó un derrame de diesel que encuentra un punto de ignición en un sitio donde se realizaban

actividades de soldadura y corte, ocasionando quemaduras a un trabajador y daños materiales en

la estructura de la plataforma.

Durante la descarga de diesel se deben suspender los trabajos de

soldadura y corte. Se debe mantener una vigilancia continua

de la operación de descarga, auxiliada con un radio.

Plataforma: Nohoch-A 03/Feb/1986

Descripción: Debido al desprendimiento del cople-niple-cople y del tubo flexible de conexión con el acumulador de aire, fueron lesionados dos

trabajadores mientras operaban el equipo.

Compresor falla en la válvula de seguridad del acumulador dado

que se encontró bloqueada, falla en el interruptor eléctrico por alta

presión, la válvula de descarga se había cerrado por mantenimiento y

no se volvió a abrir para operar normalmente el equipo, y el

roscado del acumulador-niple se






encontró que estaba realizado en un 75,0 % (6 en lugar de 8 hilos).

Plataforma: Abkatún-A 02/Dic/1985

Descripción: intoxicación con vapores de remoción del personal que efectuaba actividades

de mantenimiento en el equipo. Daños personales: 1 muerto y 6 heridos.

Separador de gas-aceite

*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.1-11 Clasificación según Tipo de Accidente

Afectación # de Accidentes

Causa de Accidente

Número de Accidente por Tipo de Accidente

% del Total de

Accidentes

% del Tipo de

Accidente Ducto 5 8,7 55,6 Equipo 3 5,2 33,3

Monoboya 1

Material Defectuoso 9

1,8 11,1 Canastilla 1 1,8 3,8

Ducto 2 3,5 7,7 Equipo 14 24,5 53,8 Grúa 3 5,2 11,6

Monoboya 2 3,5 7,7 Plataforma 2 3,5 7,7

Pozo 2

Error Operativo 26

3,5 7,7 Barcaza 1 1,8 20,0 Cocina 1 1,8 20,0

Equipo de perforación 1 1,8 20,0

Monoboya 1 1,8 20,0 Plataforma 1

Condiciones Meteorológicas 5

1,8 20,0 Barco 1 1,8 5,9 Ducto 5 8,7 29,4

Monoboya 2 3,5 11,8 Plataforma 8 14,0 47,0 Transporte 1

Acto Inseguro 17

1,8 5,9






Total 57 57 100,0 100 *Fuente: PEP, 1999.

La Tabla VI.1-12 nos muestra la clasificación de accidentes de acuerdo a las

instalaciones que existen en PEP. En la Tabla VI.1-13 se muestra la clasificación de

accidentes, que representan riesgos y daños materiales. Por último la Tabla VI.1-14 nos

muestra la clasificación de accidentes que generaron accidentes fatales y heridos dentro

de instalaciones de los distintos complejos ubicados en la Sonda de Campeche.

Tabla VI.1-12 Clasificación de Accidentes por Complejo

Complejo # de Accidentes % de Accidentes Abkatún 11 19,3

Pool 2 3,5 Terminal Marítima Dos

Bocas 1 1,8

Chuc 2 3,5 Rebombeo 2 3,5

Nohoch 5 8,7 Akal 18 31,5 Ku 4 7,0

Cayo Arcas 6 10,5 Caan 1 1,8 Kax 1 1,8 Ek 1 1,8

Otros 3 5,3 Total 57 100,0

*Fuente: PEP, 1999.

Tabla VI.1-13 Clasificación de Accidentes por Riesgo y Daños Materiales

Accidente # de Accidentes % de Accidentes Fuga 12 21,0

Incendio 10 17,5 Explosión 5 8,8

Intoxicación 1 1,8 Afectación Operativa 11 19,3

Colisión con Plataforma 16 28,1 Daño a Transporte 2 3,5

Total 57 100,0 *Fuente: PEP, 1999.

Tabla VI.1-14 Clasificación de Accidentes con Afectación al Personal

Fecha Instalación Causa Decesos Heridos08/Noviembre/ Barcaza Transportació 3 -






96 n 26/Agosto/93 Akal-J Explosión 1 2 04/Febrero/92 Akal C-4 Explosión - 1

31/Enero/87 Nohoch-A Transportación 7 -

12/Mayo/86 Akal-O Incendio - 1

03/Febrero/86 Nohoch-A Error operativo - 2

02/Diciembre/85 Abkatún-A Intoxicación 1 6

Total 12 12 *Fuente: PEP, 1999.






Conclusiones

De acuerdo con la descripción de accidentes/incidentes presentados en PEP, en el

periodo comprendido entre los años 1985 a 1999, se han presentado 57 eventos que

implicaron daños a las instalaciones y al personal que en ellas laboran. De estos 57

eventos el mayor número de accidentes han sido causados por errores operativos (26) en

los cuales los accidentes por mal manejo de equipos representan al 24,5 % del total; los

accidentes ocasionados por actos inseguros (17); por material defectuoso (9); y

finalmente, los accidentes en los que se involucran las condiciones meteorológicas (5)

representan la menor cantidad de eventos.

La mayor parte de los eventos se han presentado en las plataformas del Complejo Akal

(18) que representan el 31,5 % de los mismos, seguido a estos, los eventos presentados

en el Complejo Abkatún (11) representan el 19,3 % de eventos. Los eventos que han

presentado un riesgo y daños materiales han sido 57, de los cuales 12 han sido fugas, 10

incendios, 5 explosiones y 1 intoxicación debido a que no todas las fugas han avanzado

a eventos mayores, los mismos se han clasificado de manera separada; algunos de estos

siniestros han afectado únicamente a instalaciones, pero, otros han ocasionado daños

directos al personal. Las colisiones de barcos contra plataformas han sido 16 y han

ocasionado en general daños leves por deformaciones en los protectores de las

estructuras, pero también han ocasionado daños más severos por derrames de crudo.

Producto de éste análisis, se detectó que en plataformas autoelevables no se ha

presentado ningún accidente/incidente, desde 1985 a hasta el año 1999. Los accidentes

que han generado daños directos al personal, han sido 7, los cuales han dejado un saldo

de 12 fatalidades y 12 heridos.

Finalmente; y con la intención de incluir los datos más actuales proporcionados por

PEMEX Exploración y Producción y de la Gerencia de Seguridad Industrial y

Protección Ambiental; se incluye a continuación la base estadística de datos reportados






para los años 2002 y 2003, en el cual se menciona el número de accidentes registrados

por activos y gerencias, índice de frecuencia e índice de gravedad.






VI.2 METODOLOGÍAS DE IDENTIFICACIÓN Y JERARQUIZACIÓN

Metodologías de identificación de riesgos

Para la identificación de los riesgos asociados a las diferentes etapas que conlleva al

Proyecto Puerto Ceiba Marino, se siguieron las etapas que se indican a continuación:

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 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 mediante la técnica de revisión de los riesgos en la

instalación (FRR, Facility Risk Review).

Selección de Postulados accidentales

Las metodologías de identificación de riesgos que se aplicaron (Lista de verificación con

el apoyo de la norma API-RP-14C, HazOp y What If…?), se encuentran aprobadas en el

“Procedimiento para realizar Análisis de Riesgo en PEMEX Exploración y Producción”,

del mes de Mayo del año 2000 y con clave: 200-22100-SI-112-00001. La descripción de

las mismas se da a continuación.

Lista de verificación (Check list)

Las listas de verificación o “Check list”, usualmente son utilizadas para determinar la

adecuación a un determinado procedimiento o reglamento. La primera referencia

bibliográfica al método es de 1971, artículo publicado por Millar and Howard en la

revista inglesa Major Loss Prevention in Process Industries (London Institution of






Chemical Engineers). Son listas de fácil aplicación y pueden ser utilizadas en cualquier

fase de un proyecto o modificación de una planta. Es una manera adecuada de evaluar el

nivel mínimo aceptable de riesgo de un determinado proyecto; evaluación necesaria en

cualquier trabajo independientemente de sus características.

Muchas organizaciones utilizan las listas de inspección estandarizadas para seguimiento

y control de las diferentes fases de un proyecto. Ya se ha mencionado que son aplicables

a todas las fases de un proyecto y poseen, además, la doble vertiente de comunicación

entre miembros del proyecto y control del mismo; a título recordatorio, se puede indicar

su empleo en:

Diseño, Construcción, Puesta en marcha, Operación y Paros.

El resultado de la aplicación de estas listas es la identificación de riesgos comunes y la

adecuación a los procedimientos de referencia. Los resultados son siempre cualitativos

pero suelen limitarse al cumplimiento o no de las normas de referencia. Las listas de

verificación deben ser preparadas por personas de gran experiencia. Es necesario

disponer de las normas o estándares de referencia, así como de un conocimiento del

sistema o planta a analizar. Para el caso que nos ocupa se utilizaron las listas del

American Petroleum Institute (API) para Plataformas costa afuera.

Las lista API que sirvió de soporte es la API-RP-14C “Recommended Practice for

Analysis, Design, Installation, and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore

Production Platforms” (“Prácticas recomendadas para el Análisis, Diseño, Instalación y

Prueba de Sistemas Básicos de Seguridad en plataformas de producción costafuera”).

Norma API-RP-14-C

Por muchos años la industria del petróleo ha preparado documentos representativos que

combinarán la experiencia y el conocimiento teórico de varias fases de producción de






aceite y gas. Este documento presenta recomendaciones para el diseño, instalación y

pruebas básicas para la operación del equipo superficial de un sistema de producción en

una plataforma.






La Norma API-RP-14C cuenta con 4 apartados, los cuales son: Safety Analysis

Checklist (SAC), Safety Analysis Flow Diagram (SAFD), Safety Analysis Table (SAT)

y Safety Analysis Function Evaluation Chart (SAFEC).

La API-RP-14C recomienda los elementos mínimos de protección que deben estar

presentes en la instalación de un equipo o sistema, la forma en que suele abordar la

verificación es la siguiente:

Presentación de un esquema típico del equipo a analizar (SAFD), así como una

Tabla donde se señalarán los dispositivos de protección recomendados y existentes

(SAT).

Indicación de la presencia o no de dicho elemento de protección y análisis de las

justificaciones de la eliminación de cualquiera de dichos elementos (SAC).

Integración de una única Tabla de todos los elementos y sus interacciones

(SAFEC).

Establecimiento de comentarios / recomendaciones de cada dispositivo.

Para el caso que nos ocupa, solamente se aplicó el Safety Analysis Checklist (SAC) y

los listados aplicados se presentan en el Anexo H.

What If...?

Esta técnica se aplica para evaluar el campo de sistemas de protección de procesos y es

un método de análisis de riesgos general que difiere de otros porque no es tan rígido y

sistemático y puede aplicarse tanto a una sección del proceso como a toda la empresa.

Con este método se supone que ocurre una falla sin considerar que fue lo que la causó.

Se buscan fallas tales como las siguientes:

¿Qué pasaría si hay una...






Pérdida de servicios (agua de enfriamiento, agua de proceso, vapor, aire de

instrumentos o de proceso)?

Pérdida del sistema de enfriamiento?

Pérdida de energía eléctrica?

Pérdida de electricidad de emergencia?

Pérdida del sistema de cómputo de control del proceso?

Descarga de una válvula de relevo o un disco de ruptura? (capacidad suficiente?

calibración? donde descargará?).

Reacción de descomposición o polimerización incontrolada?

Pérdida del sistema de agua contraincendio?

Explosión o un incendio interno?

Falla del operador al efectuar alguna operación crítica?

Contestando a estas u otras preguntas clave se tendrá una evaluación de los efectos de

fallas de equipo, errores en procedimientos, desastres naturales, etc., los resultados

dependerán de la experiencia y de la capacidad imaginativa del grupo de análisis.

Análisis de Operabilidad HazOp

Este método permite analizar con mucho detalle el proceso de producción y las

actividades llevadas a cabo. Es un método ideal para situaciones de operación en

continuo, altamente sistemático y exhaustivo lo que permite analizar todas las

situaciones de riesgo posibles.

Un HazOp involucra un examen metódico y sistemático de los documentos de diseño

que describen las instalaciones, por un grupo multidisciplinario que identifica los

problemas de riesgo en el proceso que pueden causar un accidente. Las desviaciones del

valor de diseño o los parámetros clave son estudiados usando palabras guía, esto supone

que los valores de diseño de los flujos, temperaturas, presiones, concentraciones y otros






procesos variables son inherentemente seguros y operables. La aplicación de este

método es completa, no siendo necesario combinarlo con otros, que no aportarían

información adicional a la obtenida.

Esta técnica de identificación de riesgos inductiva se basa en la premisa de que los

accidentes se producen como consecuencia de una desviación de las variables de

proceso, con respecto de los parámetros normales de operación. La característica

principal del método es que es realizado por un grupo multidisciplinario de trabajo y que

encuentra su utilidad principalmente en instalaciones de proceso de relativa complejidad

o en áreas de almacenamiento con equipos de regulación o diversidad de tipos de

trasiego. Aunque el método está enfocado básicamente a identificar sucesos iniciadores

relativos a la operación de la instalación, por su propia esencia, también puede ser

utilizado para sucesos iniciadores externos a la misma. Esta técnica es empleada durante

el diseño de un proyecto, establecimiento de una instalación industrial o cuando se

realizan cambios mayores en los procesos. La metodología fue desarrollada por la

compañía I.C.I. (Imperial Chemical Industries).

Descripción de la metodología

La metodología consiste en dividir las unidades de proceso en subsistemas que

contengan una funcionalidad propia y en seleccionar una serie de nodos en cada

subsistema donde se analizan las posibles desviaciones de las principales variables que

caracterizan el proceso (presión, temperatura, caudal, etc.).

Las desviaciones son establecidas de manera sistemática recurriendo a una lista de

palabras guía (Ausencia, mayor, menor, más cualitativo, menos cualitativo, otro, etc.),

que cualifican el tipo de desviación. Para cada desviación se reseña la siguiente

información:

La lista de las posibles causas que la provocan.

La lista de las consecuencias factibles que se pueden producir.






La respuesta del sistema ante la desviación estudiada.

Acciones que se podrían tomar para evitar las causas o limitar las consecuencias.

Comentarios: cualquier tipo de anotación para completar o aclarar alguno de los

puntos anteriores.

Desarrollo de la identificación de riesgos del proyecto en estudio

Previo a la aplicación de las metodologías antes descritas (API-RP-14C, What If…? y

HazOp), se llevó a cabo una breve descripción del proceso a evaluar, la identificación de

los diagramas de tubería e instrumentación, planos de localización de equipos y

diagramas de flujo al desarrollo de ingeniería para el Proyecto Puerto Ceiba Marino.

Durante la aplicación de las metodologías de identificación de riesgos participó un grupo

multidisciplinario conformado por personal de PEMEX, (operación, seguridad e

ingeniería) y UNACAR. Las reuniones se celebraron en la sala de juntas del Activo

Integral Litoral de Tabasco (AILT), perteneciente a la Región Marina Suroeste (RMSO)

de PEMEX Exploración y Producción, ubicado en la Terminal Marítima Dos Bocas

(TMDB) los días 13, 14 y 15 de abril del 2004.

Equipo de Trabajo

El equipo de trabajo que participó por parte de DACBiol-UJAT en la elaboración y

aplicación de las metodologías What if..? y HazOp se incluye en la Tabla VI.2.

Tabla VI.2 Equipo de Tabajo de UJAT

Nombre Puesto Biol. Victor R. Carballo Cruz Coordinador de Proyecto

Ecol. Bernardo de Jesus Rueda Danini Especialista Ambiental Ecol. Alejandra Contreras Sanchez Especialista de Riesgo

* Fuente: HazOp; Abril de 2005.

Equipos de proceso analizados mediante la norma API-RP-14C






La lista de verificación empleada se basa en la norma API-RP-14C (séptima edición,

marzo 2001), la cual divide el sistema en 8 secciones, los cuales son:

Sección A1 Cabezal de pozo Sección A2 Líneas de inyección a cabezal de pozos Sección A3 Cabezales Sección A4 Recipientes sujetos a presión Sección A5 Recipientes atmosféricos Sección A6 Calentadores Sección A7 Bombas Sección A8 Compresores Sección A9 Tuberías Sección A10 Intercambiadores de calor

Para cada sección se recomiendan los elementos mínimos de protección que deben estar

presentes y para cada elemento recomendado existe una serie de cuestionamientos.

Basados en este principio, se considera que el equipo o sistema se encuentra protegido

por elemento de protección recomendado cuando existe una respuesta afirmativa a los

cuestionamientos efectuados, en caso contrario se recomienda la instalación del

elemento analizado.

En la Tabla VI.2-3 se presentan los equipos analizados mediante la norma API-RP-14C,

la sección de la norma empleada y los elementos mínimos de protección para cada una

de ellas.

Tabla VI.2-3 Equipos Analizados Mediante la Norma API-RP-14C

Equipo/Sistema Sección de la Norma Elementos de Protección

Cabezal de producción A3 PSH PSL PSV

Cabezal de prueba A3 PSH PSL PSV






Lanzador de diablos YA-HR-2220 A4

PSH PSL PSV LSH LSL FSV TSH

* Fuente: API-RP-14C; Abril de 2004.






Tabla VI.2-3 Equipos Analizados Mediante la Norma API-RP-14C

(Continuación)

Equipo/Sistema Sección de la Norma Elementos de Protección

Separador de prueba YA-FA-1110 A4


Recipiente recolector de drenajes YA-FA-5330 A4


Recipiente separador de aire YA-FA-5110 A4


Recipiente de almacenamiento de gas amargo YA-FA-4110

A4


Depurador de gas amargo YA-FA-4120 A4


Sistema de nitrógeno YA-PA-04 A4


Bombas del sistema de drenajes YA-GA-5331 y

5332 A7

PSH PSL PSV FSV







Ubicación de Nodos, desviaciones y metodologías consideradas en el análisis de los

procesos mediante What If…? Y HazOp

Para desarrollar el siguiente apartado se consideraron diferentes nodos, desviaciones y

número de estos para el análisis del proyecto, así como la metodología empleada. Estas

consideraciones van de acuerdo al grado de riesgo que pudiera estar presente tanto en el

desarrollo de la instalación como en su etapa operacional.

La Tabla VI.2-4 nos muestra la ubicación de nodos, desviaciones y metodología

consideradas para el análisis del retiro de la Superestructura y el hincado de las

plataformas PM-1 y PM-2.

Tabla VI.2-4 Ubicación de Nodos, Desviaciones y Metodologías Consideradas para el Retiro

de la Superestructura y el Hincado de las plataformas PM-1 y PM-2 Subsistema Nodo Ubicación Desviaciones Metodología

Falla el sistema de izaje? Falla la grúa?

Falla algún elemento temporal de rigidización?

Falla el marco de arrastre? Falla el transporte?

Falla el arrastre a patio?

Superestructura 1 Superestructura

El corte de los pilotes y/o conductores no es el adecuado?

What If…?

Riesgo de desestabilización de la embarcación

Posibles daños a la estructura transportada y daños al personal

Posibles daños a los equipos transportados y al personal de la

embarcación Riesgo de desestabilización de

la embarcación Posibles daños a los equipos

transportados y al personal de la embarcación

Plataforma De Perforación

Marina

2 Izaje de la Subestructura

Daños a la línea submarina con riesgo de fuga de producto

What If…?






Aumento del riesgo operativo de la instalación

Daños a la estructura y al personal

* Fuente: What If…?; Abril de 2004.






Tabla VI.2-4 Ubicación de Nodos, Desviaciones y Metodologías Consideradas para el Retiro

de la Superestructura y el Hincado de las Plataformas PM-1 y PM-2 (Continuación) Subsistema Nodo Ubicación Desviaciones Metodología

Posibles daños a la estructura de la

embarcación y daños al personal

Posibles retrasos en la instalación de la

subestructura Retraso en los trabajos Retraso en los trabajos

posible riesgo de deslizamiento de la

estructura Posible fracturamiento del

pilote Posibles daños a la estructura/daños al

personal Posibles daños a la

estructura Retraso en los trabajos Riesgos de daño a la

superestructura Riesgo de daños a la

plataforma Retraso en los trabajos Riesgo de daños a la

subestructura Retrasos en los trabajos

PlataformaS PM-1 y PM-2 3 Hincado de pilotes de la

subestructura

Riesgos de daño a la estructura/daños al

personal

What If…?

* Fuente: What If…?; Abril de 2004.

La Tabla VI.2-5 nos presenta la ubicación de los nodos, desviaciones y metodologías

aplicadas para las diferentes partes del proceso que se efectúan dentro de las plataformas

PM-1 y PM-2 .

Tabla VI.2-5 Ubicación de Nodos, Desviaciones y Metodologías Consideradas

para el Análisis del Proceso de la Plataforma PM-1 y PM-2 Subsistema Nodo Ubicación Desviaciones Metodología

Extracción 1 Cabezal de Prueba Más Presión Menos Presión

HazOp (A-101, A-302, A-303,






Más Temperatura Menos Temperatura

Más Flujo Menos Flujo

No Flujo Flujo Inverso

Fuga y/o ruptura

A-304, A-305, A-306, A-309)

* Fuente: What If…? y HazOp; Abril de 2004.






Tabla VI.2-5 Ubicación de Nodos, Desviaciones y Metodologías Consideradas para el Análisis del Proceso de las Plataformas PM-1 y PM-2 (Continuación)

Subsistema Nodo Ubicación Desviaciones Metodología Más Presión

Menos Presión Más Temperatura

Menos Temperatura Más Flujo

Menos Flujo No Flujo

Flujo Inverso

Transporte 2

Cabezal de producción y línea de descarga del separador hasta aguas arriba de la

trampa de diablos

Fuga y/o ruptura

HazOp (A-101, A-302, A-303, A-304, A-305, A-306)

Más Presión Menos Presión




Más Nivel Menos Nivel

Separación 3 Tanque Separador de Prueba YA-FA-1110

Fuga y/o ruptura

HazOp (A-101, A-307)





Más Nivel Menos Nivel

Drenajes 4 Tanque receptor de drenajes YA-FA-5330

Fuga y/o ruptura

HazOp (A-102, A-313, A-316,

A-317, A-318)

Falla el sistema de aire? Falla el sistema de

nitrógeno? Opera el sistema de gas amargo continuamente?

