I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL...

de 237

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Profesional Madero, S.A. de C.V.

MANIFIESTO DE IMPACTO AMBIENTAL MODALIDAD PARTICULAR PROYECTO: DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”

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

I.1 Proyecto. El presente proyecto pertenece al Activo Integral Poza Rica - Altamira y se refiere a la

construcción de un oleogasoducto marino de 16” de diámetro; con una longitud

aproximada de 36 Km. El ducto estará conformado por dos tramos, el primero con una

longitud tentativa de 22 Km. que irá desde la Plataforma Carpa “B” hasta la Plataforma

Marsopa y el segundo con una longitud tentativa de 14 Km. que irá desde la Plataforma

Marsopa hasta la Plataforma Bagre “A”.

En el Anexo “A” se incluye el Plano General de Localización en un croquis (Tamaño

doble carta), donde se señalan las características de ubicación del proyecto y datos

más relevantes que permiten su fácil ubicación. Este croquis fue tomado de una sección

de la carta publicada por la Dirección General de Oceanografía Naval Costa Este, de la

Secretaría de Marina, carta batimétrica S.M. 810 Tampico a Punta del Morro; Escala

1:154,000.

I.1.1 Nombre del proyecto. DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”

I.1.2 Ubicación del proyecto. La instalación del oleogasoducto se realizará en la Plataforma Continental (Zona

Marina) del Golfo de México, frente a la costa norte del Estado de Veracruz, México. En

la tabla I.1.2.1 se presentan las coordenadas UTM de ubicación de las Plataformas

Carpa “B”, Marsopa y Bagre “A” respectivamente.

de 237




Tabla No. I.1.2.1.- Coordenadas UTM y Geográficas de las Plataformas Carpa “B”, Marsopa y Bagre “A”.

COORDENADAS UTM COORDENADAS GEOGRÁFICAS PLATAFORMA

X Y X Y

CARPA - B 695 237.00 2 349 733.00 21°14’19.53’’ 97°07’07.24’’

MARSOPA 701 753.00 2 329 985.00 21°03’34.98’’ 97°03’29.67’’

BAGRE - A 703 550.80 2 316 061.00 20°56’01.60’’ 97°02’33.31’’

Código postal. Este apartado no es aplicable por lo antes expuesto.

Entidad Federativa. Veracruz.

Municipio(s) o delegación(es). Túxpan.

Localidad(es). El proyecto corresponde a la construcción de un oleogasoducto marino de 16’’ de

diámetro, que se encontrará a 21.5 Km. de la costa del norte de Veracruz. Tomando

como base lo anterior, la localidad más cercana es el municipio de Tuxpan, Ver., con

una distancia aproximada de 23.75 km. al sitio del proyecto.

I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto. El tiempo de vida útil es de 20 años, que incluye las etapas de operación y

Mantenimiento y Abandono del sitio, y el tiempo de ejecución es de 12 meses para la

etapa de Preparación del sitio y Etapa de Construcción del oleogasoducto.

de 237




La fecha de inicio del proyecto (Preparación del sitio y Construcción), se contempla del

01 de Marzo de 2005 al 28 de febrero de 2006. El presente estudio contempla todas las

etapas del proyecto.

I.1.4 Presentación de la documentación legal. PEMEX Exploración y Producción se establece como un organismo descentralizado de

carácter técnico, industrial y comercial, con personalidad jurídica y patrimonio propio en

la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios publicada en el

Diario Oficial de la Federación el 16 de julio de 1992. Tiene como objetivo la exploración

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

y comercialización. En el Anexo “B”, se presenta copia simple de Ley Orgánica de

PEMEX

I.2 Promovente. I.2.1 Nombre o razón social. PEMEX – Exploración y Producción.

Región Norte.

Activo Integral Poza Rica - Altamira

I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes del Promovente.

I.2.3 Nombre y cargo del representante legal.

Coordinador de Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación

En el Anexo “C” se muestra copia del oficio del nombramiento del

como Coordinador de Unidad de Administración de Asuntos Externos y

Comunicación, así como el Organigrama Funcional del mismo.

Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG

"Protección de datos personales LFTAIPG"



de 237




I.2.4 Dirección del Promovente o de su representante legal.