Fallan los interlocks? Neumático 5 Sistema neumático

Hay formación de mezcla explosiva en la tubería del

sistema?

What If…? (Qué pasa sí…?)

(A-310, A-314, A-319)

* Fuente: What If…? y HazOp; Abril de 2004.

La Tabla VI.2-6 presenta la ubicación de los nodos, desviaciones y metodología empleada para el análisis de los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101






.






Tabla VI.2-6 Ubicación de Nodos, Desviaciones y Metodologías Consideradas para el Análisis de los oleogasoductos de 12”Ø x 11,208 km

Subsistema Nodo Ubicación Desviaciones Metodología Más Presión

Menos Presión Más Temperatura

Menos Temperatura Más Flujo

Menos Flujo No Flujo

Flujo Inverso

Trampa de diablos 1 Lanzador de diablos

YA-HR-2220

Fuga y/o ruptura

HazOp (A-101, A-309,

D-2869-13-05-002)





Oleogasoductos 2

2 Oleogasoductos de 12” con longitud total de 11,164.5 km

de la Plataformas PM-1 y PM-2 a cabezal periférico

Puerto Ceiba y a la batería de la Terminal marítima Dos

Bocas Fuga y/o ruptura

HazOp (A-101 OLG, A-401, D-2869-13-05-002)





Trampa de diablos 3 Receptor de diablos

YA-HR-2000

Fuga y/o ruptura

HazOp (A-101 OLG, A-401, D-2869-13-05-002)

* Fuente: HazOp; Abril de 2004.

Resultados de la aplicación de las metodologías de identificación de riesgos

Norma API-RP-14C

En general, se observó que todos los equipos analizados mediante la lista de verificación

basados en la norma API-RP-14C cuentan con los elementos mínimos de protección que

se proponen, ya que existen en algunos casos, elementos de protección propuestos que

dada la función y características del equipo y/o sistema no aplican.






Después de efectuar la revisión de la norma API-RP-14C, se concluye que todos los

equipos analizados cuentan con los elementos mínimos recomendados por la norma, no

siendo prioridad la instalación de elementos de protección adicionales.

En la Tabla VI.2-7 se presenta un resumen de los resultados de la aplicación de esta

metodología.

Tabla VI.2-7 Resultados de la Aplicación de la Norma API-RP-14C Equipo/Sistema Sección de la

Norma Elementos de

Protección Resultado (Protección)

Cabezal de producción A3

PSH PSL PSV

PSHL-4103 PSHL-4103

Presión de diseño

Cabezal de prueba A3 PSH PSL PSV

PSHL de cada bajante PSHL de cada bajante

Presión de diseño

Lanzador de diablos YA-HR-2220 A4


PSHL-4128 PSHL-4128 PSV-4104

No requiere manejar fases separadas Manejo seguro del flujo corriente

abajo No aplica No aplica

Separador de prueba YA-FA-1110 A4


PSHL-4107 PSHL-4107 PSV-4101

LSHL-4001 LSHL-4001 FSV-41/42 No aplica

Recipiente recolector de drenajes YA-FA-

5330 A4


Presión de diseño 5.5 kg/cm2

Presión atmosférica durante el servicio

PSV-4109 LSHL-4015 LSHL-4015

Bombas GA-5331 y GA-5332 (Crudo)

No aplica

Recipiente separador de aire YA-FA-5110 A4


Presión de diseño XV-4055 con señal del PI-4165

PSV-4112 No aplica No aplica No aplica No aplica

Recipiente de A4 PSH PSHL-4133






Equipo/Sistema Sección de la Norma

Elementos de Protección Resultado (Protección)

almacenamiento de gas amargo YA-FA-

4110

PSL PSV LSH LSL FSV TSH

PSHL-4133 PSV-4107

LSHL-4010 LSHL-4010

GA-4110 A/B (Crudo) y PV-4137 (Gas)

No aplica

Depurador de gas amargo YA-FA-4120 A4


PSHL-4138 PSHL-4138 PSV-4117

LSHL-4011 LSHL-4011 FSV-42B No aplica


Tabla VI.2-7 Resultados de la Aplicación de la Norma API-RP-14C (Continuación)

Equipo/Sistema Sección de la Norma

Elementos de Protección Resultado (Protección)

Sistema de nitrógeno YA-PA-04 A4


Condiciones de diseño de los recipientes

Condiciones de diseño de los recipientes PSV-4118 No aplica No aplica PCV-4007 No aplica

Bombas del sistema de drenajes YA-GA-

5331 y 5332 A7

PSH PSL PSV FSV

PSHL-4151 PSHL-4151

PSV-4110/4111 FSV-461


Metodologías What If…? y HazOp

En la Tabla VI.2-8 se presentan los riesgos de interés identificados mediante la

aplicación de las metodologías What If...? al retiro de la superestructura y el hincado de

las plataformas PM-1 y PM-2.

Tabla VI.2-8 Riesgos Identificados en el Retiro de la Superestructura

y el Hincado de las Plataformas PM-1 y PM-2

Ubicación Riesgo Identificado Origen






Ubicación Riesgo Identificado Origen Riesgo de pérdida total de superestructura What If…?

Riesgo de daño o pérdida de la subestructura y/o chalán What If…?

Riesgo de lesiones y/o pérdidas humanas What If…?Riesgo de daños a grúa y a barco grúa What If…?

Posible daño de la superestructura What If…?Posibles trabajos adicionales para la transportación

de la superestructura What If…?

Riesgo de pérdida de chalán What If…?Posibles daños a las instalaciones existentes de

PEMEX What If…?

Daño a instalaciones del patio What If…?

Retiro y Transporte de Superestructura

Posibles daños a la superestructura What If…?Riesgo de desestabilización de la embarcación What If…?

Posibles daños a la estructura transportada y daños al personal What If…?

Posibles daños a los equipos transportados y al personal de la embarcación What If…?

Riesgo de desestabilización de la embarcación What If…?Daños a la línea submarina con riesgo de fuga de

producto What If…?

Aumento del riesgo operativo de la instalación What If…?

Izaje de subestructura

Daños a la estructura y al personal What If…?* Fuente: What If…?; Abril, 2004.

Tabla VI.2-8 Riesgos Identificados en el Retiro de la Superestructura y el Hincado de las Plataformas PM-1 y PM-2 (Continuación) Ubicación Riesgo Identificado Origen

Posibles daños a la estructura de la embarcación y daños al personal What If…?

Posibles retrasos en la instalación de la subestructura What If…?

Retraso en los trabajos What If…?Posible riesgo de deslizamiento de la estructura What If…?

Posible fracturamiento del pilote What If…?Posibles daños a la estructura/daños al personal What If…?

Posibles daños a la estructura What If…?Riesgos de daño a la superestructura What If…?

Riesgo de daños a la plataforma What If…?

Hincado de pilotes de la subestructura

Riesgo de daños a la subestructura What If…?* Fuente: What If…?; Abril, 2004.

En la Tabla VI.2-9 se presentan los riesgos de interés identificados mediante la

aplicación de la metodología What If…? y HazOp a los procesos de las Plataformas PM-

1 y PM-2.






Tabla VI.2-9 Riesgos Identificados en la Plataforma De Perforación Marina

Ubicación Riesgo identificado Origen Riesgo de fuga e incendio HazOp

Riesgo de incendio HazOp Riesgo de Explosión HazOp

Riesgo de Formación de nube tóxica HazOp

Nodo 1:Cabezal de Prueba

Contaminación ambiental HazOp Riesgo de fuga e incendio HazOp

Riesgo de incendio y/o explosión HazOp Pérdidas económicas HazOp Riesgo de incendio HazOp

Riesgo de Explosión HazOp Riesgo de Formación de nube tóxica HazOp

Nodo 2: Cabezal de producción

Contaminación ambiental HazOp Riesgo de fugas en empaques y accesorios HazOp

Falla del recipiente HazOp Falla en los sistemas de control PV-4108 y LV-

4003 HazOp

Arrastre de líquidos en la corriente de gas HazOp Arrastre de gas en la corriente de líquido HazOp

Riesgo de incendio HazOp Riesgo de Explosión HazOp

Riesgo de Formación de nube tóxica HazOp

Nodo 3: Separador de prueba

Contaminación ambiental HazOp Riesgo de fuga HazOp

Arrastre de líquidos a venteo HazOp Riesgo de incendio HazOp Riesgo de explosión HazOp

Riesgo de formación de nube tóxica HazOp

Nodo 4: Sistema de drenaje

Contaminación ambiental HazOp * Fuente: What If…? y HazOp; Abril, 2004.

Tabla VI.2-9 Riesgos Identificados en las Plataformas PM-1 y PM-2 (Continuación)

Ubicación Riesgo identificado Origen Accionar el sistema de nitrógeno What If…?

Posible accionamiento del paro por emergencia What If…?Posible activación del sistema de gas amargo What If…?

Posible reactivación del sistema de aire What If…?Daño a cabezales e instrumentos What If…?

Riesgo de fuga de gas amargo What If…?Riesgo de confinamiento de gas tóxico en áreas

cerradas What If…?

Riesgo de formación de mezcla explosiva de la tubería de instrumentos What If…?

Incendio What If…?

Nodo 5: Sistema neumático

Daño a instalaciones y/o equipo What If…?






Riesgo de pérdidas humanas What If…?Contaminación ambiental What If…?

* Fuente: What If…? y HazOp; Abril, 2004.

En la Tabla VI.2-10 se presentan los riesgos de interés identificados mediante la aplicación de la metodología HazOp a Los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101.

Tabla VI.2-10 Riesgos identificados en los Oleogasoductos PM-1 y PM-2

Ubicación Riesgo identificado Origen Riesgo de fuga HazOp

Riesgo de contaminación ambiental HazOp Riesgo de desprendimiento de charnela posterior HazOp

Riesgo de lesiones y/o pérdidas humanas HazOp Posible accionamiento del sistema de paro por

emergencia HazOp

Riesgo de incendio HazOp Riesgo de explosión HazOp

Riesgo de formación de nube tóxica HazOp

Lanzador de diablos YA-HR-2220

Contaminación ambiental HazOp Riesgo de fuga y/o ruptura HazOp

Riesgo de contaminación ambiental HazOp Posible diferimiento de producción HazOp

Diferimiento de producción HazOp Contaminación ambiental HazOp


Riesgo de formación de nube tóxica HazOp Riesgo de lesiones y/o pérdidas humanas HazOp

Riesgo de conflictos sociales HazOp

Oleogasoducto de 12”Ø x 11,208 km

(Línea de descarga del lanzador de diablos

YA-HR-2220 a receptor de diablos

PC-HR-2000)

Pérdidas económicas HazOp Fuente: HazOp; Abril, 2004.

Tabla VI.2-10 Riesgos identificados en los Oleogasoductos PM-1 y PM-2 (Continuación)

Ubicación Riesgo identificado Origen Riesgo de fuga HazOp

Riesgo de desprendimiento de charnela posterior HazOp Riesgo de lesiones y/o pérdidas humanas HazOp

Diferimiento de producción HazOp Contaminación ambiental HazOp


Riesgo de formación de nube tóxica HazOp Riesgo de lesiones y/o pérdidas humanas HazOp

Receptor de diablos PC-HR-2000

Riesgo de conflictos sociales HazOp






Pérdidas económicas HazOp * Fuente: HazOp; Abril, 2004.

En todos los casos se reportaron problemas operativos, sin embargo no se presentan

dentro de estas Tablas al no representar un riesgo a las instalaciones. El reporte completo

de la aplicación de dichas metodologías se presenta en el Anexo H.

En lo que respecta al retiro de la Superestructura e hincado de las Plataformas PM-1 y

PM-2, los mayores riesgos identificados son de índole económico (Daños o pérdida de la

superestructura, chalán, grúa, barco grúa, a instalaciones cercanas y al patio de

fabricación), aunque también se identificó el riesgo de lesiones y/o pérdida de vidas

humanas, en caso de que ocurriera la pérdida de alguno de los equipos/instalaciones que

forman parte de dicho proceso. Por último, se identificó que existe el riesgo de daños a

la línea submarina cercana con riesgo de fuga de producto al momento de efectuar el

izaje de la subestructura.

Durante las operaciones de proceso de las Plataformas PM-1 y PM-2 los riesgos

identificados fueron principalmente la fuga de producto, de la cual pudiera llegar a

generar un derrame al mar (Contaminación ambiental), un incendio, una explosión y/o la

formación de nube tóxica, con el consecuente riesgo de lesiones y/o pérdida de vidas

humanas. Otro riesgo identificado fue pérdidas económicas.

Por último, en el análisis efectuado a los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y

3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la

batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101

, los riesgos identificados fueron principalmente la fuga de producto, de la cual pudiera

llegar a generar un derrame al mar (Contaminación ambiental, principalmente en la parte

submarina del ducto), un incendio, una explosión y/o la formación de nube tóxica, con el

consecuente riesgo de lesiones y/o pérdida de vidas humanas (en el tramo terrestre del






ducto). Otros riesgos identificados fueron riesgo de conflictos sociales y pérdidas

económicas.

Jerarquización de riesgos identificados

Para realizar la jerarquización de riesgos del Estudio de Riesgo en Nivel 3, Campo

Yaxche; se han tomado como referencia los siguientes documentos:

Procedimiento para el Análisis de Riesgo en los Procesos, del Manual de

Procedimientos

270-22100-SI-212-0005, emitido el mes de Mayo del 2000 por la Subdirección

Región Marina Suroeste, Gerencia de Seguridad Industrial y Protección

Ambiental.

Protocolo de Administración del Análisis de Riesgos en los Procesos de la

Subdirección Región Marina Suroeste; Gerencia de Seguridad Industrial y

Protección Ambiental.

Técnica de Revisión de los Riesgos en la Instalación (FRR, Facility Risk Review).

Lineamiento 250-22100-SI-212-0001 para la Determinación del Nivel de Riesgo

Tolerable en Instalaciones de Proceso de la Región Marina Noreste; Gerencia de

Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

Así como la experiencia del grupo multidisciplinario de trabajo encargado de la

elaboración del presente estudio y los resultados obtenidos a través del What if…? y del

HazOp aplicados a las instalaciones pertenecientes al Campo Yaxche. La técnica de

Revisión de los Riesgos en la Instalación tiene gran importancia debido a que el uso

apropiado de la misma permite localizar los riesgos más importantes que se pueden

presentar sobre la seguridad del personal, la población, el medio ambiente, la

producción, y el equipo/instalación. Esta es una técnica cuantitativa simplificada de

análisis de riesgos en los procesos que utiliza los escenarios de accidentes potenciales

clasificados y evaluados para luego clasificarlos y jerarquizarlos.






Los objetivos de la técnica FRR son:

Identificar, evaluar y clasificar los riesgos más importantes con el potencial de

ocasionar daños al personal de la planta, la población, el medio ambiente, la

producción y el equipo/instalación.

Desarrollar recomendaciones para reducir los riesgos identificados.

Identificar los procesos y las áreas más importantes que requieren de una

evaluación más detallada para determinar las medidas más efectivas destinadas a

reducir el riesgo.

Procedimiento de jerarquización mediante la técnica de Revisión de Riesgos en la

Instalación (Facility Risk Review, FRR)

Está técnica jerarquiza el riesgo utilizando categorías de frecuencia y de consecuencia

para poder analizar los escenarios de accidentes potenciales identificados y evaluados

posterior a la aplicación de una metodología de identificación de riesgos. Dicha técnica

se aplica de acuerdo al requerimiento específico del Procedimiento para el Análisis de

Riesgo en los Procesos 270-22100-SI-212-0005 y el Protocolo de Administración del

Análisis de Riesgos en los Procesos de la Subdirección Región Marina Suroeste;

Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

Para asignar los valores de las variables de frecuencia y consecuencia se tomaron como

base la

Tabla VI.2-11 y para la ponderación de la consecuencia se tomó la Tabla VI.2-12 que

forman parte de la jerarquización de riesgos relacionados con la operación de las

plataformas en el Lineamiento

250-22100-SI-212-0001 para la Determinación del Nivel de Riesgo Tolerable en

Instalaciones de Proceso de la Región Marina Noreste.






Tabla VI.2-11 Ponderación de Frecuencias

Categoría de

frecuencia

Tiempo promedio entre sucesos

(años)

Frecuencia (por año)

Estimación puntual (por

año) Comentario

6 < 1,0 > 1,0 3,2 Se espera que ocurra varias veces en 1 año

5 1,0 – 10,0 10,0-1 – 1,0 3,2 x 10-1 Se espera que ocurra algunas veces en 10 años

4 10,0 – 100,0 10,0-2 – 10,0-1 3,2 x 10-2

Se espera que ocurra no más de una vez en 10 años pero existe más del 50,0 % de probabilidad de que ocurra al menos una vez

3 100,0 – 1 000,0 10,0-3 – 10,0-2 3,2 x 10-3

No se espera de que ocurra en 10 años (menos del 10,0 % de probabilidad)

2 1 000,0 – 100 000,0 10,0-5 – 10,0-3 1,0 x 10-4

No se espera de que ocurra en 100 años (menos del 10,0 % de probabilidad)

1 > 100 000,0 < 10,0-5 1,0 x 10-6 No se espera de que ocurra en 10 000 años (menos del 10,0 % de probabilidad)

Fuente: PEP-RMNE; Elemento 12 del SIASPA

Tabla VI.2-12 Ponderación de Consecuencias

Categoría

Daños al personal

Efecto en la población Impacto ambiental

Pérdida de producción [USD]

Daños a la instalación

[USD]

6

Heridas o daños físicos que pueden resultar en mas de 15 fatalidades.

Heridas o daños físicos que pueden resultar en mas de 100 fatalidades.

Fuga o derrame externo que no se pueda controlar en una semana.

Mayor de 50 MM

Mayor de 50 MM

5

Heridas o daños físicos que pueden resultar de 4 a 15 fatalidades.


Fuga o derrame externo que se pueda controlar en una semana.

De 15 MM a 50 MM

De 15 MM a 50 MM

4

Heridas o daños físicos que pueden resultar en hasta 3 fatalidades.


Fuga o derrame externo que se pueda controlar en un día.

De 5 MM a 15 MM

De 5 MM a 15 MM

3

Heridas o daños físicos que generan suspensión laboral.

Heridas o daños físicos que pueden resultar en hasta 3 fatalidades. Evento que requiere de hospitalización en “large-scale”.

Fuga o derrame externo que se pueda controlar en algunas horas.

De 500 mil a 5 MM

De 500 mil a 5 MM

2 Heridas o daños físicos reportables

Heridas o daños físicos reportables y/o

Fuga o derrame externo que se pueda

De 250 mil a 500 mil

De 250 mil a 500 mil






Categoría

Daños al personal

Efecto en la población Impacto ambiental

Pérdida de producción [USD]

Daños a la instalación

[USD] y/o que se atienden con primeros auxilios.

que se atienden con primeros auxilios. Evento que requiere de evacuación. Ruidos, olores e impacto visual que se pueden detectar.

controlar en menos de una hora (incluyendo el tiempo para detectar).

1 No se esperan heridas o daños físicos.

No se esperan heridas o daños físicos. Ruidos, olores e impacto visual imperceptibles.

No hay fuga o derrame externo.

Hasta 250 mil

Hasta 250 mil

* Fuente: PEP-RMNE; Elemento 12 del SIASPA

Dichas Tablas cumplen con los criterios establecidos en el lineamiento PEP-RMNE

250-22100-SI-212-0001 de Enero de 2003 y el Protocolo de Administración del Análisis

de Riesgos en los Procesos de la Subdirección Región Marina Suroeste; Gerencia de

Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

Frecuencia

Se refiere a la probabilidad de que suceda un evento indeseado, para esto es conveniente

identificar la periodicidad del evento y después seleccionar la frecuencia aplicando una

matriz o un histograma de riesgo.

Consecuencias

La evaluación de consecuencias es una estimación cuantitativa de los efectos de un

accidente determinado. La misma se refiere a los daños que un evento podría ocasionar

en el personal, en el proceso/equipo, el medio ambiente y/o pérdidas económicas. De

manera cualitativa se utiliza una matriz o un histograma en los que se definen los rangos

para los daños potenciales. La técnica FRR toma en cuenta muchos accidentes. Una vez

que todos estos accidentes han sido categorizados con respecto a las consecuencias y a

las frecuencias, existen diferentes maneras de representarlos de forma gráfica. Para el

presente estudio, se han elegido dos maneras de representación: (a) Matriz de riesgos y






(b) Histograma de riesgos. Para representar una matriz de riesgo se debe tomar en cuenta

las diferentes categorías que presenta la Tabla VI.2-12 (ponderación de consecuencias),

esto significa que el resultado se ve representado en cinco (5) matrices de riesgo (una

por cada categoría de consecuencia). En la Tabla VI.2-13 se presenta un ejemplo de una

matriz de riesgo la cual representa la consecuencia del tipo Impacto Ambiental. Por otra

parte, el histograma de riesgos es un gráfico que presenta la frecuencia total de los

accidentes identificados para cada categoría de consecuencia (se representan cinco

histogramas). El histograma de riesgo se obtiene de la matriz de riesgos mediante el

siguiente procedimiento: (1) multiplicando los accidentes ubicados en cada celda de la

matriz por una frecuencia de referencia para accidentes en esa celda (para estimar la

frecuencia total de esa celda) y (2) sumando los productos resultantes de las frecuencias

en las celdas de cada categoría de consecuencias (es decir, cada columna en la matriz de

riesgo). La frecuencia de referencia utilizada en cada categoría es el promedio

geométrico de los límites superior e inferior de la categoría de frecuencia, es decir: (fi *

fs)0,5. El histograma de riesgos complementa la matriz de riesgos ya que presenta un

resumen del riesgo total por categoría de consecuencia. En la Gráfica VI.2-1 se presenta

un ejemplo de un histograma el cual representa la consecuencia del tipo Impacto

Ambiental. De acuerdo con los resultados del estudio (lo cual se encuentra plantaedo en

el Lineamiento de PEP RMNE 250-22100-SI-212-0001 de Enero de 2003), los criterios

de INTOLERABILIDAD (línea de tolerabilidad de riesgo) para los histogramas de

riesgo son los siguientes (Tipo de criterio y rango):

Daños al personal 10-1 a 10-6

Daños a la población 10-3 a 10-7

Impacto ambiental 10-2 a 10-5

Pérdidas de producción 1 a 10-5

Daños a las instalaciones 1 a 10-5






Tabla VI.2-13 Ejemplo de una Matriz de Riesgo del Tipo

de Consecuencia de Impacto Ambiental

Gráfica VI.2-1 Ejemplo de un Histograma de Riesgo

de Consecuencia de Impacto Ambiental

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6Categoría de consecuencia

Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño)

Categoría de Consecuencia

1 2 3 4 5 6

>1 6

10-1 -1 1 5

10-2–10-1 4 4

10-3–10-2 2 2 3

10-5–10-3 10 5 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 2 1 1

Categoría de Frecuencias






Ponderación de frecuencias y consecuencias

La Tabla VI.2-14 presenta los valores de ponderación de frecuencias y ponderación de

las consecuencias para el procedimiento de retiro de la plataforma y el hincado de las

Plataformas PM-1 y PM-2.

Tabla VI.2-14 Categorización de Riesgos Identificados en el Retiro de la

Superestructura e Hincado de PM-1 y PM-2

Ubicación Riesgo identificado Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P

Riesgo de pérdida total de

superestructura

Falla el sistema de izaje por error en los cálculos de

ingeniería, falla del material o una mala aplicación del

procedimiento de izaje

2 1 4 1 4 4

Riesgo de daño o pérdida de la

subestructura y/o chalán




2 1 4 1 4 4

Riesgo de lesiones y/o pérdidas humanas




2 1 4 1 1 2


superestructura

Falla la grúa por error en los cálculos de ingeniería,

falla del material, falla mecánica o una mala

aplicación del procedimiento

2 1 4 1 4 4






2 1 4 1 4 4





2 1 4 1 1 2

Retiro y Transporte de Superestructur

a

Riesgo de daños a grúa y a barco grúa




2 1 4 1 1 4







Posible daño de la superestructura

Falla algún elemento temporal de rigidización

por error en los cálculos de ingeniería, falla del material

o una mala aplicación del procedimiento de

instalación

2 1 3 1 3 3

Posibles trabajos adicionales para la transportación de la

superestructura




instalación

2 1 1 1 1 2

Frec.= Frecuencia, I.A. = Impacto Ambiental; D.P. = Daño Personas; E.PB = Efectos en la Población; D.I. = Daño Instalación; P.P. = Pérdidas de Producción M.R=Maginutud del Riesgo


Superestructura e Hincado de PM-1 y PM-2 (Continuación) Ubicación Riesgo identificado Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P

Riesgo de pérdida de superestructura

Falla el marco de arrastre por error en los cálculos de ingeniería, falla del material


fabricación

2 1 4 1 4 4

Riesgo de pérdida de chalán



fabricación

2 1 4 1 4 4




fabricación

2 1 4 1 1 2


a

Posibles daños a las instalaciones

existentes de PEMEX



fabricación

2 1 1 1 3 3








Falla el transporte por error en los cálculos de

ingeniería, falla del material, mal tiempo o falla

mecánica de los remolcadores

2 1 4 2 4 4





2 1 4 2 4 4





2 1 4 2 1 2


existentes de PEMEX




2 1 1 1 3 3

Riesgo de daños o pérdida de

superestructura

Falla el arrastre a patio por error en los cálculos de

ingeniería, falla del material, mal

procedimiento de arrastre o falla mecánica de los equipos de arrastre

2 1 4 2 4 5

Riesgo de daños a chalán




2 1 2 1 2 2

Frec.= Frecuencia, I.A. = Impacto Ambiental; D.P. = Daño Personas; E.PB = Efectos en la Población; D.I. = Daño Instalación; P.P. = Pérdidas de Producción, M.R=Maginutud del Riesgo


Superestructura e Hincado de PM-1 y PM-2 (Continuación) Ubicación Riesgo identificado Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P


a Riesgo de lesiones

y/o pérdidas humanas Falla el arrastre a patio por

error en los cálculos de ingeniería, falla del

material, mal procedimiento de arrastre o

2 1 4 2 1 2






Ubicación Riesgo identificado Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P falla mecánica de los equipos de arrastre

Daño a instalaciones del patio




2 1 2 1 3 3

Posibles daños a la superestructura

El corte de los pilotes y/o conductores no es el

adecuado debido a una falla en los equipos de corte o un mal procedimiento de corte

2 1 3 1 2 2




1 1 4 1 2 2

Riesgo de desestabilización de

la embarcación

Estrobos o grilletes inadecuados. 1 1 1 1 1 1

Posibles daños a la estructura

transportada y daños al personal

Aplicación incorrecta del procedimiento respectivo 1 1 4 1 5 5

Posibles daños a los equipos transportados

y al personal de la embarcación

Pronóstico del tiempo desfasado conforme al

procedimiento 1 1 4 1 5 5


la embarcación Tormenta en la zona 1 1 3 1 3 3




procedimiento 1 1 4 1 5 5


Deficiente inspección del lecho marino 1 5 1 1 1 3

Aumento del riesgo operativo de la

instalación Error humano 1 5 5 1 5 5


Deficiente inspección de la subestructura por parte del asegurador marino a cargo

1 1 4 1 5 5



No seguir procedimientos de soldadura adecuados 1 1 4 1 5 5







Tabla VI.2-14 Categorización de Riesgos Identificados en el Retiro de la Superestructura e Hincado de PM-1 y PM-2 (Continuación)

Ubicación Riesgo identificado Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P Posibles daños a la

estructura de la embarcación y daños

al personal

Dispositivos hidráulicos fuera de especificaciones 1 1 4 1 5 5


subestructura

Falta de verificación de los resultados de prueba de los

dispositivos. 1 1 1 1 1 1

Retraso en los trabajos Falla del material 1 1 1 1 1 1

Retraso en los trabajos

Falla del material o tiempo de curado 1 1 1 1 1 1


estructura

Estudio geológico deficiente 1 1 4 1 5 5

Posible fracturamiento del

pilote

Estudio geológico deficiente 1 1 4 1 5 5

Posibles daños a la estructura/daños al

personal Falla del material de amarre 1 1 4 1 5 5

Posibles daños a la estructura Error humano 1 1 4 1 5 5


Interpretación errónea de los planos de ingeniería 1 1 1 1 1 1

Riesgo de daños a la estructura/posibles daños al personal

Error humano 1 1 4 1 5 5


Equipo en mal estado/falla propia del equipo 1 1 1 1 1 1

Riesgos de daño a la superestructura

Equipo en mal estado/falla propia del equipo 1 1 4 1 5 5

Riesgo de daños a la plataforma Error humano 1 1 4 1 5 5


Falta de supervisión durante la fabricación 1 1 1 1 1 1

Riesgo de daños a la subestructura Error humano 1 1 4 1 5 5

Retrasos en los trabajos

Deficiente ingeniería de proyecto 1 1 1 1 1 1

Hincado de pilotes de la subestructura


personal Error humano 1 1 4 1 5 5







En la Tabla VI.2-15 se presentan los valores de ponderación de frecuencias y

ponderación de las consecuencias para la evaluación de los procesos de las plataformas

PM-1 y PM-2.

Tabla VI.2-15 Categorización de Riesgos Identificados en la Plataforma de perforación

Marina

Ubicación Consecuencia Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P

Riesgo de fuga e incendio

Mas presión ocasionada por falla a apertura en el CHA del pozo que está en medición o cierre de la

válvula SDV-4046

3 2 1 1 1 1

Riesgo de incendio Fuga o ruptura ocasionada por

sobrepresión, falla en los materiales o impacto accidental

3 3 3 1 2 2

Riesgo de Explosión

Fuga o ruptura ocasionada por sobrepresión, falla en los materiales

o impacto accidental 2 4 4 1 3 3

Riesgo de Formación de nube

tóxica



Cabezal de Prueba

Contaminación ambiental




Mas presión ocasionada por falla a apertura en el CHA del pozo que

está en medición o falla a cierre de la válvula de bloqueo, o de la XV-

4043 o de la SDV-4052

2 4 3 1 3 4

Pérdidas económicas

No flujo ocasionado por ruptura de la tubería, falla en la consola de

control de pozos o falla del sistema neumático

2 4 1 1 3 5



2 4 5 1 5 6





tóxica



Cabezal de Producción

Contaminación Ambiental









Riesgo de fugas en empaques y accesorios

Mas presión debido a mala calibración de la PSV, válvulas aguas abajo cerradas o mayor

presión en el cabezal de producción

3 2 1 1 1 1

Falla del recipiente



2 1 1 1 3 3

Separador de Prueba

YA-FA-1110

Falla en los sistemas de control PV-4108

y LV-4003

Flujo inverso ocasionado por represionamiento en la descarga o

baja de presión en el separador 4 1 1 1 2 2

Frec.= Frecuencia, I.A. = Impacto Ambiental; D.P. = Daño Personas; E.PB = Efectos en la Población; D.I. = Daño Instal2ación; P.P. = Pérdidas de Producción, M.R=Maginutud del Riesgo

Tabla VI.2-15 Categorización de Riesgos Identificados en la Plataforma De Perforación Marina (Continuación)


Arrastre de líquidos en la corriente de

gas

Más nivel ocasionado por descalibración del LIT-4001 y del

LSHL-4001, falla a cierre de la válvula LV-4003, Mayor flujo en la entrada de separador o flujo inverso

5 1 1 1 1 1

Arrastre de gas en la corriente de líquido

Menos nivel ocasionado por falla a cierre de la SDV-4046,

descalibración del LIT-4001 y del LSHL-4001, falla en la apertura de

la LV-4003 o fuga o ruptura en línea o accesorios

5 1 1 1 1 1



3 3 3 1 3 3





tóxica



Separador de prueba

YA-FA-1110




Sistema de drenajes Riesgo de fuga

Mas presión ocasionado por falla de la PSV-4109, sobrepresión en la

alimentación o descarga bloqueada 2 3 1 1 1 1







Arrastre de líquidos a venteo

Más nivel ocasionado por falla en el LSHL-4015 o en la LV-4015, falla en el sistema neumático durante la

operación del drenaje, sobreflujo en la alimentación o la descarga de

líquidos bloqueada

4 1 1 1 1 1



3 3 1 1 2 2

Riesgo de explosión Fuga o ruptura ocasionada por


2 3 2 1 2 2

Riesgo de formación de nube

tóxica






Accionar el sistema de nitrógeno Falla del sistema de aire 2 1 1 1 1 1

Sistema neumático Posible

accionamiento del paro por emergencia

Falla del sistema de nitrógeno 2 1 1 1 1 1

Frec.= Frecuencia, I.A. = Impacto Ambiental; D.P. = Daño Personas; E.PB = Efectos en la Población; D.I. = Daño Instal2ación; P.P. = Pérdidas de Producción, M.R=Maginutud del Riesgo






Tabla VI.2-15 Categorización de Riesgos Identificados en la Plataforma De Perforación Marina (Continuación)


Posible activación del sistema de gas

amargo Falla del sistema de nitrógeno 2 1 1 1 1 1

Posible reactivación del sistema de aire Falla del sistema de nitrógeno 2 1 1 1 1 1

Daño a cabezales e instrumentos

Operación continua del sistema de gas amargo 2 1 1 1 1 1

Riesgo de fuga de gas amargo


Riesgo de confinamiento de

gas tóxico en áreas cerradas


Posible accionamiento del sistema de paro por

emergencia

Falla del sistema de interlock 2 1 1 1 1 1

Riesgo de formación de

mezcla explosiva de la tubería de instrumentos

Falla del sistema de interlock 2 3 4 1 2 4

Incendio Formación de mezcla explosiva en la tubería del sistema 2 3 4 1 2 4

Daño a instalaciones y/o

equipo

Formación de mezcla explosiva en la tubería del sistema 2 1 2 1 2 4

Riesgo de pérdidas humanas


Sistema neumático




En la Tabla VI.2-16 se presentan los valores de ponderación de frecuencias y consecuencias para los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101

.






Tabla VI.2-16 Categorización de Riesgos Identificados en los oleogasoductos de 12” Ø x

11,164.5 km


Riesgo de fuga

Más presión originada por falla a cierre de válvulas corriente abajo,

falla a apertura de válvula de alimentación, falla en la PSV-4104 o por obstrucción corriente abajo

(diablo atorado)

4 2 2 1 2 2

Lanzador de diablos

YA-HR-2220 Riesgo de

contaminación ambiental



(diablo atorado)

4 2 2 1 2 2


Tabla VI.2-16 Categorización de Riesgos Identificados en los oleogasoductos de 12” Ø x

11,164.5 km


Riesgo de desprendimiento de charnela posterior



(diablo atorado)

4 2 4 1 3 3

Riesgo de lesiones y/o pérdidas

humanas



(diablo atorado)

4 2 4 1 3 3


emergencia

No flujo ocasionado por ruptura total de la línea de pateo o falla a cierre total de la válvula de pateo

4 1 1 1 2 2



4 3 4 1 3 3



2 3 4 1 4 4

Lanzador de diablos

YA-HR-2220


tóxica











Riesgo de fuga y/o ruptura

Más presión ocasionado por descarga de los oleogasoductos bloqueada o mayor presión en el

cabezal de producción

2 5 3 3 3 5

Riesgo de contaminación

ambiental



2 5 3 3 2 5

Posible diferimiento de producción



1 1 1 1 1 5

Diferimiento de producción

No flujo ocasionado por ruptura total del ducto, cierre de las

plataformas PM-1 y PM-2 o cierre total de válvulas aguas arriba

3 1 1 1 1 5


Fuga o ruptura ocasionada por sobrepresión, falla en los

materiales, impacto accidental, impacto de ancla de embarcación o

robo o sabotaje

3 5 3 3 3 5

Riesgo de incendio



robo o sabotaje

3 4 4 3 3 5

Oleogasoducto de 12”Ø x 11,208 km

Riesgo de explosión



robo o sabotaje

2 4 5 5 3 5


Tabla VI.2-16 Categorización de Riesgos Identificados en los oleogasoductos de 12” Ø x 11,164.5km (Continuación)



tóxica



robo o sabotaje

2 3 4 3 2 5 Oleogasoducto de 12”Ø x 11,208 km


humanas



robo o sabotaje

2 1 4 4 1 3






Riesgo de conflictos sociales



robo o sabotaje

3 5 1 2 1 2




robo o sabotaje

3 1 1 1 1 5

Riesgo de fuga

Más presión ocasionada por cierre de la válvula de 12” de producción y/o la válvula de 10" sobre la línea

de pateo, deficiente seguimiento del procedimiento operativo o falla de

la PSV-2000

4 2 2 2 1 1




la PSV-2000

4 2 4 2 1 1


humanas



la PSV-2000

4 1 4 2 1 2


No flujo ocasionado por atoramiento de diablo, ruptura total del ducto o deficiente seguimiento

del procedimiento operativo

2 1 1 1 1 5






4 3 3 2 2 2

Receptor de diablos

PC-HR-2000



2 3 4 2 2 3


Tabla VI.2-16 Categorización de Riesgos Identificados en los oleogasoductos de 12” Ø x 11,164.5 km (Continuación)








tóxica




humanas






Receptor de diablos

PC-HR-2000





Como se explicó con anterioridad, una vez categorizados los riesgos, estos se presentan

en forma de matrices e histogramas de riesgo. De la Tabla VI.2-17 a la Tabla VI.2-21 se

presentan las matrices de riesgos del retiro de la superestructura e hincado de las

Plataformas PM-1 y PM-2, mientras que en las Gráficas VI.2-2 a la VI.2-6 se presentan

los histogramas de riesgo correspondientes.

Tabla VI.2-17 Matriz de Riesgo de Impacto Ambiental del retiro e hincado

Plataformas PM-1 y PM-2

Tabla VI.2-18 Matriz de Riesgo para los Daños al Personal del retiro e

hincado Plataformas PM-1 y PM-2 Categoría de Consecuencia Categoría de Consecuencia

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 7 4 10-2–10-

1 3 4 4

10-3–10-2 1 3 10-3–10-

2 1 3

10-5–10-3 13 2 10-5–10-

3 2 2 1 8 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 26 2 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 10 1 16 1 1







Tabla VI.2-21 Matriz de Riesgo para la Pérdida de Producción del retiro e

hincado Plataformas

Gráfica VI.2-2 Histograma de Riesgo el Impacto Ambiental del retiro e hincado

Plataformas Categoría de Consecuencia 1 2 3 4 5 6

>1 6 10-1 -1 5

10-2–10-1 7 4 10-3–10-2 1 3 10-5–10-3 5 3 4 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 9 1 2 16 1


0,25 0,5 5 15 50 100 Pérdida esperada x accidente

(MILLONES DE DÓLARES)

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6

Categoría de consecuencia

Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

Tabla VI.2-19 Matriz de Riesgo para los Efectos en la Población del retiro e

hincado Plataformas

Tabla VI.2-20 Matriz de Riesgo para los Daños a la Instalación del retiro e

hincado Plataformas Categoría de Consecuencia Categoría de Consecuencia

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 2 5 4 10-2–10-

1 7 4

10-3–10-2 1 3 10-3–10-

2 1 3

10-5–10-3 8 5 2 10-5–10-

3 3 2 3 5 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 27 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

) <10-5 9 2 1 16 1


0,25 0,5 5 15 50 100

Pérdida esperada x accidente (MILLONES DE DÓLARES)






Gráfica VI.2-3 Histograma de Riesgo para los Daños al Personal del retiro e

hincado Plataformas

Gráfica VI.2-4 Histograma de Riesgo para los Efectos en la Población del

retiro e hincado Plataformas

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

Gráfica VI.2-5 Histograma de Riesgo para los Daños a la instalación del retiro

e hincado Plataformas

Gráfica VI.2-6 Histograma de Riesgo para las Pérdidas De Producción del


1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño






De la Tabla VI.2-22 a la Tabla VI.2-26 se presentan las matrices de riesgos de las

Plataformas PM-1 y PM-2, mientras que en las Gráficas VI.2-7 a la VI.2-11 se presentan

los histogramas de riesgo correspondientes.

Tabla VI.2-22 Matriz de Riesgo de Impacto Ambiental de la Plataformas

Tabla VI.2-23 Matriz de Riesgo para los Daños al Personal de la

Plataformas Categoría de Consecuencia Categoría de Consecuencia

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 2 5 10-1 -1 2 5

10-2–10-1 2 4 10-2–10-

1 2 4

10-3–10-2 4 7 3 10-3–10-

2 6 1 4 3

10-5–10-3 9 9 5 2 10-5–10-

3 11 3 2 6 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1C

ategoría de Frecuencias

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1







Tabla VI.2-24 Matriz de Riesgo para los Efectos en la Población de la Plataformas

Tabla VI.2-25 Matriz de Riesgo para los Daños a la Instalación de la


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 2 5 10-1 -1 2 5

10-2–10-1 2 4 10-2–10-

1 1 1 4

10-3–10-2 11 3 10-3–10-

2 8 2 1 3

10-5–10-3 23 2 10-5–10-

3 10 6 5 1 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

) <10-5 1 1


0,25 0,5 5 15 50 100







Tabla VI.2-26 Matriz de Riesgo para la Pérdida de Producción de la

Plataformas Gráfica VI.2-7 Histograma de Riesgo el

Impacto Ambiental de la Plataformas

Categoría de Consecuencia 1 2 3 4 5 6

>1 6 10-1 -1 2 5

10-2–10-1 1 1 4 10-3–10-2 8 2 1 3 10-5–10-3 10 2 2 7 1 1 2

frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1




1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6

Categoría de consecuenciaFr

ecue

ncia

(eve

ntos

por

año

Gráfica VI.2-8 Histograma de Riesgo para los Daños al Personal de la Plataformas

Gráfica VI.2-9 Histograma de Riesgo para los Efectos en la Población de la

Plataformas

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño






Gráfica VI.2-10 Histograma de Riesgo

para los Daños a la instalación de la Plataformas

Gráfica VI.2-11 Histograma de Riesgo para las Pérdidas De Producción de la

Plataformas

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

. De la Tabla VI.2-27 a la Tabla VI.2-31 se presentan las matrices de riesgos de los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101, mientras que en las Gráficas VI.2-12 a la VI.2-16 se presentan los histogramas de riesgo correspondientes.






Tabla VI.2-27 Matriz de Riesgo de Impacto Ambiental de los

Oleogasoductos

Tabla VI.2-28 Matriz de Riesgo para los Daños al Personal de los

Oleogasoductos Categoría de Consecuencia Categoría de Consecuencia

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 2 9 3 4 10-2–10-

1 3 4 1 6 4

10-3–10-2 2 1 2 3 10-3–10-

2 3 1 1 3

10-5–10-3 2 6 1 2 2 10-5–10-

3 2 4 4 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

) <10-5 1 1


Tabla VI.2-29 Matriz de Riesgo para los Efectos en la Población de los

oleogasoductos

Tabla VI.2-30 Matriz de Riesgo para los Daños a la Instalación de los

oleogasoductos Categoría de Consecuencia Categoría de Consecuencia

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 6 8 4 10-2–10-

1 6 5 3 4

10-3–10-2 2 1 2 3 10-3–10-

2 3 2 3

10-5–10-3 4 2 3 1 1 2 10-5–10-

3 4 4 2 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


0,25 0,5 5 15 50 100







Tabla VI.2-31 Matriz de Riesgo para la Pérdida de Producción de los

oleogasoductos

Gráfica VI.2-12 Histograma de Riesgo de Impacto Ambiental de los

oleogasoductos Categoría de Consecuencia 1 2 3 4 5 6

>1 6 10-1 -1 5

10-2–10-1 3 8 3 4 10-3–10-2 1 4 3 10-5–10-3 2 1 2 1 5 2

frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1




1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño






Gráfica VI.2-13 Histograma de Riesgo para los Daños al Personal de los

oleogasoductos

Gráfica VI.2-14 Histograma de Riesgo para los Efectos en la Población de los

oleogasoductos 1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

Gráfica VI.2-15 Histograma de Riesgo para los Daños a la instalación de los

oleogasoductos

Gráfica VI.2-16 Histograma de Riesgo para las Pérdidas De Producción de los

oleogasoductos

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño

1.00E-07

1.00E-06

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1 2 3 4 5 6


Frec

uenc

ia (e

vent

os p

or a

ño






Criterios de Riesgo

Posterior a la elaboración de las matrices y los histogramas, se realiza una comparación

con los criterios establecidos a través de una matriz de daños trazándolos sobre las

gráficas para determinar el nivel de riesgo de la instalación.