Subdirector de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional, Protección Ambiental y

Calidad.

Gerente de seguridad Industrial, Salud Ocupacional, Protección Ambiental y Calidad.

Coordinador de Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación.







de 237




I.3 Responsable de la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental. I.3.1 Nombre o razón social. Profesional Madero, S.A. de C.V.

I.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP.

I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio.

I.3.4 Dirección del responsable técnico del estudio.

Entidad federativa.

Municipio o delegación.


LFTAIPG





de 237




Tabla No. 2.- Matriz de actividades de los proyectos petroleros marinos, sobre los componentes

ambientales de un sistema ambiental particular.

Obras Tipo Etapas de desarrollo

Marinos Preparación del sitio Construcción Operación y

Mantenimiento Abandono

Sistemas de conducción de hidrocarburos

Trazo y reconocimiento

topográfico

Posicionamiento de embarcación (Barcaza de Tendido).

Capacitación al personal técnico de

operación y mantenimiento.

Limpieza del ducto

Recepción de equipo y materiales Dragado

Mantenimiento a la instalación en

general

Desinstalación de interconexiones

Obras especiales (cruces)

Tendido de líneas marinas

Corridas de diablos

Retiro de

instrumentos y

abandono de tubería

Embarcaciones de apoyo, (Remolcadores, abastecedor, lancha de transporte de personal y chalán de transporte de tubería). Instalación de Tubería Ascendente, Cuello de Ganso e Interconexiones en cubierta.

Interconexiones Submarinas

Pruebas a la tubería

(III) Sistemas de

Conducción de Hidrocarburos

Oleogasoducto Marino

Transporte al área

de la instalación

Servicios de Comedor, Hospedaje y Sanitarios

Transporte de personal

Disposición final del material

Nota: Los números romanos entre paréntesis corresponden a las obras tipo identificadas dentro de la matriz (Guía SEMARNAT).

de 237




II DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO. II.1 Información general del proyecto. II.1.1 Naturaleza del proyecto. El presente proyecto es industrial petrolero y como su nombre lo indica, consiste en la

construcción de un oleogasoducto marino de 16’’ de diámetro por 36 Km. de longitud.

El ducto estará conformado por dos tramos, el primero de 22 Km. de longitud que

partirá de la Plataforma Carpa “B” hasta llegar a la Plataforma Marsopa y el segundo

de

14 Km. de longitud que partirá de la Plataforma Marsopa hasta llegar a la Plataforma

Bagre “A”.

Las tres plataformas se encuentran localizadas al norte del Estado de Veracruz. En ese

sentido el Activo Integral Poza Rica - Altamira de PEMEX Exploración y Producción, ha

realizado anteriormente actividades semejantes (instalación de Plataformas,

oleogasoductos, etc.) en regiones marinas del noreste del país.

Caracterización Técnica

Para el aprovechamiento del aceite y gas, es necesaria la construcción de dicho

oleogasoducto, que incluya trabajos de instalación, interconexión y puesta en servicio,

cabezales sobre cubierta e interconexión de separadores de prueba, considerando

como capacidad máxima para transportar hasta 40,000 Barriles por día (BPD).

La producción de mezcla gas/crudo será enviada a través de un oleogasoducto de

16’’ Ø, de la Plataforma Carpa “B” pasando por la Plataforma Marsopa hasta llegar a la

Plataforma Bagre “A” (Proyecto), y una vez instalado dicho oleogasoducto, la

producción será enviada a la Batería Punta de Piedra a través de un oleogasoducto ya

existente.

de 237




Se empleará para ambos tramos, tubería de acero al carbón API-5L X 52 de 16’’ de

diámetro y espesor de 0.500’’ (12.7 mm) para línea regular submarina, recubierta por

un lastre de concreto, teniendo una longitud tentativa para el primer tramo del ducto, de

22,000 m.l. (22 Km.) y para el segundo tramo del ducto 14,000 m.l. (14 Km.)

aproximadamente, mismas que estarán enterradas a 1 m como mínimo considerado de

la parte superior del lomo del ducto a la superficie del lecho marino, mediante el

sistema de dragado con agua impulsada por aire a presión.

El ducto Carpa “B” – Marsopa (primer tramo), operará bajo condiciones de servicio

amargo y será construido en un tirante de agua de 49.0 m a 50.5 m.

El ducto Marsopa - Bagre-“A” (segundo tramo), operará bajo condiciones de servicio


El proyecto estará de acuerdo y con estricto apego a lo especificado en la última

edición de los códigos, especificaciones y Normas Nacionales e Internacionales

aplicables a este proyecto, con el fin de contar con los medios necesarios para

preservar la seguridad de las instalaciones a lo largo de su vida útil y el entorno

ecológico de la región, para lo cuál se deberán tomar en consideración todas y cada

una de las observaciones contenidas en el presente estudio de impacto ambiental y las

que emita la Secretaría, en su caso.

El oleogasoducto será instalado utilizando una barcaza de tendido tipo convencional,

con embarcaciones de apoyo (lanchas rápidas, chalán, remolcador y barco

abastecedor). En las tablas II.1.1.1 y II.1.1.2 se presentan las condiciones de operación

del cabezal de recolección de pozos de la Plataforma Carpa y de pozos de la

Plataforma Marsopa, respectivamente.

de 237




Tabla No. II.1.1.1- Condiciones de operación del cabezal de recolección de pozos de la Plataforma Carpa.

CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS DE LA PLATAFORMA CARPA PERFORACIÓN

Flujo Aceite (MBPD) Flujo Gas (MMPCSD) Presión (Kg/cm2 Man.) Temperatura (oC)

Máximo Normal Mínimo Máximo Normal Mínimo Máximo Normal Mínimo Máximo Normal Mínimo

40 25 10 30 15 4 50 25 15 60 30 25

Tabla No. II.1.1.2.- Condiciones de operación del cabezal de recolección de pozos de la Plataforma Marsopa.

CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS DE LA PLATAFORMA MARSOPA PERFORACIÓN



20 20 2 15 13.5 1 45 37 28 45 30 20

Interconexiones. Se requieren interconexiones en cubierta en las plataformas Carpa “B”-Marsopa y

Bagre-“A”.

Disparos Carpa - Marsopa. Se requiere disparo de 6” de diámetro, para la interconexión con el oleogasoducto de 6”

de diámetro a la plataforma Carpa-A.

Disparos Marsopa - Bagre-A. Se tiene previsto un disparo submarino de 10” de diámetro para la interconexión futura

de la plataforma Bagre-C y de 12” de diámetro a la Plataforma Bagre-D.

Recubrimiento Anticorrosivo. El recubrimiento mecánico anticorrosivo debe aplicarse en planta, la cual debe contar

con el equipo específico necesario y suficiente, la aplicación debe de ser supervisada y

certificada. En curva de expansión y línea regular se aplicará recubrimiento

anticorrosivo para inmersión en agua de mar, para soportar una temperatura máxima de

de 237




95° C de temperatura, de acuerdo a Norma de referencia de PEMEX NRF-026-PEMEX-

2001 y Especificación Técnica 3.0411.02.

El Recubrimiento Anticorrosivo, en el ducto ascendente se aplicará de acuerdo a lo

siguiente:

A) Zona atmosférica.- Tipo primario orgánico de zinc autocurante RP-4 B,

acabado con recubrimiento epóxico catalizado de altos sólidos RA-26, con un

espesor promedio de 0.406 mm y un RA-28 poliuretano para formar dos capas

de película seca de 2 mils. de pulg. de espesor cada una, de acuerdo a

especificación técnica de PEMEX 3.0351.01. B) Zona de mareas y oleaje.- Esta zona debe ser protegida mediante el sistema

de protección para mareas y oleaje a base de tubería conductora, material

termoaislante, tubería envolvente y accesorios para una presión de diseño de

acuerdo a bases de usuario y una temperatura de diseño de 95 °C, de acuerdo

a especificación técnica de PEMEX 3.0411.02. C) Zona sumergida.- Se aplicará recubrimiento anticorrosivo que resista la

inmersión en agua de mar, para soportar 95° C de temperatura, de acuerdo a

Norma de referencia de PEMEX NRF-026-PEMEX-2001 y especificación

técnica 3.0411.02.