Para llevar a cabo lo anterior, se tomaron como referencia las matrices e histogramas del

Lineamiento 250-22100-SI-212-0001 para la Determinación del Nivel de Riesgo

Tolerable en Instalaciones de Proceso de la Región Marina Noreste, que cumplen con

los criterios establecidos en el Procedimiento para el Análisis de Riesgo en los Procesos

270-22100-SI-212-0005 y el Protocolo de Administración del Análisis de Riesgos en los

Procesos de la Subdirección Región Marina Suroeste; Gerencia de Seguridad Industrial

y Protección Ambiental.

Estas matrices también se apegan al elemento 12 del SIASPA (que toma como base los

criterios utilizados por el AIChE [Instituto Americano de Ingenieros Químicos]) y

permite visualizar de manera rápida tanto los eventos de alto riesgo, riesgo medio y los

de bajo riesgo.

La región de “Alto Riesgo” es una zona en la que es necesaria la recomendación de la

implementación de medidas preventivas, de seguridad y mitigación de riesgos para

disminuir la frecuencia o la consecuencia que pueden generar los accidentes. Los

accidentes individuales requieren de análisis más detallados y de recursos adicionales para la

reducción de riesgo. Se considera zona “INTOLERABLE”.

La región “Media”, es un área de tolerancia mínima que existe como área intermedia

entre los riesgos intolerables y los riesgos tolerables, en esta zona se deberá analizar si es

conveniente aplicar acciones correctivas, debido a que representa a los riesgos que se

encuentran presentes dentro de una instalación, por lo que son riesgos con los que día a






día se puede convivir dentro de una instalación que presente actividad altamente

riesgosa. Se considera zona “MEDIA”.

La región de “Bajo Riesgo”, es una zona en la que el riesgo es mínimo, por lo que

remotamente es posible que se presente. Se considera zona “TOLERABLE”.

Es importante mencionar que los criterios para establecer las regiones mencionadas

anteriormente son producto de un estudio efectuado por PEP-RMNE, cuyos principales

objetivos fueron:

Verificar cómo se establecen los niveles de riesgo de las distintas industrias

relacionadas a nivel mundial y las personas involucradas en esta determinación; y

Determinar los niveles de riesgo propios de la RMNE.

De acuerdo con dicho estudio, las bases para establecer los criterios de riesgo fueron: la

comparación de los niveles de riesgo (tolerables, intermedios e intolerables) de diversas

compañías, gobiernos y entidades gubernamentales (tales como British Petroleum,

NOCI, CETESB, Rohm and Haas, DuPont, Holanda, Honk Kong, Venezuela, Gran

Bretaña, USEPA, USFDA, USDOE, USNRC) y bibliografía (principalmente AIChe),

así como la aportación de riesgo por tipo de Instalación de la RMNE.

De acuerdo con los resultados del estudio (lo cual se encuentra plantaedo en el

Lineamiento de PEP RMNE 250-22100-SI-212-0001 de Enero de 2003), los criterios

para las matrices de riesgo son los siguientes:

No se toleran aquellos eventos que tengan la posibilidad de ocurrir más de una vez en un

año y que tengan una o más de las siguientes consecuencias:

Fuga o derrame externo controlable en una hora o más (Impacto ambiental).

Heridas o daños físicos que generen suspensión laboral (Daños al personal).






Pérdidas del orden de 500 mil a 5 millones de dólares (en pérdidas de producción

o en daños a la instalación).

No se toleran aquellos eventos que tengan la posibilidad de ocurrir más de una vez en 10

años y que tengan una o más de las siguientes consecuencias:

Fuga o derrame externo que se requieran un día o más para controlarlo (Impacto

ambiental).

Heridas o daños físicos que puedan generar una o más fatalidades (Daños al

personal).

Pérdidas del orden de 5 a 15 millones de dólares (en pérdidas de producción o en

daños a la instalación).

No se toleran aquellos eventos que tengan la posibilidad de ocurrir una vez en 10 años y

que tengan una o más de las siguientes consecuencias:

Fuga o derrame externo controlable en una semana o más (Impacto Ambiental).

Heridas o daños físicos que puedan generar una o más fatalidades (Daños al

perosnal).

Pérdidas del orden de 15 a 50 millones de dólares (en pérdidas de producción o en

daños a la instalación).

No se toleran aquellos eventos que tengan la posibilidad de ocurrir al menos una vez en

100 años y que tengan una o más de las siguientes consecuencias:

Fuga o derrame externo que no se pueden controlar en una semana (Impacto

ambiental).

Heridas o daños físicos que puedan generar una o mas fatalidades (Daños al

personal).

Pérdidas mayores a 50 millones de dólares (en pérdidas de producción o en daños

a la instalación).






No se toleran eventos que puedan ocasionar fatalidades en la población y que tengan una

posibilidad de ocurrir en 1000 años.

De acuerdo con los resultados del estudio (lo cual se encuentra plantaedo en el

Lineamiento de PEP RMNE 250-22100-SI-212-0001 de Enero de 2003), los criterios de

INTOLERABILIDAD para los histogramas de riesgo son los siguientes (Tipo de criterio

y rango):

Daños al personal 10-1 a 10-6

Daños a la población 10-3 a 10-7

Impacto ambiental 10-2 a 10-5

Pérdidas de producción 1 a 10-5

Daños a las instalaciones 1 a 10-5

Cabe mencionar que dichos valores forman la línea de tolerabilidad de riesgo.

Criterios de riesgo aplicados en Matrices

Los criterios de riesgo se presentan en las siguientes Tablas: la Tabla VI.2-32 muestra el

criterio de riesgo aplicado a la matriz de Impacto Ambiental, la Tabla VI.2-33 muestra el

criterio de riesgo aplicado a la matriz de daños al Personal, la Tabla VI.2-34 muestra el

criterio de riesgo aplicado a la matriz de Efectos en la Población, la Tabla VI.2-35

muestra el criterio de riesgo aplicado a la matriz de Daños a la Instalación y la Tabla

VI.2-36 muestra el criterio de riesgo aplicado a la matriz de Pérdida de Producción.

Criterios de riesgo aplicado en Histogramas

La Gráfica VI.2-17 nos muestra el histograma de Impacto Ambiental, la Gráfica VI.2-18

nos muestra el criterio de riesgo aplicado al histograma de daños al Personal, la Gráfica

VI.2-19 nos muestra el criterio de riesgo aplicado al histograma de Efectos en la

Población, la Gráfica VI.2-20 nos muestra el criterio de riesgo aplicado al histograma de






daños a la Instalación y la Gráfica VI.2-21 nos muestra el criterio de riesgo aplicado al

histograma de Pérdida de Producción.

Fuente: Lineamiento 250-22100-SI-212-0001

Tabla VI.2-32 Matriz de Impacto Ambiental

Tabla VI.2-33 Matriz de Daños al Personal

Categoría de Consecuencia Categoría de Consecuencia

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 4 10-2–10-

1 4

10-3–10-2 3 10-3–10-

2 3

10-5–10-3 2 10-5–10-

3 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1







Tabla VI.2-34 Matriz de Efectos en la Población

Tabla VI.2-35 Matriz de Daños a la Instalación


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 4 10-2–10-

1 4

10-3–10-2 3 10-3–10-

2 3

10-5–10-3 2 10-5–10-

3 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1


0,25 0,5 5 15 50 100



Tabla VI.2-36 Matriz de Pérdida de Producción Gráfica VI.2-17 Histograma de

Impacto Ambiental Categoría de Consecuencia 1 2 3 4 5 6

>1 6 10-1 -1 5

10-2–10-1 4 10-3–10-2 3 10-5–10-3 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1




1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

Frec

uenc

ia (E

vent

os p

or a

ño)







Gráfica VI.2-18 Histograma de Daños al Personal Gráfica VI.2-19 Histograma de Efectos

en la Población 1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

Frec

uenc

ia (E

vent

os p

or a

ño)

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

C o nsecuencia

Gráfica VI.2-20 Histograma de Daños a

la Instalación Gráfica VI.2-21 Histograma de Pérdida de Producción

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

Frec

uenc

ia (E

vent

os p

or a

ño)

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

Frec

uenc

ia (E

vent

os p

or a

ño)


Matrices e Histogramas Co mparativos de Riesgo

A continuación se presentan las matrices de riesgo e histogramas de riesgo, a los cuales

se les ha aplicado los criterios de riesgo una vez ubicados los riesgos identificados. De la

Tabla VI.2-37 a la Tabla VI.2-41 se presentan las matrices de riesgos del retiro de la






superestructura e hincado de lsa Plataformas PM-1 y PM-2, mientras que en las

Gráficas VI.2-22 a la VI.2-26 se presentan los histogramas de riesgo correspondientes.

Tabla VI.2-37 Matriz de Riesgo de Impacto Ambiental del retiro e hincado

Plataformas

Tabla VI.2-38 Matriz de Daños al Personal del retiro e hincado


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 4 10-2–10-

1 4

10-3–10-2 3 10-3–10-

2 3

10-5–10-3 22 2 10-5–10-

3 3 2 2 15 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 25 2 1C

ategoría de Frecuencias

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 9 1 16 1 1







Tabla VI.2-39 Matriz de Efectos en la Población del retiro e hincado

Plataformas

Tabla VI.2-40 Matriz de Daños a la Instalación del retiro e hincado


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 4 10-2–10-

1 4

10-3–10-2 3 10-3–10-

2 3

10-5–10-3 17 5 2 10-5–10-

3 7 2 4 9 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 27 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 9 1 1 16 1


0,25 0,5 5 15 50 100







Tabla VI.2-41 Matriz de Pérdida de Producción del retiro e hincado

Plataformas

Gráfica VI.2-22 Histograma de Riesgo el Impacto Ambiental del retiro e

hincado Plataformas Categoría de Consecuencia 1 2 3 4 5 6

>1 6 10-1 -1 5

10-2–10-1 4 10-3–10-2 3 10-5–10-3 8 4 9 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 8 1 2 16 1




1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

Gráfica VI.2-23 Histograma de Riesgo para los Daños al Personal del retiro e

hincado Plataformas

Gráfica VI.2-24 Histograma de Riesgo para los Efectos en la Población del


1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia






Gráfica VI.2-25 Histograma de Riesgo para los Daños a la instalación del retiro

e hincado Plataformas

Gráfica VI.2-26 Histograma de Riesgo para las Pérdidas De Producción del


1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

De la Tabla VI.2-42 a la Tabla VI.2-46 se presentan las matrices de riesgos de las

plataformas PM-1 y PM-2, mientras que en las gráficas VI.2-27 a la VI.2-31 se

presentan los histogramas de riesgo correspondientes.






Tabla VI.2-46 Matriz de Pérdida de Producción de la Plataformas

Gráfica VI.2-27 Histograma de Riesgo de Impacto Ambiental de la

Plataformas

Tabla VI.2-42 Matriz de Riesgo de Impacto Ambiental de la Plataformas

Tabla VI.2-43 Matriz de Daños al Personal de la Plataformas


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 2 5 10-1 -1 2 5

10-2–10-1 2 4 10-2–10-

1 2 4

10-3–10-2 4 7 3 10-3–10-

2 6 1 4 3

10-5–10-3 9 9 5 2 10-5–10-

3 11 3 2 6 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Tabla VI.2-44 Matriz de Efectos en la Población de la Plataformas

Tabla VI.2-45 Matriz de Daños a la Instalación de la Plataformas


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 2 5 10-1 -1 2 5

10-2–10-1 2 4 10-2–10-

1 1 1 4

10-3–10-2 11 3 10-3–10-

2 8 2 1 3

10-5–10-3 23 2 10-5–10-

3 10 6 5 1 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


0,25 0,5 5 15 50 100







Categoría de Consecuencia 1 2 3 4 5 6

>1 6 10-1 -1 2 5

10-2–10-1 1 1 4 10-3–10-2 8 2 1 3 10-5–10-3 10 2 2 7 1 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1




1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

Frec

uenc

ia (E

vent

os p

or a

ño)

Gráfica VI.2-28 Histograma de Riesgo para los Daños al Personal de la

Plataformas

Gráfica VI.2-29 Histograma de Riesgo para los Efectos en la Población de la

Plataformas

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

Consecuencia

Frec

uenc

ia (E

vent

os p

or a

ño)

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02

1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

1.0E+02

1.0E+03

1 2 3 4 5 6

C o nsecuencia

Gráfica VI.2-30 Histograma de Riesgo para los Daños a la instalación de la

Plataformas

Gráfica VI.2-31 Histograma de Riesgo para las Pérdidas De Producción de la

Plataformas

1.0E+02

1.0E+03

o)

1 0E 01

1.0E+02

1.0E+03

o)






De la Tabla VI.2-47 a la Tabla VI.2-52 se presentan las matrices de riesgos de los

oleogasoductos, mientras que en las Gráficas VI.2-32 a la VI.2-36 se presentan los

histogramas de riesgo correspondientes.

Tabla VI.2-47 Matriz de Riesgo de Impacto Ambiental de los oleogasoductos

Tabla VI.2-48 Matriz de Daños al Personal de los oleogasoductos


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 2 9 3 4 10-2–10-

1 3 4 1 6 4

10-3–10-2 2 1 2 3 10-3–10-

2 3 1 1 3

10-5–10-3 2 6 1 2 2 10-5–10-

3 2 4 4 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1







Tabla VI.2-49 Matriz de Efectos en la Población de los oleogasoductos

Tabla VI.2-50 Matriz de Daños a la Instalación de los oleogasoductos


1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6

>1 6 >1 6

10-1 -1 5 10-1 -1 5

10-2–10-1 6 8 4 10-2–10-

1 6 5 3 4

10-3–10-2 2 1 2 3 10-3–10-

2 3 2 3

10-5–10-3 4 2 3 1 1 2 10-5–10-

3 4 4 2 1 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1


0,25 0,5 5 15 50 100







Tabla VI.2-51 Matriz de Pérdida de Producción de los oleogasoductos

Gráfica VI.2-32 Histograma de Riesgo el Impacto Ambiental de los

oleogasoductos Categoría de Consecuencia 1 2 3 4 5 6

>1 6 10-1 -1 5

10-2–10-1 3 8 3 4 10-3–10-2 1 4 3 10-5–10-3 2 1 2 1 5 2

Frec

uenc

ia

(EV

EN

TO

PO

R A

ÑO

)

<10-5 1 1




1,0E-07

1,0E-06

1,0E-05

1,0E-04

1,0E-03

1,0E-02

1,0E-01

1,0E+00

1,0E+01

1,0E+02

1,0E+03

1 2 3 4 5 6

C o nsecuencia

Gráfica VI.2-33 Histograma de Riesgo para los Daños al Personal de los

oleogasoductos

Gráfica VI.2-34 Histograma de Riesgo para los Efectos en la Población de los

oleogasoductos

1,0E-07

1,0E-06

1,0E-05

1,0E-04

1,0E-03

1,0E-02

1,0E-01

1,0E+00

1,0E+01

1,0E+02

1,0E+03

1 2 3 4 5 6

C o nsecuencia

1,0E-07

1,0E-06

1,0E-05

1,0E-04

1,0E-03

1,0E-02

1,0E-01

1,0E+00

1,0E+01

1,0E+02

1,0E+03

1 2 3 4 5 6

C o nsecuencia






Así mismo, estos criterios se aplican en las Tablas de categorización de riesgos (Tablas

VI.2-14 a la VI.2-16), en la cual también se pueden visualizar los riesgos más

importantes resultantes de la aplicación de la metodología de identificación de riesgos y

la aplicación de la técnica FRR.

En la Tabla VI.2-52 se presenta la aplicación de los criterios de riesgo a los valores de

frecuencias y consecuencias para el procedimiento de retiro de la plataforma y el

hincado de las Plataformas PM-1 y PM-2.

En la Tabla VI.2-53 se presenta la aplicación de los criterios de riesgo a los valores de

frecuencias y consecuencias para la evaluación de los procesos de las plataformas.

Por último, en la Tabla VI.2-54 se presenta la aplicación de los criterios de riesgo a los

valores de frecuencias y consecuencias para los Oleogasoducto 12” Ø x 7+194.5 y

3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la

batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101.

Gráfica VI.2-35 Histograma de Riesgo para los Daños a la instalación de los

oleogasoductos

Gráfica VI.2-36 Histograma de Riesgo para las Pérdidas De Producción de los

oleogasoductos

1,0E-07

1,0E-06

1,0E-05

1,0E-04

1,0E-03

1,0E-02

1,0E-01

1,0E+00

1,0E+01

1,0E+02

1,0E+03

1 2 3 4 5 6

C o nsecuencia

1,0E-07

1,0E-06

1,0E-05

1,0E-04

1,0E-03

1,0E-02

1,0E-01

1,0E+00

1,0E+01

1,0E+02

1,0E+03

1 2 3 4 5 6

C o nsecuencia






Tabla VI.2-52 Aplicación de Criterios de Riesgo a la Categorización de Riesgos Identificados en el Retiro de la Superestructura e Hincado de De Perforación Marina

Ubicación Riesgo identificado Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P R


superestructura




2 1 4 1 4 4 M






2 1 4 1 4 4 M





2 1 4 1 1 2 M


superestructura




2 1 4 1 4 4 M






2 1 4 1 4 4 M





2 1 4 1 1 2 M

Riesgo de daños a grúa y a barco grúa




2 1 4 1 1 4 M

Posible daño de la superestructura




instalación

2 1 3 1 3 3 T


a

Posibles trabajos adicionales para la

Falla algún elemento temporal de rigidización 2 1 1 1 1 2 T






transportación de la superestructura



instalación Frec.= Frecuencia, I.A. = Impacto Ambiental; D.P. = Daño Personas; E.PB = Efectos en la Población; D.I. = Daño Instalación; P.P. = Pérdidas de Producción, R = Resultado.






Tabla VI.2-52 Aplicación de Criterios de Riesgo a la Categorización de Riesgos Identificados en el Retiro de la Superestructura e Hincado de Perforación Marina

(Continuación) Ubicación Riesgo identificado Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I. P.P R




fabricación

2 1 4 1 4 4 M




fabricación

2 1 4 1 4 4 M




fabricación

2 1 4 1 1 2 M


existentes de PEMEX



fabricación

2 1 1 1 3 3 T





2 1 4 2 4 4 M





2 1 4 2 4 4 M





2 1 4 2 1 2 M


a


existentes de PEMEX



mecánica de los

2 1 1 1 3 3 T






remolcadores

Riesgo de daños o pérdida de

superestructura




2 1 4 2 4 5 M

Riesgo de daños a chalán




2 1 2 1 2 2 T

Frec.= Frecuencia, I.A. = Impacto Ambiental; D.P. = Daño Personas; E.PB = Efectos en la Población; D.I. = Daño Instalación; P.P. = Pérdidas de Producción, R = Resultado.