Lastre de concreto.

Para que las tuberías submarinas tengan el peso requerido, de tal forma que venzan la

flotación, las fuerzas de arrastre horizontal y vertical que se forman debido a las

corrientes y a la acción de tormentas, se les aplica un lastre de concreto, mismo que se

efectuará en planta (no en sitio).

Como paso final, los tubos se cubren con una mezcla de concreto formada de mineral

de hierro, arena y cemento reforzado con malla de alambre.

Al terminar este proceso, los tubos se trasladan a los soporte-almacén durante 7 días,

para su fraguado; después son transportados desde estas plantas de lastrado a los

de 237




muelles por trailers para cargarse en chalanes que los llevarán hasta las barcazas de

tendido.

Para la aceptación de la tubería lastrada (supervisión por parte de PEMEX), esta

contará con la liberación emitida por un certificador, que garantiza que el proceso de

aplicación y calidad del producto cumple satisfactoriamente los requerimientos

indicados en la ingeniería de proyecto.

Para las líneas submarinas (línea regular), el lastre de concreto cumplirá con la Norma

NRF-033-PEMEX-2002, de acuerdo con la densidad y los espesores de lastre de

diseño. Considerando efectos tales como arrastre por corrientes submarinas,

flotabilidad, etc. ratificando el espesor mínimo de lastre de concreto, usando los datos

oceanográficos obtenidos ya sea por estudio o los indicados en la especificación de

PEMEX P.2.0722.02-2004 para la Zona Norte.

Fase Constructiva.

Fabricación de todos los elementos, instalación de ducto ascendente y curvas de

expansión, protección anticorrosiva, lastrado, manejo de tubería (lastrada, desnuda y

con recubrimiento anticorrosivo), soldaduras, inspección radiográfica, ultrasonido,

durezas, calificación de soldadores, tendido de línea marina, pruebas hidrostáticas en

línea y válvulas, corrida de diablos para limpieza inertizado, protección anticorrosiva y

todos los requeridos en la fase constructiva

Todo lo anterior estará conforme a la ingeniería de proyecto.

Caracterización Ambiental

Para la realización de la caracterización ambiental del proyecto, se realizaron las

siguientes Evaluaciones del lecho marino, las que se tomarán como base (contratista),

para ubicar el trazo del oleogasoducto.

de 237




1.- Evaluación Ingenieril-Geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa.

2.- Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Marsopa a Bagre “A”.

3.- Estudio Geofísico de Alta resolución Acústica en la localización denominada Carpa-

101 (Incluye Carpa “B”).

Estos reportes geotécnicos engloban los 36 Km. estimados del corredor Carpa “B”-

Marsopa – Bagre “A”, así como las zonas de los disparos submarinos para

interconexiones futuras con otras plataformas, dichos reportes fueron elaborados por

Fugro-Chance de México S.A. de C.V., Constructora Subacuática Diavaz S.A. de C.V. y

Racal Survey Mexicana, S.A. de C.V., reportes que describen las condiciones generales

del fondo marino y las condiciones geológicas someras que pudieran afectar la

instalación, operación o el diseño de una tubería submarina.

El primero, describe el corredor del levantamiento geofísico de 0.4 km x 26.0 km

denominada CARPA-101 a MARSOPA. Este reporte incorpora los resultados de

aproximadamente 76.4 km (47.4 millas) de líneas de datos geofísicos de alta

resolución, incluyendo información general de suelos de cuatro muestras del fondo

marino.

El segundo, describe el corredor del levantamiento geofísico de 0.4 km por 14.17 km

(5.67 km2) o (0.25 millas por 8.8 millas) denominada MARSOPA-A A BAGRE-A. Este

reporte incorpora los resultados de aproximadamente 72.125 km (44.81 millas) de

líneas de datos geofísicos de alta resolución, incluyendo información general de suelos

de nueve muestras del fondo marino.

El tercero, describe el corredor Carpa -101 a Carpa “B”, ubicando de ésta manera, todo

el trayecto del ducto al ser complemento de los dos anteriores, para tener de ésta

manera información del fondo marino de ambos corredores (Carpa “B”-Marsopa /

Marsopa –Bagre “A”).

de 237




En el tercer corredor (Carpa-101 a Carpa “B”), el fondo marino se describe como una

delgada capa de sedimentos no consolidados que están constituidos por suelos arcillo –

limoso de consistencia muy blanda con presencia de numerosos fragmentos de

conchas. El espesor de sedimentos no consolidados presenta un comportamiento sin

tendencia definida y discontinuo debido a la presencia de formaciones Arrecifales

aflorantes y sepultadas bajo el lecho marino. Los espesores fluctúan aproximadamente

de 0.00 m a 4.50 m Los materiales están constituidos principalmente por arcillas con

alto contenido de carbonatos, Arcilla limosa, muy arenosa, muy blanda, de color gris

obscuro, con numerosos fragmentos de conchas y Arena fina a gruesa.

ATRIBUTOS DEL PROYECTO EN RELACIÓN AL MANTENIMIENTO O ALTERACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES:

Cabe mencionar que por las características de instalación del proyecto en relación al

mantenimiento o alteración de las características ambientales, éstas se verán alteradas

de manera poco significativa y temporal, ya que el trazo de ambos tramos del oleogasoducto, se ubicarán bajo el lecho marino formado en el caso de Carpa “B” a Marsopa por arena fina calcárea, arena fina arcillosa calcárea y arcilla arenosa

calcárea y en el caso del corredor Marsopa a Bagre “A” el lecho marino está

formado principalmente por arcilla arenosa muy blanda y arena fina arcillosa con

fragmentos de conchas y rocas, dicho trazo buscará evitar cualquier desarrollo

bentónico, basado en los estudios del fondo marino mencionados anteriormente. Para

el caso del tercer corredor, el fondo marino se describe como una delgada capa de

sedimentos no consolidados que están constituidos por suelos arcillo – limoso de

consistencia muy blanda con presencia de numerosos fragmentos de conchas. El

espesor de sedimentos no consolidados presenta un comportamiento sin tendencia

definida y discontinuo debido a la presencia de formaciones Arrecifales aflorantes

(arrecife geológico) y sepultadas bajo el lecho marino. Los espesores fluctúan

aproximadamente de 0.00 m a 4.50 m Los materiales están constituidos principalmente

de 237




por arcillas con alto contenido de carbonatos, Arcilla limosa, muy arenosa, muy blanda,

de color gris oscuro, con numerosos fragmentos de conchas y Arena fina a gruesa.

Asimismo, para evitar alteraciones de las características ambientales del entorno se cumplirá con los siguientes puntos:

1.- Seguridad e Higiene industrial, Salud y Protección Ambiental

• El contratista deberá cumplir durante el desarrollo del diseño y/o ingeniería de

sus equipos y sistemas, con la Normatividad Nacional e Internacional en

materia de Protección Ambiental, Seguridad e Higiene, a fin de prevenir y mitigar

los impactos y riesgos que podrían causarse durante la etapa de construcción.

• El contratista tendrá la responsabilidad de desarrollar la ingeniería considerando

siempre los sistemas de seguridad que deban de requerirse para la operación

óptima.

• El contratista cumplirá con lo relacionado al articulo 67 de la Ley de Obras Públicas

y Servicios Relacionados con las Mismas, responsabilizándose del cumplimiento

Normativo en Materia de Seguridad e Higiene Industrial, Salud Ocupacional y

Protección Ambiental, a fin de prevenir, minimizar o reparar los daños que causen

sus actividades, productos o servicios que se deriven de la ejecución de los

trabajos y asumirá la responsabilidad económica y legal que dicha afectación

implique.

• El contratista debe conocer la Política de Seguridad Industrial y Protección

Ambiental de Petróleos Mexicanos y los requerimientos del elemento no. 6 “Control

de Contratistas” de su Sistema Integral de Administración de la Seguridad y

Protección Ambiental (SIASPA).

de 237




• El personal de la contratista encargado de desarrollar los trabajos en instalaciones

de PEMEX Exploración y Producción, debe usar el equipo de protección personal

requerido de acuerdo a sus actividades y cumplir estrictamente con lo establecido

en el documento de P.E.P. (anexo “S”), “Disposiciones en materia de Seguridad

Industrial y Protección Ambiental que deben cumplir los proveedores o contratistas

de PEMEX-Exploración y Producción”, edición vigente, y con la NRF-023-PEMEX-

2001.