2 1 4 2 1 2 M

Daño a instalaciones del patio




2 1 2 1 3 3 T

Posibles daños a la superestructura



2 1 3 1 2 2 T


a




1 1 4 1 2 2 T


la embarcación

Estrobos o grilletes inadecuados. 1 1 1 1 1 1 T

Posibles daños a la estructura

transportada y daños al personal

Aplicación incorrecta del procedimiento respectivo 1 1 4 1 5 5 T




procedimiento 1 1 4 1 5 5 T


la embarcación Tormenta en la zona 1 1 3 1 3 3 T




procedimiento 1 1 4 1 5 5 T


Deficiente inspección del lecho marino 1 5 1 1 1 3 T


Aumento del riesgo operativo de la

Error humano 1 5 5 1 5 5 T






instalación


Deficiente inspección de la subestructura por parte del asegurador marino a cargo

1 1 4 1 5 5 T











No seguir procedimientos de soldadura adecuados 1 1 4 1 5 5 T

Posibles daños a la estructura de la

embarcación y daños al personal

Dispositivos hidráulicos fuera de especificaciones 1 1 4 1 5 5 T


subestructura

Falta de verificación de los resultados de prueba de los

dispositivos. 1 1 1 1 1 1 T

Retraso en los trabajos Falla del material 1 1 1 1 1 1 T


Falla del material o tiempo de curado 1 1 1 1 1 1 T


estructura

Estudio geológico deficiente 1 1 4 1 5 5 T

Posible fracturamiento del

pilote

Estudio geológico deficiente 1 1 4 1 5 5 T

Posibles daños a la estructura/daños al

personal Falla del material de amarre 1 1 4 1 5 5 T

Posibles daños a la estructura Error humano 1 1 4 1 5 5 T


Interpretación errónea de los planos de ingeniería 1 1 1 1 1 1 T

Riesgo de daños a la estructura/posibles daños al personal

Error humano 1 1 4 1 5 5 T


Equipo en mal estado/falla propia del equipo 1 1 1 1 1 1 T

Riesgos de daño a la superestructura

Equipo en mal estado/falla propia del equipo 1 1 4 1 5 5 T

Riesgo de daños a la plataforma Error humano 1 1 4 1 5 5 T


Falta de supervisión durante la fabricación 1 1 1 1 1 1 T

Riesgo de daños a la subestructura Error humano 1 1 4 1 5 5 T

Retrasos en los trabajos

Deficiente ingeniería de proyecto 1 1 1 1 1 1 T

Hincado de pilotes de la

subestructura


personal Error humano 1 1 4 1 5 5 T







Tabla VI.2-53 Aplicación de Criterios de Riesgo a la Categorización de Riesgos Identificados en la Plataforma De Perforación Marina

Ubicación Consecuencia Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I P.P R



está en medición o cierre de la válvula

SDV-4046

3 2 1 1 1 1 T



3 3 3 1 2 2 T



materiales o impacto accidental 2 4 4 1 3 3 M


tóxica


materiales o impacto accidental 3 2 3 1 1 1 T

Cabezal de Prueba






está en medición o falla a cierre de la válvula de bloqueo, o de la

XV-4043 o de la SDV-4052

2 4 3 1 3 4 T


No flujo ocasionado por ruptura de la tubería, falla en la consola de

control de pozos o falla del sistema neumático

2 4 1 1 3 5 M



2 4 5 1 5 6 M





tóxica



Cabezal de Producción

Contaminación Ambiental



Separador de prueba

YA-FA-1110

Riesgo de fugas en empaques y accesorios



3 2 1 1 1 1 T






Falla del recipiente



2 1 1 1 3 3 T

Falla en los sistemas de control

PV-4108 y LV-4003

Flujo inverso ocasionado por represionamiento en la descarga o

baja de presión en el separador 4 1 1 1 2 2 T







Tabla VI.2-53 Aplicación de Criterios de Riesgo a la Categorización de Riesgos Identificados en la Plataforma De Perforación Marina (Continuación)


Arrastre de líquidos en la

corriente de gas

Más nivel ocasionado por descalibración del LIT-4001 y del

LSHL-4001, falla a cierre de la válvula LV-4003, Mayor flujo en

la entrada de separador o flujo inverso

5 1 1 1 1 1 T

Arrastre de gas en la corriente de

líquido

Menos nivel ocasionado por falla a cierre de la SDV-4046,

descalibración del LIT-4001 y del LSHL-4001, falla en la apertura de

la LV-4003 o fuga o ruptura en línea o accesorios

5 1 1 1 1 1 T



3 3 3 1 3 3 T



materiales o impacto accidental 2 3 4 1 4 4 M


tóxica



Separador de prueba

YA-FA-1110




Riesgo de fuga

Mas presión ocasionado por falla de la PSV-4109, sobrepresión en

la alimentación o descarga bloqueada

2 3 1 1 1 1 T

Arrastre de líquidos a venteo

Más nivel ocasionado por falla en el LSHL-4015 o en la LV-4015,

falla en el sistema neumático durante la operación del drenaje, sobreflujo en la alimentación o la descarga de líquidos bloqueada

4 1 1 1 1 1 T



3 3 1 1 2 2 T





tóxica



Sistema de drenaje




Sistema neumático

Accionar el sistema de nitrógeno Falla del sistema de aire 2 1 1 1 1 1 T






Posible accionamiento del

paro por emergencia

Falla del sistema de nitrógeno 2 1 1 1 1 1 T


Tabla VI.2-53 Aplicación de Criterios de Riesgo a la Categorización de Riesgos

Identificados en la Plataforma De Perforación Marina (Continuación) Ubicación Consecuencia Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I P.P R

Posible activación del sistema de gas

amargo Falla del sistema de nitrógeno 2 1 1 1 1 1 T

Posible reactivación del sistema de aire Falla del sistema de nitrógeno 2 1 1 1 1 1 T

Daño a cabezales e instrumentos

Operación continua del sistema de gas amargo 2 1 1 1 1 1 T

Riesgo de fuga de gas amargo

Operación continua del sistema de gas amargo 2 3 2 1 1 1 T

Riesgo de confinamiento de

gas tóxico en áreas cerradas

Operación continua del sistema de gas amargo 2 3 4 1 1 1 M


emergencia

Falla del sistema de interlock 2 1 1 1 1 1 T

Riesgo de formación de mezcla explosiva

de la tubería de instrumentos

Falla del sistema de interlock 2 3 4 1 2 4 M

Incendio Formación de mezcla explosiva en la tubería del sistema 2 3 4 1 2 4 M

Daño a instalaciones y/o equipo

Formación de mezcla explosiva en la tubería del sistema 2 1 2 1 2 4 T

Riesgo de pérdidas humanas

Formación de mezcla explosiva en la tubería del sistema 2 1 4 1 2 4 M

Sistema neumático


Formación de mezcla explosiva en la tubería del sistema 2 3 1 1 2 2 T


Tabla VI.2-54 Aplicación de Criterios de Riesgo a la Categorización de Riesgos

Identificados en los oleogasoductos 12” Ø x 11,164.5 km Ubicación Consecuencia Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I P.P R






Riesgo de fuga


falla a apertura de válvula de alimentación, falla en la PSV-4104 o

por obstrucción corriente abajo (diablo atorado)

4 2 2 1 2 2 M

Lanzador de diablos

YA-HR-2220 Riesgo de

contaminación ambiental




4 2 2 1 2 2 M







Tabla VI.2-54 Aplicación de Criterios de Riesgo a la Categorización de Riesgos Identificados en los oleogasoductos 12” Ø x 11,164.5 km (Continuación)






4 2 4 1 3 3 I


humanas




4 2 4 1 3 3 I


emergencia

No flujo ocasionado por ruptura total de la línea de pateo o falla a cierre

total de la válvula de pateo 4 1 1 1 2 2 T



4 3 4 1 3 3 I



2 3 4 1 4 4 M


tóxica


o impacto accidental 2 3 3 1 2 2 T

Lanzador de diablos

YA-HR-2220




Riesgo de fuga y/o ruptura



2 5 3 3 3 5 M

Riesgo de contaminación

ambiental



2 5 3 3 2 5 M

Posible diferimiento de producción



2 1 1 1 1 5 M


No flujo ocasionado por ruptura total del ducto, cierre de las Plataformas

PM-1 y PM-2o cierre total de válvulas aguas arriba

1 1 1 1 1 5 T

Oleogasoducto de 12”Ø

X 11,208 km


Fuga o ruptura ocasionada por sobrepresión, falla en los materiales, impacto accidental, impacto de ancla

3 5 3 3 3 5 I






Ubicación Consecuencia Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I P.P R de embarcación o robo o sabotaje

Riesgo de incendio


de embarcación o robo o sabotaje

3 4 4 3 3 5 I




2 4 5 5 3 5 I

Frec.= Frecuencia, I.A. = Impacto Ambiental; D.P. = Daño Personas; E.PB = Efectos en la Población; D.I. = Daño Instalación; P.P. =

Pérdidas de Producción, R = Resultado.




tóxica



2 3 4 3 2 5 M


humanas



2 1 4 4 1 3 I




3 5 1 2 1 2 M

Oleogasoducto de 12”Ø

X 11,208 km




3 1 1 1 1 5 M

Riesgo de fuga

Más presión ocasionada por cierre de la válvula de 12” de producción y/o la válvula de 10" sobre la línea de pateo, deficiente seguimiento del

procedimiento operativo o falla de la PSV-2000

4 2 2 2 1 1 M




4 2 4 2 1 1 I

Receptor de diablos

PC-HR-2000


humanas



4 1 4 2 1 2 I








No flujo ocasionado por atoramiento de diablo, ruptura total del ducto o

deficiente seguimiento del procedimiento operativo

2 1 1 1 1 5 T



o impacto accidental 4 3 2 2 1 2 M



4 3 3 2 2 2 M



2 3 4 2 2 3 M


tóxica





Ubicación Consecuencia Causa Frec. I.A. D.P. E.PB. D.I P.P R Riesgo de lesiones

y/o pérdidas humanas


o impacto accidental 4 2 4 2 1 2 I




Receptor de diablos

PC-HR-2000






Una vez analizados, jerarquizados y evaluados todos los riesgos que presenta la instalación

(los cuales se han presentado anteriormente), 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 cabezal de prueba debido a falla en los empaques y/o

accesorios.

P2 Ruptura total del cabezal de producción de 12” de diámetro debido a

impacto accidental.

P3 Fuga de gas en la línea de salida del tanque separador de prueba

ocasionado 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 de los oleogasoductos de 12” de

diámetro, debido a 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 submarina de los oleogasoductos de 12” de

diámetro, debido un impacto de ancla de alguna embarcación.

VI.3 RADIOS POTENCIALES DE AFECTACIÓN

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 PHAST v 5,23 (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), el software CONFEX3 para simulación de explosiones y el software SIMAP

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.






Análisis de consecuencias de Postulados propuestos

Los criterios de cálculo aplicados en los diferentes Postulados accidentales calculados son los

siguientes (criterios de cálculo conservadores):

a) Determinación de los orificios equivalentes de fuga

Para tuberías de diámetro mayor o igual a 6” se considera un orificio de fuga con

un diámetro equivalente al 10,0 % de la sección transversal de la propia tubería.






b) Criterios de tiempos de duración de las fugas

Para los criterios de tiempo se tomaron los recomendados por el “Guidelines for quantitative

risk assessment CPR-18E” (Purple Book Ed. 1999) de TNO (de reconocido prestigio

internacional) y que se indican en la Tabla VI.3-1.

Tabla VI.3-1 Criterios para Asignar Tiempos de Duración de las Fugas

Duración de la Fuga de Escape Situación Ruptura Total Ruptura Parcial

Válvula operada remotamente y existencia de detectores. 2 minutos 5 minutos

Válvula manual y existencia de detectores. 5 minutos 10 minutos

Válvula operada remotamente sin detectores. 5 minutos 10 minutos

Válvula manual sin detectores. 10 minutos 20 minutos * Fuente: Purple Book; Ed. 1999.

Para la simulación con el programa PHAST y CONFEX3 se tomaron las consideraciones

adicionales siguientes:

El orificio formado por corrosión en las bridas, sellos de las válvulas y en las

líneas analizadas es de forma regular, de un diámetro determinado. Se consideró

de 1” el diámetro equivalente del orificio de fuga.

Las características físicas y químicas de los fluidos permanecen constantes

respecto al tiempo.

Se consideraron cuatro (4) condiciones ambientales: Condiciones más críticas,

como lo son una velocidad del viento de 1,5 m/s con estabilidad ambiental clase F

; una con velocidad del viento promedio de 3,0 m/s con estabilidad ambiental clase

E; otra con velocidad del viento promedio de 3,0 m/s con estabilidad ambiental

clase C/D (que refieren al área donde se encuentra la plataforma) y una última que

estima una velocidad del viento promedio de 4,0 m/s con estabilidad ambiental

clase C.






Se consideró una temperatura ambiental media del área de 26,7°C y una humedad

relativa promedio de 80,0 %

El software PHAST v 5,23 cuenta con un modelo para determinar la velocidad de

descarga y el flujo fugado, en caso de fugas por orificio, lo cual requiere alimentar

inventarios grandes con el fin de mantener las condiciones de presión y

temperatura constantes durante el tiempo de la fuga.

La Tabla VI.3-2 muestra los valores umbrales de referencia (recomendados por la

SEMARNAT) para una radiación térmica, sobrepresión y dispersión tóxica sobre personas.

Tabla VI.3-2 Valores Umbrales de Referencia

Efecto Zona de riesgo Zona de amortiguamiento

Radiación térmica 5,0 kW/m2 1,4 kW/m2 Sobrepresión 0,07 bar 0,035 bar

Dispersión tóxica (H2S) IDLH-100,0 ppm(1) TLV-10,0 ppm(2) (1) IDLH (Inmediately Dangerous to Life or Health). Concentración máxima de una sustancia en aire

que un trabajador con buen estado de salud general puede soportar durante treinta minutos sin desarrollar síntomas, que disminuyan su capacidad de realizar una evacuación de emergencia y sin sufrir daños irreversibles.

(2) TLV15 (Theshold Limit Values). Máxima concentración a la que la mayoría de los trabajadores puede exponerse por un periodo continuado de hasta quince minutos sin sufrir irritaciones, cambios crónicos o irreversibles en los tejidos o narcosis que reduzca su eficacia, les predisponga al accidente o dificulte las reacciones de defensa.

Por otro lado, en la Tabla VI.3-3 se muestran los valores utilizados para evaluar los efectos

dominó y la interacción que se podría tener con otros equipos debido a algún evento.

Tabla VI.3-3 Valores Umbrales sobre Equipos/Personas

Efecto Valor Radiación térmica 37,5 kW/m2

Sobrepresión 25,0 psi Toxicidad (H2S) 1 633 ppm

La evolución del suceso iniciador considerado para el cálculo de consecuencias es como se

indica en las Figuras VI.3-1 (para crudo) y VI.3-2 (para gas).






Dardo de fuego (Jet fire)

Ocurre cuando un material inflamable ha sido liberado a alta presión y se incendia a una

distancia del punto de la descarga. La nube formada produce el incendio (Jet fire) en cualquier

momento, siempre y cuando esté por encima de su límite inferior de inflamabilidad y por

debajo del superior, esta zona de la nube es la que se considera para determinar los efectos de

radiación térmica. Este evento es poco probable que pueda ocurrir para una línea de

conducción de crudo, sin embargo, si el crudo contiene dentro de su composición un alto

porcentaje de gas, provocaría la ocurrencia de este evento.

Pool Fire

La fuga al exterior (Pool Fire) tras un derrame no confinado con generación de un incendio,

tiene en este caso un efecto de propagación mayor al riesgo intrínseco del suceso de peligro

principal, esto podría generar circunstancias negativas para el depósito que contiene el líquido

derramado o para otros depósitos cercanos.

Las causas que las pueden producir son las siguientes:

Roturas ocasionadas por impactos en las diferentes etapas de instalación del proyecto

(equipo pesado y grúas).

Situaciones de sobrepresión o fugas debidas a fallas en la instrumentación o válvulas

del sistema en la operación.

Flamazo (Flash Fire)

Para este caso consideramos la dispersión de una nube de gas a baja presión en la que los

efectos por presión son despreciables, quedando solamente por considerar los

correspondientes a la radiación térmica. La zona de alcance (por lo general la región del

espacio correspondiente al límite inferior de inflamabilidad), limitándose la consideración de

los efectos térmicos al interior de dicha zona.

Explosión de nube de gas no confinada (UVCE) y confinada (VCE)






La explosión de nube de vapor no confinada se presenta cuando la sustancia ha sido

dispersada y se incendia a una distancia del lugar de descarga. La magnitud de la explosión

depende del tamaño de la nube y de las propiedades químicas de la sustancia. Se pueden

ocasionar ondas de sobrepresión y los efectos térmicos suelen ser menos importantes que los

anteriores. Asimismo las explosiones confinadas pueden dar lugar a deflagraciones y los

efectos adversos que pueden provocar son: ondas de presión, formación de proyectiles y

radiación térmica.

Dispersión de Nube Tóxica

Los vapores y gases emitidos por la mezcla líquida del crudo, pueden generar una dispersión

la cual va rebajando la concentración de la sustancia emitida, al tiempo que la extiende sobre

regiones cada vez mayores del espacio.






Esta dispersión dependerá de la estabilidad atmosférica, y su afectación dependerá de la

toxicidad de los vapores o gases emitidos, siendo en este caso la mayor afectación al personal

cercano a la fuente de emisión.

El resumen de la evolución y las consecuencias para cada una de los Postulados accidentales

planteados anteriormente y derivados la aplicación de la técnica FRR se describe a

continuación.

Postulado 1 Fuga de crudo en el cabezal de prueba debido a falla en los empaques

y/o accesorios

Este postulado plantea la fuga de crudo sobre el cabezal de prueba de 6” Ø ocasionado por

fallas en los empaques y/o accesorios al sufrir un sobrepresionamiento la tubería. El cabezal

de prueba solamente se encontrará en operación cuando se encuentre programada la medición

de los pozos, razón por la cual existiría personal en la Plataforma.

Las consideraciones y datos que se tomaron en cuenta para alimentar el simulador son:

Diámetro equivalente de fuga de 1”

Condiciones de estabilidad F con velocidad del viento de 1,5 m/s; una con

velocidad del viento promedio de 3,0 m/s con estabilidad ambiental clase E; otra

con velocidad del viento promedio de 3,0 m/s con estabilidad ambiental clase C/D

(que refieren al área donde se encuentra la plataforma) y una última que estima

una velocidad del viento promedio de 4,0 m/s con estabilidad ambiental clase C.

Presión de operación de 40,0 kg/cm2

Temperatura de operación de 100,0 °C

Temperatura ambiental promedio de 26,7 °C

Humedad ambiental relativa de 80,0 %

Tiempo de fuga 5 minutos

Flujo másico que pasa por el cabezal: 31 827,14 kg/h






La composición del crudo se presenta en la Tabla VI.3-4. En el Anexo I, se incluyen los listados de salida del software empleado.






Tabla VI.3-4 Composición del Crudo en el Cabezal de Prueba

Componente % mol

N2 0,25 CO2 0,45 H2S 0,05 C1 34,21 C2 6,29 C3 4,67

i-C4 0,63 n-C4 3,54 i-C5 1,51 C6 4,22 C7+ 4,34 C8+ 3,78 C9+ 3,74 C10+ 3,26 C11+ 21,84 H6O 4,83 Total 100,00

* Fuente: Bases de Usuario para Estructuras, Junio, 2003.

Resultados obtenidos

De acuerdo a los datos de entrada, el volumen fugado durante el tiempo de fuga propuesto

sería de

2 620,0 kg de crudo (8,24 kg/s). En la Tabla VI.3-5 se presentan los resultados del evento

simulado en este postulado.

Tabla VI.3-5 Resultados obtenidos de la simulación del Postulado 1

Variable Toxicidad (ppm) Radiación Térmica (kW/m2) Sobrepresión (psi)

Velocidad de Viento: 1,5 m/s y estabilidad atmosférica F

Evento Fuga de H2S Pool fire Jet flame Flash fire Explosión

Masa Masa fugada (kg): 2 620,0 Masa fugada (kg): 2 620,0 Masa a explotar

(kg): 8,45 Valores de referencia 10,0 100,0 1 633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m) 2 069,0 99,9 4,4 72,9 50,9 31,0 147,9 119,4 NA 101,

4 114,

1 65,1 10,0

* NA-No se Alcanza. 1,0 bar = 14,5 psig






Postulado 2 Ruptura total del cabezal de producción de 12” de diámetro debido a

impacto accidental

Este postulado plantea la fuga de crudo sobre el cabezal de producción de 12” Ø ocasionado

por sufrir el impacto accidental de algún objeto extraño. El cabezal de producción se

encontrará en operación continua.















Temperatura ambiental promedio de 26,7°C



Flujo másico en el cabezal de producción de: 222 790,0 kg/h.

La composición del crudo se presenta en la Tabla VI.3-6.

Tabla VI.3-6 Composición del Crudo en el Cabezal de Producción

Componente % mol

N2 0,25 CO2 0,45 H2S 0,05 C1 34,21 C2 6,29 C3 4,67








En el Anexo I, se incluyen los listados de salida del software empleado.



sería de




Variable Toxicidad (ppm) Radiación Térmica (kW/m2) Sobrepresión (psi) Velocidad de viento: 1,5 m/s y estabilidad atmosférica F




Distancia (m) 3 575,0 1 023,0 11,9 83,6 46,6 NA 379,1 298,10 NA 215,5 463,4 263,4 40,1


Postulado 3 Fuga de gas en la línea de salida del tanque separador de prueba

ocasionado por sobrepresión

Este postulado plantea la fuga de gas en la línea de salida de gas de 3” Ø del separador de

prueba ocasionado por fallas en los empaques y/o accesorios al sufrir un sobrepresionamiento

la tubería. La línea de salida de gas del separador de prueba solamente se encontrará en

operación cuando se encuentre programada la medición de los pozos, razón por la cual

existiría personal en la Plataforma.


















Flujo másico de gas a la salida del separador de prueba: 2 479,0 kg/h

Se considera que el gas es solamente metano con ácido sulfhídrico




sería de 207,0 kg de crudo (0,69 kg/s). En la Tabla VI.3-8 se presentan los resultados del

evento simulado en este postulado.



Velocidad de viento: 1,5 m/s y estabilidad atmosférica F


Masa Masa fugada (kg): 207,0 Masa fugada (kg): 207,0 Masa a explotar

(kg): NA Valores de referencia 10,0 100,

0 1 633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m) 169,40 29,3

3 1,30 NA NA NA 26,38 20,75 16,16 23,25 NA NA NA







Postulado 4 Fuga de crudo en el lanzador de diablos de 18” ocasionado por una

falla (cierre) de alguna de las válvulas corriente abajo del lanzador

Este postulado plantea la fuga de crudo sobre el lanzador de diablos de 18” Ø ocasionado por

la falla a cierre de alguna de las válvulas existentes corriente abajo del lanzador, provocando

con ello una sobrepresión en el equipo. El lanzador de diablos se encontrará en operación

cuando se encuentre programada la limpieza de la tubería, razón por la cual existiría personal

en la Plataforma.