• Durante el desarrollo de las actividades en sus instalaciones y en las instalaciones

de Petróleos Mexicanos el contratista debe cumplir con las Normas Oficiales

Mexicanas de Seguridad e Higiene Industrial, NOM-006-STPS-2000, NOM-009-

STPS-1999, NOM-022-STPS-1999, NOM-113-STPS-1994, NOM-115-STPS-1994.

• Para actividades Costa Afuera la contratista cumplirá con lo establecido en el

Convenio Internacional del SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el Convenio

Internacional MARPOL 73/78 y de sus enmiendas emitidas a la fecha de la

formalización del contrato y durante la vigencia del mismo, de igual manera deberá

cumplir con el Protocolo de Montreal incluyendo sus Enmiendas y Modificaciones a

la fecha del contrato, así como del Decreto de Promulgación del Convenio sobre la

Diversidad Biológica.

2.- Plan(es) de Control (gestión) de la Seguridad e Higiene Industrial, Salud Ocupacional y Protección Ambiental.

El contratista tendrá la responsabilidad de desarrollar e implantar un Plan Integral o Planes

separados de Control (gestión) de la Seguridad e Higiene Industrial, Salud Ocupacional y

Protección Ambiental que tenga como objetivo la prevención y detección de cualquier

condición que pudiera dar cabida a Riesgos que afecten la integridad de las personas, el

Medio Ambiente, las instalaciones y la comunidad; según lo establecido en el reglamento

federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de trabajo en el capítulo 4, artículo 130,

131, 132, 133 y 134; y en caso de carecer con un plan que cumpla con lo requerido, para

su desarrollo debe apegarse a la(s) guía para la elaboración y aplicación del manual en

de 237




materia de Seguridad e Higiene Industrial, Salud Ocupacional y Protección Ambiental,

(Procedimiento Interno 258-31200-PA-218-001), de la misma manera se elaborará y/o

actualizará el Plan de Control Ambiental Fase Ingeniería, considerando los criterios del

manual en materia de SIPA (Seguridad Industrial y Protección Ambiental), el(os) plan(es)

se deberá(n) presentar a P.E.P. para su aprobación durante las cuatro (4) semanas

siguientes a la adjudicación del contrato, antes de iniciar cualquier trabajo a desarrollar en

las etapas de instalación del proyecto.

3.- Seguridad Industrial.

Al realizar actividades tanto en instalaciones de PEMEX como en sus embarcaciones, el

contratista, deberá de considerar el equipo de protección personal requerido de acuerdo a

sus actividades y cumplir estrictamente con lo establecido en el documento de P.E.P.

(Anexo “S”), “Disposiciones en Materia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

que deben cumplir los proveedores y contratistas de PEMEX -Exploración y Producción”,

edición vigente a la formalización del contrato.

4.- Personal y Supervisión

El contratista para el presente proyecto contará dentro de su organización con las áreas

de Seguridad Industrial y Protección Ambiental quienes serán los responsables de la

planeación y cumplimiento en estas materias para la ejecución de los trabajos objeto del

contrato, así como de la implantación y seguimiento del(os) plan(es) de control (gestión)

de Seguridad e Higiene, Salud Ocupacional y Protección Ambiental.

Categoría Experiencia (años)

Gerente Seguridad e Higiene Industrial 5

Gerente de Protección Ambiental 5

de 237




Los Gerentes o sus equivalentes deberán ser especialistas en el área, con experiencia

mínima comprobable de cinco años en obras similares, con capacidad técnica y facultades

suficientes para tomar decisiones, definir estrategias o modificar condiciones o conductas

que pongan en riesgo al personal de la compañía y de P.E.P., las instalaciones o el Medio

Ambiente. P.E.P. tendrá la facultad de evaluar la capacidad y el desempeño de los

Gerentes o su equivalente, y en el caso de que se requiera, P.E.P. podrá solicitar su

cambio o sustitución. Dichos representantes deberán participar en las reuniones

periódicas de Seguridad y Medio Ambiente de P.E.P.