Flujo másico que pasa por el lanzador de diablos: 222 790,0 kg/h

La composición del crudo se presenta en la Tabla VI.3-9

Tabla VI.3-9 Composición del Crudo en el Lanzador de diablos YA-HR-2220

Componente % mol

N2 0,25 CO2 0,45 H2S 0,05






C1 34,21 C2 6,29 C3 4,67











sería de






Masa Masa fugada (kg): 6 599,0 Masa fugada (kg): 6 599,0 Masa a explotar (kg):

19,10 Valores de referencia 10,0 100,0 1

633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m) 3 492,0 1 009,0 11,91 87,3 54,3 6,7 222,9 179,4 NA 150,80 149,2 85,4 15,2 * NA-No se Alcanza. 1,0 bar = 14,5 psig

Postulado 5 Fuga de crudo en la parte terrestre de los oleogasoductos de 12” de

diámetro, debido a sabotaje

Este postulado plantea la fuga de crudo sobre el tramo terrestre de los oleogasoductos de 12”

Ø ocasionado por sabotaje. Los oleogasoductos se encontrará en operación continua. Las

consideraciones y datos que se tomaron en cuenta para alimentar el simulador son:

















Flujo másico de los oleogasoductos: 222 790,0 kg/h


Tabla VI.3-11 Composición del Crudo en los oleogasoductos

Componente % mol

N2 0,25 CO2 0,45 H2S 0,05 C1 34,21 C2 6,29 C3 4,67

i-C4 0,63 n-C4 3,54 i-C5 1,51 C6 4,22 C7+ 4,34 C8+ 3,78 C9+ 3,74 C10+ 3,26 C11+ 21,84 H6O 4,83 Total 100,00 * Fuente: Bases de Usuario para Estructuras, Junio, 2003.




sería de 5 688,0 kg de crudo (19,0 kg/s).

En la Tabla VI.3-12 se presentan los resultados del evento simulado en este postulado.












Distancia (m) 3 291,0 1 025,0 11,9 83,2 49,2 7,2 211,5 170,6 NA 114,6 122,

6 69,9 11,2







Postulado 6 Fuga de crudo en el receptor de diablos de 18” ocasionado por un

deficiente seguimiento del procedimiento operativo

Este postulado plantea la fuga de crudo sobre el lanzador de diablos de 18” Ø ocasionado por

no seguir los procedimientos operativos. El lanzador de diablos se encontrará en operación

cuando se encuentre programada la limpieza de la tubería, razón por la cual existiría personal

en los cabezales periférico Puerto ceiba 101 y de la batería de la Terminal Marítima Dos

Bocas .











Humedad ambiental relativa de 80,0%


Flujo másico que maneja el receptor de diablos: 222 790,0 kg/h








Tabla VI.3-13 Composición del Crudo en el Receptor de Diablos PC-HR-2000

Componente % mol

N2 0,25 CO2 0,45 H2S 0,05 C1 34,21 C2 6,29 C3 4,67





sería de









Distancia (m) 3 281,0 1 035,0 11,9 83,7 50,3 7,0 203,

2 165,0 NA 104,5 120,1 69,1 10,8







Postulado 7 Fuga de crudo en la parte submarina de los oleogasoductos de 12” de


Este postulado contempla la fuga de crudo en el tramo marino de los oleogasoductos de 12” Ø

ocasionado por el impacto del ancla de alguna embarcación, lo cual originaría un derrame de

crudo en mar. Debido a la factibilidad de la ocurrencia de que se presente este escenario, es

necesaria la simulación de los mismos con el apoyo del programa SIMAP, 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.

La simulación se realiza con un modelo estocástico, el cual tiene la característica de presentar

dos o más trayectorias para predecir la distribución del aceite derramado y los tiempos

mínimos para el recorrido, esto basado en un conjunto de ecuaciones en las que interactúan

diversas variables entre las que se encuentran, condiciones ambientales, fecha, hora y duración

del derrame; localización, cantidad, tipo y características del hidrocarburos, entre otras. El

resultado que se obtiene es una imagen referenciada con la cual se permite determinar las

posibles zonas de afectación.

Las consideraciones que se han tomado para efectuar la simulación, se mencionan a

continuación.

Tipo de fuga: Submarina

Diámetro de la tubería: 16,0 in

Diámetro de la fuga: Se considera ruptura total de la línea debido a un golpe

externo generado por maniobras de embarcaciones.

Flujo másico: 222 790,0 kg/h

Tiempo de fuga: 5 min.

Diámetro del ducto: 12” equivale a 0,4064 m

Radio del ducto: 0,2032 m

Longitud del ducto: 11,208 km






Volumen del material fugado: ( Π * r2 * h) (3,1416 * (0,2032 m)2 * 13 300,0 m)

Volumen: 1 714,22 m3

Densidad del crudo: 850,1 kg/m3

Masa fugada: 1 457 258,422 kg

Época en la que sucede el evento: Considerar época de secas y de lluvias y Nortes.

Ubicación del evento: Origen de los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y

3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal

de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto

Ceiba 101

La composición química de la mezcla transportada se incluye dentro de la Tabla VI.3-15, las

Coordenadas Geográficas de ubicación de los oleogasoductos en la Tabla VI.3-16 y las

condiciones generales se presentan en la Tabla VI.3-17.

Tabla VI.3-15 Composición de la Mezcla para Derrame en el

Oleogasoducto de 12” ∅ x 11,164.5 m

Componente % mol

N2 0,25 CO2 0,45 H2S 0,05 C1 34,21 C2 6,29 C3 4,67



Coordenadas del ducto:






Tabla VI.3-16 Coordenadas de los oleogasoductos de 12” ∅ x 11,164.5 km

Proyecto X Y Tipo de plataforma Referencia Tirante de

agua (m) Oleogasoducto de 12” Ø por 10,8 km

Origen de Perforación Marina 469 940,00 2 046 720,0 Octápodo Centro de estructura 21,7

Llegada-Línea de Costa 474 429,43 2 046 720,0 --- Línea Costa N.M. *Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, Activo Integral Litoral de Tabasco; Bases de diseño; Marzo del 2004. N.M.: Nivel del mar.

Tabla VI.3-17 Condiciones de Simulación para los Distintos Derrames Considerados

Origen Tipo de crudo Volumen derramado

Duración del derrame hrs Trayectorias Duración de la

simulación Yaxche A Ligero 772,14 barriles 24:00 3 5 días



Los resultados de la simulación que se presentan para los Oleogasoductos del Campo Puerto

Ceiba Marino, describen la posible trayectoria de los hidrocarburos en caso de que se

produzca un derrame y depende de la magnitud estimada con base a la longitud y el diámetro

de la línea, así mismo de las condiciones mostradas en la Tabla VI.3-17.

Debido a que se considera que en el transcurso del año las condiciones ambientales varían, se

presentan los resultados en tres simulaciones, una por cada época climatológica (Lluvias,

Secas y Nortes), considerando las condiciones extremas con una base de datos de vientos de 7

años.

Es importante destacar que el hidrocarburo que será transportado por este Oleogasoducto será

crudo y gas, el cual tiene una densidad de 38 º API, este tipo de aceite se altera rápidamente en

el mar debido a la influencia de factores físicos, químicos y biológicos.

En la Tabla VI.3-18 se presenta un resumen de los resultados.






Tabla VI.3-18 Resultados del Postulado 7

Época Del Año Observaciones

Norte

Se observa que el derrame sigue tres trayectorias, una hacia el norte, otra hacia el noroeste (la que abarca más área) y la última hacia el sur dirigida hacia la costa, tocando la playa a las 24 horas después, afectando la costa ubicada al sur suroeste de las plataformas PM-1 y PM-2.

Lluvias Se observa que el derrame sigue una trayectoria dirigida hacia el oeste. Cabe mencionar que el aceite no llega a la costa en el periodo de simulación que corresponde a 3 días.

Secas Se observa que el derrame sigue tres direcciones, hacia el oeste y noroeste (mar adentro) y hacia el suroeste (la costa). Cabe mencionar que en un periodo de 24 horas, el derrame alcanza la línea costera.

Representación gráfica de los resultados

En el Anexo I se incluyen los diagramas de pétalos (para los postulados 1 al 6) y las imágenes

(postulado 7) de los postulados evaluados anteriormente y donde pueden apreciarse las

diferentes zonas de riesgo y direcciones resultado de las simulaciones.






VI.4 INTERACCIONES DE RIESGO

Para ilustrar las interacciones de riesgo que puedan ocurrir al llevar a cabo los procesos

contemplados, una vez instado el Proyecto Desarrollo de Campos Yaxche, nos basamos en el

efecto dominó. Cabe mencionar que estos efectos se pueden analizar para los postulados 1 al

6, dado que el postulado 7 lo que originaría sería contaminación al mar y probablemente la

muerte de las especies que se encuentren dentro del área de afectación.

Efecto Dominó

El efecto dominó se puede describir como la repercusión que puede generar interacciones

hacia otros equipos/instalaciones ocasionados por la presencia de algún evento dado. Como se

pudo observar en el punto VI.3 del presente estudio, los eventos que se pueden presentar

dentro de las instalaciones son: Jet flame, Pool fire, Flash fire, Nube tóxica y Explosión. En las

Tablas VI.4-1 a la VI.4-7 se muestran los efectos que generan diferentes niveles de Radiación

térmica, Sobrepresión y Concentraciones letales de sustancias tóxicas (como el H2S). La Tabla

VI.4-1 nos muestra los efectos generados a diferentes intensidades de radiación térmica.

Tabla VI.4-1 Efectos generados a diferentes intensidades de Radiación Térmica

Intensidad de Radiación

kW/m2 Descripción

1,4

Puede tolerarse sin sensación de incomodidad durante largos periodos (con vestimenta normal), se considera inofensivo para personas sin ninguna protección especial.

En general se considera que no hay dolor – sea cual sea el tiempo de exposición - con flujos térmicos inferiores a 1,7 kW/m2 (mínimo necesario para causar dolor).

3,0 Zona de alerta.

5,0

Zona de intervención con un tiempo máximo de exposición de 3 minutos. Máximo soportable por personas protegidas con trajes especiales y tiempo

limitado. El tiempo necesario para sentir dolor (piel desnuda) es aproximadamente de

13 segundos, y con 40 segundos pueden producirse quemaduras de segundo grado.

Cuando la temperatura de la piel llega hasta 55,0 °C aparecen ampollas. 11,7 El acero delgado, parcialmente aislado, puede perder su integridad mecánica.

12,5 Extensión del incendio, fusión de recubrimiento de plástico en cables eléctricos. La madera puede prender después de una larga exposición. 100,0 % de letalidad.

25,0 El acero delgado aislado puede perder su integridad mecánica.






37,5 Suficiente para causar daños a equipos de proceso, colapso de estructuras. * Fuente: Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química, MAPFRE. AICHE, Series Today.

La Tabla VI.4-2 muestra la respuesta fisiológica del aumento de temperatura del aire sobre las

personas. La Tabla VI.4-3 nos muestra los valores umbrales para la vulnerabilidad de los

materiales, cuando se presenta un evento de radiación térmica. La Tabla VI.4-4 nos muestra

los efectos producidos a personas y objetos durante el evento denominado “Flash Fire”. La

Tabla VI.4-5 muestra los efectos generados a diferentes niveles de sobrepresión sobre

instalaciones y sobre personal que reciba el impacto de la sobrepresión.

Tabla VI.4-2 Consecuencias del Aumento de Temperatura del Aire sobre las

Personas

Temperatura (°C) Respuesta fisiológica 125,0 Bastantes dificultades para respirar 140,0 Tolerable durante 5 minutos 150,0 Temperatura límite para escapar 160,0 Dolor rápido e insoportable (con la piel seca) 180,0 Heridas irreversibles en 30 segundos (3° grado)

205,0 Tiempo de tolerancia del sistema respiratorio: menos de 4 minutos (con la piel mojada)

* Fuente: Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química, MAPFRE. AICHE, Series Today.

Tabla VI.4-3 Vulnerabilidad de Materiales

Radiación (kW/m2) Material

60,0 Cemento 40,0 Cemento prensado 200,0 Hormigón armado 40,0 Acero 33,0 Madera (Ignición)

30,0 – 300,0 Vidrio 400,0 Pared de ladrillos 13,0 Daños en depósitos 12,0 Instrumentación


Tabla VI.4-4 Efectos del Flash Fire






Personas u objetos Descripción

Fuera de la nube Como la duración del fenómeno es muy corta el daño es limitado y muy inferior.

Dentro de la nube sometidos a un

contacto directo con la llama.

Las personas sufrirán quemaduras graves de 2° grado sobre una gran parte del cuerpo, la situación se agrava a quemaduras a 3° y 4° grado por la ignición más que probable de la ropa o vestidos.

La probabilidad de muerte es muy elevada. Aproximadamente morirá 14,0 % de la población sometida a esta radiación con un 20,0% como mínimo de quemaduras importantes.

En el caso de que la persona porte ropa de protección que no se queme, su presencia reducirá la superficie del cuerpo expuesta (se considera en general que solo se irradia el 20,0 % de esta superficie que comprendería la cabeza 7,0 %; manos 5,0 % y los brazos 8,0 %).

En el caso de personas situadas en el interior de viviendas, probablemente estarán protegidas – aunque sea parcialmente - de la llamarada, pero estarán expuestas a fuegos secundarios provocados por la misma.

• Fuente: Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química, MAPFRE. AICHE, Series Today.






• Tabla VI.4-5 Efectos generados a diferentes niveles de Sobrepresión

Nivel de sobrepresión mbar bar kPa psi

Descripción

34,5 0,0345 3,45 0,5 Destrucción de ventanas, con daño a los marcos y bastidores. Daños menores a techos de casa. Daños estructurales menores.

50,0 0,05 5,0 0,725 Zona de alerta Daños estructurales de pequeña magnitud en casa.

68,9 0,0689 6,89 1,0

Demolición parcial de casas, que quedan inhabitables. Daños estructurales menores, comparables a los daños ocasionados

por una tormenta, fallas en estructuras o paredes de madera. Rompimiento de ventanas. El techo de los tanques de almacenamiento sufren un colapso. Fallo de paneles y mamparas de madera, aluminio, etc. Conexiones o uniones de aluminio o acero muestran fallas.

125,0 0,125 12,5 1,81 Zona de Intervención. Dislocación / colapso de paneles, paredes y techos.

500,0 0,5 50,0 7,25

Colapso parcial de paredes y techos de casas. Destrucción de paredes de cemento de 20,0 a 30,0 cm de grosor. Destrucción del 50,0 % de la obra de ladrillo en edificaciones. 25,0% de todas las paredes muestran fallas. Las paredes hechas de bloques de concreto se colapsan. Daños menores de marcos de acero en ventanas y puertas. Daños moderados o menores. Deformación de paredes y puertas, falla de juntas. Se desprende el recubrimiento de las paredes. Daños serios al resto de los elementos de soporte. Umbral (1,0 %) de ruptura de tímpano.

1 000,0 1,0 100,0 14,50

Desplazamiento de los tanques de almacenamiento cilíndrico. Daño a columnas de fraccionamiento. La estructura de soporte de un tanque de almacenamiento redondo

se colapsa. Daños severos y desplazamiento de maquinaria pesada (3 500,0

kg). Falla de las conexiones de tuberías. Demolición total de edificios. Colapso total de casas habitación tipo o estilo Americano. Umbral de letalidad (1,0 %) de muerte por hemorragia pulmonar y

efectos directos de la sobrepresión sobre el cuerpo humano.

1 750,0 1,75 175,8 25,0

Ruptura parcial de tanques de almacenamiento. Daño parcial mayor a columnas de fraccionamiento. Daños severos a maquinaria pesada (3 500,0 kg). Ruptura parcial de tuberías. Demolición total de edificios. 90,0 % de probabilidad de muerte por hemorragia pulmonar

2 000,0 2,0 200,0 29,0

Ruptura total de tanques de almacenamiento. Pérdida total a columnas de fraccionamiento. Pérdida total de maquinaria pesada (3 500,0 kg). Ruptura total de tuberías. Demolición total de edificios.






99,0 % de probabilidad de muerte por hemorragia pulmonar

20 680,0 20,68 2 068,0 299,94 Límite para formación de cráter.


La Tabla VI.4-6 nos muestra el índice de mortalidad y las lesiones presentadas en un evento

de dispersión de nube tóxica cuando un porcentaje de la población esta expuesta a

concentraciones letales (LC).

Tabla VI.4-6 Efectos de Emisiones Tóxicas

LC (%) Índice de Mortalidad Lesiones

1,0 El personal ubicado en esta

zona presenta un índice de mortalidad bajo (1,0 %)

Daños a la epidermis: Inflamaciones leves y reacciones alérgicas ligeras.

Daño a los ojos: Conjuntivitis.

50,0 El personal ubicado en esta

zona presenta un índice de mortalidad medio (50,0 %)

Daños a la epidermis: Inflamaciones crónicas o agudas, reacciones alérgicas, neoplasia y ulceraciones diversas.

Daño a los ojos: Daño permanente con resultado de ceguera. Daño a vías respiratorias: Bloqueo físico de alvéolos (polvos

insolubles) o reacción con la pared del alvéolo para producir sustancias tóxicas.

99,0

El personal ubicado en esta zona presenta un índice de mortalidad alto (99,0 %) debido a la alta concentración de sustancias tóxica.

Lesiones irreversibles. Bloqueo físico permanente de alvéolos. Muerte en un corto tiempo.

* Fuente: Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química, MAPFRE, AICHE, Series Today.

La Tabla VI.4-7 nos presenta los umbrales olfativos y de seguridad en un evento de dispersión

de nube tóxica para el Sulfuro de Hidrógeno, considerado sustancia química peligrosa de

acuerdo con su

TLV-TWA e I.P.V.S.

Tabla VI.4-7 Umbrales Olfativos y de Seguridad** para H2S

Nombre y Fórmula Umbral Olfativo (ppm) TLV-TWA I.P.V.S.

Sulfuro de Hidrógeno 0,0081 10,0 ** 300,0 ** * Fuente: Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química, MAPFRE, AICHE, Series Today.

** Substancias con un nivel de seguridad por la olfacción aceptable, pues más del 50,0 % de los individuos olerán la sustancia antes de alcanzar unos niveles de concentración que puedan suponer riesgos agudos o crónicos.






De acuerdo a lo anterior, los valores de referencia tomados como base para efectuar el análisis

de interacciones de acuerdo al efecto dominó es el que se menciona en la Tabla VI.4-8:

Tabla VI.4-8 Valores de Efecto dominó

Efecto Valor* Radiación térmica 37,5 kW/m2

Sobrepresión 25,0 psi Toxicidad (H2S)** 1 633 ppm * Criterios de cálculo internos, UNACAR **Cabe hacer mención que, para el caso de toxicidad (H2S) se toma

en cuenta para efectuar un análisis de interacciones el valor del LC99.






Postulado 1

Acorde a los resultados de las simulaciones, se observa que los eventos que alcanzan los

niveles contemplados para un efectuar el análisis de interacción son Pool fire, Explosión y

Nube tóxica. A continuación se describe cada uno de ellos:

Pool fire

Según los resultados de las simulaciones efectuadas, el radio alcanzado para una radiación de

37,5 kW/m2 es de 31,03 m. En caso de que suceda el Pool fire como consecuencia de la fuga,

este evento tendría lugar en el mar exactamente debajo del punto de fuga, ya que los pisos de

la plataforma son del tipo rejilla y la mayor parte del líquido fugado pasaría por ella. Existiría

una fracción de líquido que se impregnaría en la parrilla, pero el efecto sería mínimo.Una vez

ubicados en este escenario, el efecto que pudiera ocurrir en un radio de 31,03 m a nivel de mar

sería la destrucción de embarcaciones y muerte del 100,0 % del personal que se encuentren

dentro de dicho radio, aunque esto se podría dar solamente cuando llegaran a dejar o a recoger

personal en la Plataforma y se presentara dicho evento.

Explosión

Según los resultados de las simulaciones efectuadas, el radio alcanzado para una sobrepresión

de 25,0 psi es de 10,04 m. Para efectuar el análisis suponemos que la explosión se da en el

lugar de la fuga. Dentro de este radio se encuentran el paquete de inhibidor de corrosión, el

cabezal de producción, el cabezal de prueba y los árboles de navidad de los pozos 1 y 2. El

efecto que generaría dicha sobrepresión es la ruptura parcial del cabezal de producción, del

cabezal de prueba y de los árboles de navidad (lo cual provocaría otra fuga que pudiera dar

lugar a eventos más catastróficos), así como la pérdida total del paquete de inhibidor de

corrosión. En caso de estar habitada la Plataforma, el 90,0 % del personal presente en dicho

radio moriría por hemorragia pulmonar. Como habíamos mencionado anteriormente, la

plataforma podría estar habitada cuando se encuentren realizando medición de flujos de gas y

aceite, cuando se efectúe corrida de diablos para limpieza o por labores de mantenimiento.






Nube tóxica

Según los resultados de las simulaciones efectuadas, el radio alcanzado para una

concentración de H2S de 1 633,0 ppm es de 4,4 m. El efecto que generaría dicha concentración

es la muerte del 99,0 % del personal presente en dicho radio.

Postulado 2


niveles contemplados para un efectuar el análisis de interacción son Explosión y Nube tóxica.

A continuación se describe cada uno de ellos:

Explosión


de

25,0 psi es de 40,12 m. En caso de ocurrir dicho evento, se verían afectados todos los equipos,

accesorios e instrumentos de la plataforma así como el personal presente en ella. El efecto que

generaría dicha sobrepresión es la ruptura parcial de los cabezales y líneas de servicio, ruptura

parcial del separador de prueba, separador de gas de instrumentos, depurador de gas de

instrumentos, secadora de aire (lo cual provocaría otra fuga que pudiera dar lugar a eventos

más catastróficos); demolición de las casetas de instrumentos, telecom, cuarto eléctrico, cuarto

de baterías y tableros de control; y ruptura total de bombas. En caso de estar habitada la

Plataforma, el 90,0 % del personal presente en dicho radio moriría por hemorragia pulmonar.

Cabe hacer mención que existe un muro contraincendio ubicado de la columna 2A hasta la

columna 2B, que pudiera amortiguar los efectos hacia el separador de prueba, el área de pozos

y el personal ubicado en dicha área.

Nube tóxica


concentración de H2S de 1 633,0 ppm es de 11,91 m. El efecto que generaría dicha

concentración es la muerte del 99,0 % del personal presente en dicho radio.






Postulado 3


niveles contemplados para un efectuar el análisis de interacción son Jet flame y Nube tóxica.

A continuación se describe cada uno de ellos:

Jet flame


37,5 kW/m2 es de 16,16 m. Dentro de este radio se encuentran el paquete de inhibidor de

corrosión, el cabezal de producción, el cabezal de prueba, el área de pozos y el sistema de gas

de instrumentos (Separador, depurador y filtro). El efecto que genera una radiación de esta

intensidad es suficiente para causar daños a los cabezales, el sistema de gas de instrumentos

(lo cual probablemente provoque otra fuga que diera lugar a eventos más catastróficos) y 100

% de letalidad en personas. Cabe hacer mención que existe un muro contraincendio ubicado

de la columna 2A hasta la columna 2B, que amortiguaría los efectos hacia el sistema de gas de

instrumentos.

Nube tóxica




Postulado 4




Pool fire








este evento tendría lugar en el mar exactamente debajo del punto de fuga, ya que los pisos de

la plataforma son del tipo rejilla y la mayor parte del líquido fugado pasaría por ella. Existiría

una fracción de líquido que se impregnaría en la parrilla, pero el efecto sería mínimo. Una vez

ubicados en este escenario, el efecto que pudiera ocurrir en un radio de 6,74 m a nivel de mar

sería la destrucción de embarcaciones y muerte del 100,0 % del personal que se encuentren

dentro de dicho radio, aunque esto se podría dar solamente cuando llegaran a dejar o a recoger

personal en la Plataforma y se presentara dicho evento.

Explosión



lugar de la fuga. Dentro de este radio se encuentran el lanzador de diablos YA-HR-2220; los

tableros de control de pozos y de interfase; los cuartos eléctrico y de baterías; las casetas de

telecom y de instrumentos; y el cabezal de producción. El efecto que generaría dicha

sobrepresión es la ruptura parcial del cabezal de producción (lo cual provocaría otra fuga que

pudiera dar lugar a eventos más catastróficos); la demolición de las casetas de Telecom y de

instrumentos, así como de los cuartos eléctrico y de baterías; y la destrucción de los tableros

de control y de interfase. En caso de estar habitada la Plataforma, el 90,0 % del personal

presente en dicho radio moriría por hemorragia pulmonar.

Nube tóxica




Postulado 5









Pool fire



este evento afectaría a las líneas adyacentes que corren junto al Oleogasoducto desde la

macropera hasta el cabezal de Puerto Ceiba, así como a las personas que se encuentren dentro

de este radio. El efecto que genera una radiación de esta intensidad es suficiente para causar

daños a las líneas adyacentes (lo cual pudiera provocar otra fuga que daría lugar a eventos más

catastróficos) y 100,0 % de letalidad en personas.

Explosión



lugar de la fuga. Dentro de este radio se encuentran las líneas adyacentes que corren junto a

los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y 3+970 km que partirá de las plataformas de

producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería de la Terminal Marítima Dos Bocas y

Cabezal periférico Puerto Ceiba 101 , así como a las personas que se encuentren dentro de este

radio. El efecto que generaría dicha sobrepresión es la ruptura parcial de las líneas adyacentes

(lo cual provocaría otra fuga que pudiera dar lugar a eventos más catastróficos), así como el

90,0 % de letalidad por hemorragia pulmonar.

Nube tóxica




Postulado 6









Pool fire



este evento afectaría a la trampa de diablos de los dos Oleogasoductos de 12” Ø x 7+194.5 y

3+970 km que partirá de las plataformas de producción PM-2 y PM-1 al Cabezal de la batería

de la Terminal Marítima Dos Bocas y Cabezal periférico Puerto Ceiba 101,, así como a las

personas que se encuentren dentro de este radio. El efecto que genera una radiación de esta

intensidad es suficiente para causar daños a la trampa de diablos adyacente (lo cual pudiera

provocar otra fuga que daría lugar a eventos más catastróficos) y 100,0 % de letalidad en

personas.

Explosión



lugar de la fuga. Dentro de este radio se encuentran la trampa de diablos de los oleogasoductos

de 12” que corre de la batería de separación de la Terminal Marítima Dos Bocas y el Cabezal

Periférico Puerto Ceiba 101, así como a las personas que se encuentren dentro de este radio.

El efecto que generaría dicha sobrepresión es la ruptura parcial de la trampa de diablos

adyacente (lo cual provocaría otra fuga que pudiera dar lugar a eventos más catastróficos), así

como el 90,0 % de letalidad del personal por hemorragia pulmonar.

Nube tóxica









VI.5 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS

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 Desarrollo de Campos Yaxche

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 Asegurar el suministro de nitrógeno R4 Capacitar al personal en la operación y mantenimiento del sistema neumático. R5 Capacitar al personal en los procedimientos de las corridas de diablos R6 Verificar que las contratistas que efectúen el trabajo de corridas de diablos se

encuentren calificadas para tal actividad R7 Verificar que se apliquen los programas de mantenimiento. R8 Verificar que desde el diseño se contemple el cumplimiento de códigos y

estándares que garanticen la integridad mecánica del ducto R9 Verificar la documentación de certificación previo a los inicios del trabajo. R10 Contar con personal calificado para la realización de los trabajos R11 Verificar en campo con anticipación patio de fabricación y el equipo mecánico con

que cuenta. R12 Verificar los cortes de soldadura antes del izaje R13 Se recomienda que el cuarto de bombas del remolcador esté protegido contra

inundaciones R14 Verificar en campo por parte del personal de PEMEX, la correcta instalación de la

subestructura en la plantilla R15 Verificar que se cuente con equipo de ultrasonido de respaldo

VI.5.1 Sistemas de seguridad






Para tener una operación confiable y segura en la producción de hidrocarburos de las

plataformas PM-1 y PM-2, 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

o Detector de fuego (USH)

o Detector de gas combustible (ASH)

o Detector de gas tóxico (OSH)

Sistema de alarma

o Alarmas visibles

o Alarmas audibles

o Estaciones manuales

Sistema de extinción

o Red de agua contra incendio

o Sistema de aspersión

o Monitores y gabinetes para manguera

o Sistema de extinción espuma-agua

Áreas interiores

Sistema de detección






o Detector de humo tipo iónico (YSH)i

o Detector de humo tipo fotoeléctrico (YSH)p

o Detector de gas hidrógeno (NSH)

Sistema de alarma

o Alarmas visibles

o Alarmas audibles

o Estaciones manuales

Sistemas de supresión

o Sistema de supresión en caseta de control a base de FM-

200

o 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 PM-1 y PM-2es una plataforma del tipo no tripulada, por lo cual será

controlada por Unidades de Proceso Remoto (UPR´s), el cual se localizará en el Activo

Integral Litoral de Tabasco. La Plataforma será del tipo tripulada cuando se realicen

maniobras de mantenimiento, supervisión y prueba del proceso y perforación de pozos.

Una de las misiones de PEMEX Exploración y Producción se encuentra las de establecer las

medidas que en materia de Impacto y Riesgo Ambiental deberán cumplir las áreas que lleven a

cabo proyectos de obras o actividades de acuerdo a lo establecido en la legislación ambiental y

acorde a la política de Petróleos Mexicanos; por lo cual ha implementado programas de

seguridad, de respuesta de emergencia y de remediación, con lo que se tiene una amplia

visión; la cuál permita prevenir y evitar los posibles eventos no deseados en la instalación

Filosofía de Operación del Sistema de contraincendio

La red contra incendio es abastecida por las bombas contra incendio para atender con

suministro de caudal y presión requeridos por los sistemas y equipos contra incendio.

Dicha red se encuentra presurizada por una bomba tipo Jockey a 10,9 kg/cm² (155,0 psig) en

condición normal de operación, con el propósito de sustentar las pequeñas fugas en la red o los

usos accidentales de mangueras o monitores conectados a la red, y así poder proporcionar una

respuesta rápida y eficaz a los equipos y sistemas de aspersión que se encuentran conectados

al anillo principal contra incendio.

Los elementos con que cuenta para combatir un incendio son: monitores, gabinetes de

manguera, sistemas de aspersión y válvula de diluvio, activado por los tapones fusible, para

dejar caer el agua sobre los equipos involucrados, con el fin tanto de evitar la propagación del

fuego, como de enfriar los equipos.

La secuencia de operación de la Red Contra Incendio en caso de incendio será:






a) Cuando uno o más de los equipos contra incendio fijos y conectados a la red

sea requerido o activado, la descarga de este provocará que la presión de la

red baje y en forma automática a través de los interruptores de baja presión

PSL-100, PSL-101, y PSL-102 colocados en la línea de descarga de cada

una de las bombas de agua contra incendio, enviaran la señal eléctrica

correspondiente hacia el tablero de control de bombas para iniciar la

secuencia de arranque.

b) Esta acción mandará operar a la bomba jockey YA-GA-5130 cuando la

presión en la red sea de 70,0 psig mediante el interruptor PSL-102 ; Y si la

demanda es mayor a la capacidad de la bomba jockey, la presión seguirá

bajando hasta el punto en el que automáticamente se activará la bomba

principal contra incendio YA-GA-5110 (40,0 psig), a través del interruptor

de baja presión PSL-100 localizado en su cabezal de descarga, en el

momento de que la bomba principal arranque se activa un timer de 30,0 s y

la bomba jockey se apagará en caso de falla del arranque de la bomba

principal, la presión seguirá bajando hasta alcanzar el punto de ajuste del

interruptor de baja presión PSL-101 destinado a la bomba contra incendio de

relevo YA-GA-5120 (35 psig)

c) Asimismo las Bombas de agua contra incendio se podrán arrancar en forma

manual, mediante un botón de presión cerca del equipo.

d) En caso de que aumente la demanda de agua, o caiga la presión por falla de

la bomba principal, podrá arrancarse manualmente la bomba contra incendio

de relevo

e) Las bombas contra incendio podrán detenerse automáticamente por sobre-

velocidad y manualmente por un botón de paro en el tablero de control de las

bombas.

f) Todas estas acciones serán monitoreadas por a la UPR de gas y fuego, la

cual enviará la señal correspondiente a la UPR de paro por emergencia para

llevar a cabo las acciones requeridas para el aislamiento de los equipos






involucrados, y el relevo de hidrocarburos para no alimentar al fuego o en su

caso, cerrar y evacuar la plataforma.

Independientemente de que ocurra algún evento de emergencia, los monitores y los gabinetes

de manguera, se encuentran conectados a la red de y están presurizados todo el tiempo.

Sistema de Paro Por Emergencia (ESD)

Las variables a utilizar por el sistema de paro por emergencia son presión y nivel, debido al

peligro inherente en el crecimiento o disminución de estas variables fuera de los rangos

establecidos para el funcionamiento normal del proceso.

Por otro lado, es obvio y no necesita describirse el peligro de una fuga de hidrocarburos. La

falla en una válvula o en general en algún equipo, por obstrucción del flujo, puede llevar a una

sobre presión y/o a un incremento de nivel en los recipientes.

La sobrepresión puede llevar directa e inmediatamente a un daño al equipo y personal, a fuego

o explosión si hay una fuente de ignición y la contaminación del medio, si la capacidad de

almacenamiento y/o venteo no son suficientes. La disminución excesiva de presión puede

llevar a la implosión y colapso de algún equipo. Los cambios en los niveles de operación de

los recipientes, pueden llevar inicialmente a problemas de arrastre de líquidos en el gas (alto

nivel) o a la inversa, de gas en el líquido (bajo nivel) y en un evento final a la sobre presión o a

la disminución excesiva de esta.

Una fuga grande de gas puede ser detectada por detección de baja presión y puede llevar a los

eventos descritos en el párrafo anterior. Una fuga grande de líquido puede detectarse por un

sensor de bajo nivel.

En la Tabla VI.5.1-1 se presenta la instrumentación con la que cuenta el sistema de paro por

emergencia (consta de los siguientes transmisores, colocados en los sitios indicados cada






transmisor tiene asociados interruptores alto, alto-alto, bajo y bajo-bajo en software de la UPR

de paro por emergencia (ESD):

Tabla VI.5.1-1 Instrumentación del ESD

Señales de entrada ubicadas en: TAG DTI Gas de elevación al pozo 1 PIT-4009 A-302Gas de elevación al pozo 2 PIT-4022 A-302Gas de elevación al pozo 3 PIT-4035 A-303Gas de elevación al pozo 4 PIT-4048 A-303Gas de elevación al pozo 5 PIT-4061 A-304Gas de elevación al pozo 6 PIT-4074 A-304Gas de elevación al pozo 7 PIT-4087 A-304

Línea a Oleogasoducto PIT4103 A-306

Separador de prueba YA-FA-1110 PIT-4107 LIT-4002 A-307

Separador de producción YA-FA-1120 PIT-4114 LIT-4006 A-308

Óleo gasoducto de campos futuros PIT-4126 A-309Gas separado a complejo litoral PIT-4127 A-309

Crudo a complejo litoral PIT- 4128 A-309Gas de elevación PIT-4129 A-309

Separador de gas de instrumentos y servicios YA-FA-4110

PIT-4133 LIT-4014 A-310

Fuente: Filosofía de Operación de el Sistema de Paro por Emergencia, Septiembre de 2003






Tabla VI.5.1-1 Instrumentación del ESD (continuación)

Señales de entrada ubicadas en: TAG DTI Depurador de gas de instrumentos y servicios YA-

FA-4120 PIT-4138 LIT-4016 A-311

Cabezal de distribución de gas de instrumentos PIT-4145 A-312Aceite recuperado a Oleogasoducto PIT-4151 A-313

Tab. De control quemador de desfogue YA-CB-8110 Señal digital A-318

UPR de gas y fuego Señal digital N/A

Tablero de seguridad y control de pozo 1 (4 DI) Señal digital N/A








Las válvulas de paro por emergencia se presentan en la Tabla VI.5.1-2. Cada válvula tiene

asociada una válvula solenoide. La UPR manda una señal para energizar o desenergizar la

válvula solenoide, lo que a su vez enviará o dejará de enviar aire al actuador de la válvula.

Además cada válvula (excepto SDV-4001) cuentan con interruptores de limite (ZSC y ZSA)

para conocer la posición de la válvula.

Tabla VI.5.1-2 SDV´s del Proyecto

Señal de salida hacia dispositivo en: TAG DTI Cabezal de producción SDV-4045 A-306

Alimentación a separador de prueba SDV-4046 A-307 Recirculación a cabezal de producción SDV-4047 A-307

Venteo de separador de prueba BDV-4048 A-307 Venteo de separador de producción BDV-4049 A-308 Óleogasoducto de campos futuros SDV-4050 A-309 Gas separado a Complejo Litoral SDV-4051 A-309

Crudo a complejo litoral Puerto Ceiba SDV-4052 A-309






Gas de elevación SDV-4053 A-309 Alimentación a separador de gas de

instrumentos SDV-4054 A-310

Gas a bombas de aceite recuperado SDV-4001 A-313 Tablero de seguridad y control de pozo Señal digital N/A


Filosofía de operación

Para hacer una descripción de la operación del sistema de paro por emergencia de la

plataforma, esta será dividida en varias secciones: pozos, cabezales, separador de prueba,

separador de producción, trampas de diablos, Servicios (sistema de gas de elevación de

presión, sistema de gas de instrumentos, quemador de desfogues y sistema de aceite

recuperado.)

En la presencia de un evento de emergencia en alguna de estas secciones, el sistema ESD

tomará las acciones correspondientes, descritas a continuación.

VI.5.2 Medidas preventivas

Como medidas preventivas para evitar deterioro del entorno, se pueden citar las siguientes:

Procedimientos operativos.

Procedimientos de manejo de residuos.

Tratamiento de aguas aceitosas.

Capacitación al personal.

Planes y Programas de Contingencia

Planes y Programas de Contingencia

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

R.M.SO.” 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.

VI.6 RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS DURANTE LA

OPERACIÓN DEL PROYECTO

VI.6.1 Caracterización

Durante la instalación de la subestructura y superestructura se utiliza un Barco Grúa, en el cual

las principales fuentes generadoras de residuos peligrosos son: Grúas de Maniobras,

Compresores, Montacargas, Generadores de Energía Eléctrica, Cuarto de Máquinas, Bodega

de Pinturas, Servicio Médico y Cubierta. La mayor parte de los residuos generados en esta

embarcación corresponden a los trabajos de mantenimiento programados, o mantenimiento

correctivos que se realizan a los equipos que se encuentran a bordo.

Los residuos peligrosos encontrados, constituidos principalmente por baterías de níquel -

cadmio, residuos industriales (chatarra), cartón, madera, empaques, envases impregnados con

aceite lubricante gastado; brochas y envases con residuos de pintura y solventes; madera y

cartón; hule, material ferroso, trapo y guantes de carnaza, todos ellos impregnados con aceite

lubricante gastado se concentran en contenedores metálicos, estos permanecen cerrados a cielo

abierto hasta la llegada del barco encargado de transportarlos a tierra para ser trasladados a

sitios de confinamiento autorizados por la SEMARNAT.

Derivado de las actividades de instalación de la subestructura, conductores, superestructura y

piloteo se generan residuos como arena de sandblasteo con residuos de óxido y pintura,

brochas impregnadas de pintura, además de residuos industriales impregnados con aceite

lubricante gastado y/o pintura.






Se generan también residuos derivados del mantenimiento anticorrosivo a líneas, equipos y

estructura del barco grúa, tales como; brochas impregnadas de pintura, envases de pintura,

guantes impregnados de pintura, trapos impregnados con pintura que en ocasiones esta

impregnado también de aceite lubricante gastado.

Para la construcción e instalación de Oleogasoducto se utiliza una barcaza de tendido de

ductos, en donde las fuentes generadoras de residuos peligrosos son las siguientes: Cuarto de

Máquinas y Mantenimiento, Nivel de Servicios (alimentación y hospedaje) y la Cubierta

Principal; La embarcación que reanalizará la Perforación Direccional generará residuos

provenientes del uso de lodos de perforación.

La mayor parte de los residuos peligrosos generados, corresponden a los trabajos de

Mantenimientos Programados o Correctivos a los equipos y a las instalaciones.

Los residuos están constituidos por pintura, filtros, acumuladores de plomo, baterías de

níquel–cadmio, chatarra, cartón, madera, envases de plástico, brochas y envases con residuos

de pintura y solventes; madera y cartón; hule, material ferroso, trapo y guantes de carnaza,

todos ellos impregnados con aceite lubricante, grasa, entre otros.

El volumen y composición de los residuos sólidos industriales que se generarán en la

plataforma variarán de acuerdo con el programa de operación y mantenimiento y a las

actividades desarrolladas en ella.

Derivado de las actividades del mantenimiento correctivo y preventivo de la plataforma se

generan los siguientes residuos sólidos peligrosos: arena sílica, baterías eléctricas, empaques

de asbesto, empaques de fierro-asbesto, empaques de soldadura eléctrica, restos de electrodos

de soldadura eléctrica, filtros de aceite, combustible y aire, trapo, guantes, brochas,

contenedores de plástico y vidrio de diferentes capacidades todos impregnados con aceite,






grasa, solvente y/o pintura y chatarra industrial impregnado con hidrocarburos y/o pintura,

entre otros.

Residuos Sólidos No Peligrosos

Dentro de los residuos sólidos no peligrosos de tipo industrial que se generarán durante las

etapas del proyecto se encuentra la madera, plástico, vidrio, chatarra, cabo de vida, cables,

papel, cartón, trapos guantes, entre otros. Durante la etapa de construcción los residuos

generados se dividieron de acuerdo al tipo de instalación.

En el caso de la chatarra esta será almacenada temporalmente en el cantiliver, donde será

transportada por chalanes chatarreros a la Terminal Marítima Dos Bocas, donde se clasificarán

los materiales empleándose nuevamente los que se encuentra en buen estado y los restantes

tendrán que pasar a formar parte del programa de comercialización de chatarra con el que

cuenta PEP.

Durante el tendido y la Perforación Direccional de los oleogasoductos se generarán residuos

tales como ánodos de sacrificio de aluminio, tubería de acero al carbón, entre otros. Estos

materiales serán almacenados temporalmente en los almacenes de las embarcaciones de

tendido o en las áreas de soldado hasta que sean transportados a la Terminal Marítima Dos

Bocas para su disposición final en sitios autorizados por PEP.

En la etapa de operación y mantenimiento los residuos generados disminuirán

considerablemente generándose básicamente papel, cartón, plástico y piezas que conforman

alguna parte del equipo auxiliar para el funcionamiento de las plataformas

Residuos Líquidos

Los residuos líquidos los podemos clasificar también en peligrosos y no peligrosos

basándonos en la norma NOM-052-SEMARNAT-1993, dichos residuos son generados






fundamentalmente en las embarcaciones por los servicios al personal durante la etapa de

instalación y de las actividades desarrolladas para llevar acabo dicha instalación.

En la Tabla VI.6.1-1 y VI.6.1-2 se presentan los volúmenes estimados de residuos líquidos que

se podrían generar durante las diferentes actividades que se realizarán para la estructura y

subestructura.

Tabla VI.6.1-1 Residuos Líquidos Utilizados Durante la Instalación de la Plataforma

Nombre del Residuo

CRETIB

Volumen Generado

Tipo de Envase




Origen Sitio de

Disposición Final

Resina T, R, I 5,0 t/año Tambos Almacén barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento Desengrasante T 2,0 t/año Tambos Almacén barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento Combustible y

lubricantes T, I 30,0 m3/año Tambos Almacén barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Pinturas y solventes T, I 7,0 m3/año Tambos Almacén barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Removedor T, I 3,0 m3/año Tambos Almacén barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento Fuente: Estudios especiales de evaluación de impacto ambiental, construcción y operación de plataformas marinas, SEMARNAT.

Tabla VI.6.1-2 Residuos Líquidos Utilizados Durante el Mantenimiento de la Plataforma

Nombre del Residuo

CRETIB

Volumen Generado

Tipo de envase

Sitio de almacén Temporal

Características del Sistema de

Transporte Origen

Sitio de Disposición

Final

Resina T, R, I 3,0 T/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento

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

Combustible y Lubricantes T, I 125,0 m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamient

o Pinturas y Solventes T, I 1,0 m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamient

o

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

Fuente: Estudios especiales de evaluación de impacto ambiental, construcción y operación de plataformas marinas, SEMARNAT.

Mientras que en las Tabla VI.6.1-3 y VI.6.1-4 se presentan los volúmenes estimados para los

oleogasoductos que será instalado.






Tabla VI.6.1-3 Residuos Líquidos Utilizados en Oleogasoductos Durante la Etapa de

Instalación

Nombre del Residuo CRETIB Volumen

Generado Tipo de Envase


Características del Sistema de

Transporte Origen


Final

Resina T, R, I 0,5 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Desengrasante T 0,5 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Combustible y Lubricantes T, I 5 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamient

o Pinturas y Solventes T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamient

o

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

Fuente: Estudios especiales de evaluación de impacto ambiental, construcción y operación de plataformas marinas, SEMARNAT.






Tabla VI.6.1-4 Residuos Líquidos Utilizados en Oleogasoducto Durante la Etapa de

Mantenimiento

Nombre del Residuo CRETIB Volumen

Generado Tipo de Envase


Características del Sistema

de TransporteOrigen


final

Resina T, R, I 0,5 T/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamient

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

Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento

Removedor T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamient

o Fuente: Estudios especiales de evaluación de impacto ambiental, construcción y operación de plataformas marinas, SEMARNAT.

Emisiones a la atmósfera

Las emisiones a la atmósfera que se generarán durante la etapa de construcción e instalación

de la Plataforma de Perforación y de los oleogasoductos serán como consecuencia de las

embarcaciones, maquinaria, equipo y unidades de aprovisionamiento, entre otros.

Durante la etapa de operación y mantenimiento las emisiones de rutina provienen de las

pruebas de venteo o quema de los gases y vapores de proceso; gases a la salida de los equipos

rotatorios; emisiones fugitivas de vapores de hidrocarburos y polvo.

Durante la etapa de perforación, las emisiones pueden producirse por diferentes actividades

como son:

Vapores de hidrocarburos que provienen de la Separación del Agua de

Formación.

Quemador Boom durante 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.






VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento

Agua Residual

Los efluentes líquidos que se producirán durante las diferentes etapas del proyecto serán:

Fluidos de las pruebas hidrostática, descarga de líquidos usados en la cementación,

lubricantes, fluidos de enfriamiento, aguas aceitosas, agua de prueba de equipos contra

incendio, entre otros.

En las Tablas VI.6.2-1 y VI.6.2-2 se presentan los volúmenes estimados de aguas residuales

para las diferentes actividades de la Plataforma y Oleogasoducto.

Tabla VI.6.2-1 Aguas Residuales en Plataforma Perforación

Vertimientos Aguas Negras Tratadas Aguas Aceitosas Tratadas Actividad

m3/año Instalación 600,0 600,0 Operación 4 796,0 2 832,0

Mantenimiento 322,0 1 314,0 Desmantelamiento 528,0 1 152,0 Fuente: Estudios especiales de evaluación de impacto ambiental, construcción y operación de plataformas marinas,

SEMARNAT.

Tabla VI.6.2-2 Aguas Residuales en las Actividades de los oleogasoductos

Vertimientos Aguas Negras Tratadas Aguas Aceitosas Tratadas Actividad

m3/año Instalación 540,0 0,0

Operación (20 años) 150,0 0,0 Mantenimiento (20 años) 150,0 20,0

Desmantelamiento 60,0 20,0 Fuente: Estudios especiales de evaluación de impacto ambiental, construcción y operación de plataformas marinas,

SEMARNAT.

Al tratarse de una Plataforma No tripulada no se generará aguas residuales; sin embargo,

cuando exista alguna Plataforma Autoelevable en la Plataforma de Perforación De Perforación

Marina se deberá de dar cumplimiento a la normatividad ambiental vigente en materia de

aguas residuales.






Durante la etapa de preparación únicamente se generarán residuos sólidos tal como papel,

cartón, trapos, guantes provenientes de las embarcaciones que serán utilizadas para la limpieza

de las patas del octápodo y residuos de las cuadrillas de buzos que limpiarán el área requerida

para el tendido de los oleogasoductos. En el caso de la chatarra esta será almacenada

temporalmente en el cantilivier, donde será transportada por chalanes chatarreros a la TMDB,

donde se clasificaran los materiales empleándose nuevamente los que se encuentran en buen

estado y los restantes pasarán a formar parte del programa de comercialización de chatarra con

el que cuenta PEP.

Así mismo, se cuenta con un sistema de 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.

VI.6.3 Disposición

Sitios de Tiro

La disposición de los residuos es llevada a cabo por terceros los cuales tienen 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 y los residuos plásticos reciclables o reutilizables no peligrosos, serán enviados al

Puerto de Dos Bocas, Tabasco en donde se encuentra un área de disposición para dichos

residuos y para ser entregados al concesionario. Los residuos serán embarcados al barco

chatarrero, el cual se encargará de transportarlos a tierra a la Terminal Marítima Dos Bocas

(TMDB) para su manejo, confinamiento y/o disposición final de acuerdo con su clasificación,

posteriormente serán llevados en camiones al tiradero URA (Unidad de Racionalización de

Activos), en donde se vaciarán de sus contenedores a la intemperie y la chatarra se licita.






CAPÍTULO VIII DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS DE

PROTECCIÓN EN TORNO 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 Puerto Ceiba Marino 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 la instalación y operación del

Proyecto Puerto Ceiba Marino que se instalará dentro del Campo Puerto Ceiba, es

factible siempre y cuando la construcción de las mismas cumpla con lo señalado en la

ingeniería de detalle, la operación y 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 Estudio 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 11 pozos e instalación de dos Plataforma PM-1 y PM-1y la construcción

de 11,164.5 km de Oleogasoducto.






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 al

Proyecto Puerto Ceiba Marino, se siguieron las etapas que se indican a continuación:

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.

Estadística de Accidentabilidad por Dependencia Año 2003.

Lista de verificación, con el apoyo de la Norma API-RP-14C.

Metodologías de identificación de riesgos mediante Análisis a través de What if?

(Qué pasa sí…?) y Análisis de Operabilidad (HazOp)

Jerarquización de riesgos mediante la técnica de revisión de los riesgos en la

instalación

(FRR, Facility Risk Review).

Las metodologías de identificación de riesgos que se aplicaron (Lista de verificación con

el apoyo de la norma API-RP-14C, HazOp y What If…?), se encuentran aprobadas en el

“Procedimiento para realizar Análisis de Riesgo en PEMEX Exploración y Producción”,

del mes de Mayo del año 2000 y con clave: 200-22100-SI-112-00001.


Una vez analizados, jerarquizados y evaluados todos los riesgos que presenta la

instalación (los cuales se han analizado en el capítulo VI), 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 cabezal de prueba debido a falla en los empaques

y/o accesorios.

P2 Ruptura total del cabezal de producción de 16” de diámetro debido a

impacto accidental.

P3 Fuga de gas en la línea de salida del tanque separador de prueba

ocasionado 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 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 Oleogasoducto de 16” de


P8 Brote 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 por espacio anular.

P12 Explosión de TNT por mala manipulación.

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 PHAST v 5,23 (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), el software CONFEX 3 para simulación de explosiones y el software

SIMAP 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 la Tabla VII.2-1 los resultados de las simulaciones.

Tabla VII.2-1 Resumen de Resultados de los Postulados accidentales



Postulado 1



633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m)

2 069,0 99,9 4,4 72,9 50,9 31,0 147,9 119,4 NA 101,4 114,1 65,1 10,0

Postulado 2



633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m)

3 575,0

1 023,0 11,9 83,6 46,6 NA 379,1 298,10 NA 215,5 463,4 263,4 40,1

Postulado 3

Masa Masa fugada (kg): 207,0 Masa fugada (kg): 207,0 Masa a explotar (kg):

NA Valores de referencia 10,0 100,0 1

633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m) 169,40 29,33 1,30 NA NA NA 26,38 20,75 16,2 23,2 NA NA NA

Postulado 4



633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m)

3 492,0

1 009,0 11,91 87,3 54,3 6,7 222,9 179,4 NA 150,8 149,2 85,4 15,2

Postulado 5


10,55






Valores de referencia 10,0 100,0 1

633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m)

3 291,0

1 025,0 11,9 83,2 49,2 7,2 211,5 170,6 NA 114,6 122,6 69,9 11,2

Postulado 6



633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 25,0

Distancia (m)

3 281,0

1 035,0 11,9 83,7 50,3 7,0 203,2 165,0 NA 104,5 120,1 69,1 10,8


Tabla VII.2-1 Resumen de Resultados de los Postulados accidentales

(Continuación)



Estabilidad D a 3,0 m/s Postulado 8

Masa Masa fugada (kg): NA Masa fugada (kg): NA Masa a explotar (kg):


633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 2,0

Distancia (m) NA NA NA 205,

80 173,50 NA 6,28 NA NA 90,42 NA NA NA

Postulado 9



633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 2,0


80 86,4

6 NA 9,75 5,95 NA 9,31 NA NA NA

Postulado 10



633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 2,0


70 86,3

8 NA 9,73 5,94 NA 9,31 NA NA NA

Postulado 11



633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 2,0

Distancia (m) NA NA NA NA NA NA 47,93 21,58 NA 5,10 NA NA NA

Postulado 12 Masa Masa fugada (kg): Masa fugada (kg): NA Masa a explotar (kg):






NA 39 Valores de referencia 10,0 100,0 1

633,0 1,4 5,0 37,5 1,4 5,0 37,5 - 0,5 1,0 2,0

Distancia (m) NA NA NA NA NA NA NA NA NA NA 15,29 6,78 3,56


En la Tabla VII.2-2 se presentan los resultados del Postulado 7:






Tabla VII.2-2 Resultados del Postulado 7

Época del Año Observaciones

Norte

Se observa que el derrame sigue tres trayectorias, una hacia el norte, otra hacia el noroeste (la que abarca más área) y la última hacia el sur dirigida hacia la costa, tocando la playa a las 24 horas después afectando la costa ubicada al sur suroeste de la Plataforma PM-1 y PM-2.

Lluvias Se observa que el derrame sigue una trayectoria dirigida hacia el oeste. Cabe mencionar que el aceite no llega a la costa en el periodo de simulación que corresponde a 3 días.

Secas Se observa que el derrame sigue tres direcciones, hacia el oeste y noroeste (mar adentro) y hacia el suroeste (la costa). Cabe mencionar que en un periodo de 24 horas, el derrame alcanza la línea costera.

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 Puerto Ceiba Marino

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. Asegurar el suministro de nitrógeno R4. Capacitar al personal en la operación y mantenimiento del sistema neumático. R5. Capacitar al personal en los procedimientos de las corridas de diablos R6. Verificar que las contratistas que efectúen el trabajo de corridas de diablos se encuentren

calificadas para tal actividad R7. Verificar que se apliquen los programas de mantenimiento. R8. Verificar que desde el diseño se contemple el cumplimiento de códigos y estándares que

garanticen la integridad mecánica del ducto R9. Verificar la documentación de certificación previo a los inicios del trabajo. R10. Contar con personal calificado para la realización de los trabajos R11. Verificar en campo con anticipación patio de fabricación y el equipo mecánico con que

cuenta. R12. Verificar los cortes de soldadura antes del izaje R13. Se recomienda que el cuarto de bombas del remolcador esté protegido contra inundaciones R14. Verificar en campo por parte del personal de PEMEX, la correcta instalación de la

subestructura en la plantilla R15. Verificar que se cuente con equipo de ultrasonido de respaldo






R16. Incluir en el programa de mantenimiento preventivo la instalación de empaques de mayor

calidad en preventores.

R17. Verificar el cumplimiento del programa de mantenimiento preventivo referente a la

realización de pruebas periódicas a preventores.

R18. Incluir en el programa de mantenimiento preventivo la instalación de mangueras de buena

calidad en preventores.

R19. Verificar el cumplimiento del programa de mantenimiento preventivo y/o seguridad

referente a las pruebas periódicas a la actuación neumática para operar los preventores.

R20. Verificar el cumplimiento del programa de seguridad referente a la realización de

simulacros de cierre manual de preventores.

R21. Bajo nivel en presas (los dispositivos deberán incluirse en el programa de mantenimiento

preventivo).

R22. Verificar el cumplimiento del programa de mantenimiento preventivo referente a líneas.

R23. Supervisar el cumplimiento del programa de capacitación al personal referente a la

preparación del lodo de perforación, con la finalidad de que tenga las propiedades acordes

al programa de perforación.

R24. Registrar las pruebas de seguridad del pozo al cambio del intervalo a perforar.

R25. Verificar el cumplimiento del programa de mantenimiento preventivo a todos los equipos

de la plataforma y registrarlo en bitácora.

R26. Supervisar el cumplimiento del programa de capacitación al personal acerca de la

operación de los equipos.

R27. Verificar la automatización de los sistemas de control del equipo principal.

R28. Supervisar el cumplimiento del programa de capacitación continua al personal acerca de los

procedimientos operativos.

R29. Revisión de las charnelas en válvulas de retención para que operen satisfactoriamente.

R30. Evitar que por labores de mantenimiento el agua se dirija hacia las presas durante la

perforación, por lo que se debe supervisar el cumplimiento de los procedimientos

operacionales.

R31. Verificar que se cuenten con los manuales de fluidos de perforación en el área de químicos






y supervisar que sean difundidos al personal.

R32. Aplicación de procedimientos para los análisis reológicos en los lodos empleados en

operaciones de perforación y control.

R33. Supervisar que se lleve el registro de los reportes diarios de los análisis reológicos del lodo.

R34. Realizar inspecciones periódicas a las temblorinas, las cuales deben incluirse en el

programa de mantenimiento preventivo.

R35. Registrar el récord de la barrena para el control de vida útil y el avance en metros por hora

perforados.

R36. Evaluar la posibilidad de colocar charola que conduzca el diesel hacia una fosa para

recuperarlo posteriormente o colocar un dique de contención que retenga el contenido de la

presa para evitar derrames y posible contaminación.

R37. Incluir en el programa de mantenimiento preventivo la Instalación de alarma de alto y bajo

nivel en tanque de diesel.

R38. 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.

R39. 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).

R40. Supervisar que todo el personal que intervenga en operaciones de disparos,

almacenamiento y uso de explosivos este capacitado para ello.

R41. 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.

R42. 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 se cumplimiento y registrarse en bitácora.






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 PM-1 y PM-2, 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.

La plataforma PM-1 y PM-2 es una plataforma del tipo no tripulada, por lo cual será

controlada por Unidades de Proceso Remoto (UPR´s), el cual se localizará en el Activo

Integral Litoral de Tabasco 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.3 PRESENTAR INFORME TÉCNICO DEBIDAMENTE LLENADO






En el Anexo J se presenta el Informe Técnico correspondiente al presente estudio.

Capitulo 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 el tramo es de 100 mts. aprox. para el cabezal periférico Puerto Ceiba 101 y para los 1727 mts, es en la zona industrial de la Terminal Marítima Dos Bocas , en caso de presentarse los eventos simulados.

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. En general, las afectaciones primordiales se reflejarían sobre la vegetación propia de estas áreas, en caso de que abarcara mas allá de la plataforma el evento. 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:

a) 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.

b) Cumplir estrictamente con las disposiciones técnicas de mantenimiento del equipo de perforación durante las actividades.

c) 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.

d) Aplicar en caso de evento indeseado el plan estratégico para contingencias de perforación y mantenimiento de pozos.

e) 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.

f) 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)

g) 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.

h) 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 procedimiento 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 gasoductos. 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 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 (Anexo G).

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 (Anexo G).

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 Gasoductos 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 barcaza “La Amistad” Equipo PM-0076, se cuenta con equipo de seguridad y protección ambiental, a continuación se hace una descripción del equipo:

a) Extintores de polvo químico seco y CO2 b) Red de agua contra incendio que suministra agua a los siguientes equipos:

- Hidrantes - Monitores - Regaderas y lavaojos

c) Ventiladores de aire para dispersar una nube de gas. d) Lancha “Ambulancia” para traslado del personal. e) Lancha con bomba de agua contraincendio independiente de la red de la barcaza. f) Geo-membrana localizada en los límites de la barcaza para evitar que se contamine el

agua de los canales de los pantanos en caso de un derrame pequeño de aceite. g) 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 (Anexo C) 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 o Detector de fuego (USH) o Detector de gas combustible (ASH) o Detector de gas tóxico (OSH)

Sistema de alarma o Alarmas visibles o Alarmas audibles o Estaciones manuales

Sistema de extinción o Red de agua contra incendio o Sistema de aspersión o Monitores y gabinetes para manguera o Sistema de extinción espuma-agua

Áreas interiores Sistema de detección o Detector de humo tipo iónico (YSH)i o Detector de humo tipo fotoeléctrico (YSH)p o Detector de gas hidrógeno (NSH)

Sistema de alarma o Alarmas visibles o Alarmas audibles o Estaciones manuales

Sistemas de supresión o Sistema de supresión en caseta de control a base de FM-200 o 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 PM-1 y PM-2 son del tipo no tripuladas, por lo cual será controlada por Unidades de Proceso Remoto (UPR´s), el cual se localizará en el Activo Integral Litoral de Tabasco 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 Gasoductos de 12” ø se utilizarán las normas, estándares y especificaciones señaladas a continuación:

Normas, estándar y/o

especificación scripción

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.






Normas, estándar y/o

especificación scripción

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.

Normas,

estándar y/o especificación

scripción

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 ESTÁNDAR 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 del derecho de vía en estudio 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/93, que “Establece las Características de los residuos peligrosos, el Listado de los mismos y los Limites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente”, publicada el 22 de octubre del 93, incluye los recortes de perforación de pozos petroleros de la forma siguiente: Anexo 2 de la NOM-052-SEMARNAT/93 Tabla 1: Clasificación de residuos peligrosos por giro industrial y de proceso No. de giro: 10 Petróleo y petroquímica Giro industrial o proceso: 10.1 Extracción de petróleo Clave CRETIB: Reactivo e Inflamable (R,I)

Residuo Peligroso: Recortes de perforación de pozos

petroleros en los cuales se usen lodos de emulsión inversa

El No. del Residuo Peligroso de acuerdo a la NOM NOM-052-ECOL/93 es el siguiente: RP10.1/01 Por su parte en la misma Norma, los aceites lubricantes gastados se encuentran incluidos en el Anexo 3, Tabla 2 (Fuente No Específica) 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 en el Anexo 3, Tabla 4 (Clasificación de residuos y bolsas o envases de materias primas que se consideran peligrosas en la producción de pinturas) en el apartado 6: Residuos del lavado con solventes.






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 deberán cumplir 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 gasoductos de 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. LA MISMA PLATAFORMA DE PERFORACIÓN MARINA, CUENTA CON PERSONAL Y UNIDADES DE EQUIPO CONTRAINCENDIO, QUE EN CASO DE PRESENTARSE UNA EMERGENCIA, EL PERSONAL DE LA COORDINACIÓN DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL (SIPA), ATENDERÁ DE FORMA INMEDIATA LA CONTINGENCIA.

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, Región Sur”, asimismo se cuenta con la aprobación del PRE-PPA del activo por parte de la SEMARNAT, a través del oficio DGGIMAR.710/002602 de fecha 14 de junio del 2004, donde se concluye que existe suficiencia técnica. Anexo D. (Nota: El Activo Chilapilla-Colomo es actualmente Activo Integral Macuspana) 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 Macuspana, mismo que cuenta con una representación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, 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 referente 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 la prevención.

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 EL DESARROLLO DEL PERFORACIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA DEL PROYECTO PUERTO CEIBA MARINO, SE DETERMINA QUE NO SE REQUIERE DE UNA REVALORACIÓN DEL RIESGO AMBIENTAL.

CAPÍTULO VII PRONÓSTICOS AMBIENTALES REGIONALES Y, EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS

VII.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 del

oleogasoducto y templete enterrado 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 la zona 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:

o Salinidad, Conductividad, temperatura y profundidad in situ.

o pH.

o Oxígeno disuelto.

o Velocidad y dirección de las corrientes.

Parámetros que se obtendrán a bordo del buque:

o Nitritos.

o Nitratos.






o Amonio.

o Silicatos.

o Ortofosfatos.

o Turbidez.

o Alcalinidad Total.

o Coliformes Totales y Fecales.

o % de Saturación de Oxígeno.

o 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.

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 VII.1-1, se muestran las técnicas comúnmente utilizadas en un crucero

oceanográfico.






Tabla VII.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






Tabla VII.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 del Oleogasoducto 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 VII.1-2 se presenta los tipos de recipientes y condiciones de conservación de

muestras de acuerdo al parámetro a evaluar.

Tabla VII.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

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 4,0°C 14 días






HAP 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 VII.1-3 se mencionan los límites máximos permisibles por fracción

analizada.

Tabla VII.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.






VII.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” 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 Ambiental por la SEMARNAT.

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.

Se deberá notificar al personal que labore en las actividades de instalación y operación

que queda estrictamente prohibido 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 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.

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.






Con base en los resultados de la Matriz de Leopold Modificada de Identificación de

Impactos Ambientales para el Proyecto del Campo Yaxche 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


Preparación con un 14,12 % y por último la etapa Operación y Mantenimiento con un

9,41 %.





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” 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.






VII.3 BIBLIOGRAFÍA

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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 “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.








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.

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 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 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.






La etapa que presenta un mayor número de impactos es la Etapa de Construcción, con

un


Preparación con un 14,12 % y por último la etapa Operación y Mantenimiento con un

9,41 %.





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 Puerto Ceiba Marino” se

determina que es AMBIENTALMENTE FACTIBLE siempre y cuando se apliquen las

medidas de mitigación propuestas en el presente estudio.






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1-230.

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 C, 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 Puerto Ceiba Marino 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

XII.1.3 Videos

No se presentan videos de este Proyecto.

XII.2 OTROS ANEXOS

En la sección de Anexos se presenta información de soporte del presente estudio.

PERFORACIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE...

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