P.E.P. podrá realizar visitas de supervisión periódicas a las áreas de trabajo donde se

ejecuten las obras del contratista, con el fin de verificar el cumplimiento de la normatividad

y especificaciones del contrato y en caso de detectar deficiencias quedara a criterio de la

supervisión de P.E.P. las recomendaciones y/o el registro por medio de no conformidades,

las que se harán del conocimiento del contratista a través del supervisor de obra de P.E.P.

El contratista contará dentro de su organización con un área de Seguridad e Higiene

Industrial y Protección Ambiental, representada por un Gerente o su equivalente y al

menos un supervisor por cada 50 trabajadores y que será el responsable de la planeación

y cumplimiento en estas materias para la ejecución de los trabajos objeto del proyecto, así

como la implantación y seguimiento del Plan de Administración de Seguridad e Higiene,

Salud Ocupacional y Protección Ambiental.

5.- Permisos

El contratista será responsable de obtener todos los permisos, aprobaciones,

concesiones, certificados y licencias en materia de Seguridad Industrial, Salud

Ocupacional y Protección Ambiental requeridos en patios de fabricación y trabajos costa

afuera, relacionados con el desarrollo de la obra en cumplimiento a los requerimientos

Federales, Estatales y Municipales a excepción de los permisos en los que P.E.P. será el

responsable de tramitar los permisos y el contratista deberá proporcionar a P.E.P., toda la

de 237




información necesaria con base a los Reglamentos, Leyes y Normas aplicables a la obra

incluyendo la Certificación de Planos o Documentos que P.E.P. requiera.

6.- Impacto y Riesgo Ambiental

El contratista es responsable de cumplir en tierra y costa afuera con la Ley General del

Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y sus Reglamentos, la Ley de Aguas

Nacionales y su Reglamento, la Ley Federal de Derechos en Materia del Agua,

Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimientos de

desechos y otras descargas al mar, así como deberá de cumplir con todas y cada una de

las medidas de mitigación de la manifestación de impacto ambiental, los términos y

condicionantes establecidos por la SEMARNAT en el(os) oficio(s) resolutorio(s) de

impacto ambiental y el(os) oficio(s) resolutorio(s) futuro(s) que se obtengan en materia de

riesgo ambiental, los cuales serán entregados al contratista durante la ejecución del

presente proyecto.

El contratista es responsable del manejo y disposición final de los residuos que se

generen por la ejecución del presente proyecto para lo cual contará con empresas

autorizadas en el manejo y disposición de residuos peligrosos que se requieran..

El contratista deberá enviar a P.E.P. dos (2) semanas después de adjudicado el contrato,

la carta de aceptación de términos y condicionantes del oficio resolutorio en materia de

impacto ambiental mediante el formato S1-sipa-f-0002, así como del programa ambiental

de cumplimiento de términos y condicionantes mediante el formato S1-sipa-f-0001.

7.- Trabajos con Riesgo El contratista para realizar sus actividades en instalaciones de P.E.P., debe evaluar los

riesgos asociados y cumplir con los requerimientos del sistema para permisos de trabajos

con riesgo, establecidos en el documento de P.E.P. denominado “Manual sistema de

Permisos para Trabajo”, para lo cual es requisito indispensable que el personal del

contratista responsable de la supervisión de obra, así como de Seguridad e Higiene

de 237




Industrial y Protección Ambiental hayan acreditado el curso para signatarios del sistema

mencionado.

8.- Capacitación

El contratista debe identificar las necesidades de capacitación y se asegurará que todo su

personal haya recibido un entrenamiento apropiado, incluyendo subcontratistas.

El personal del contratista deberá recibir la capacitación que en términos de la Ley Federal

del Trabajo corresponde al contratista basado en lo dispuesto en los capítulos segundo y

quinto del Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo, así

como el capítulo VIII del documento denominado Anexo “S”.

Será requisito indispensable para el personal del contratista que se desempeñe en

instalaciones costa afuera, recibir el curso básico de seguridad industrial y protección

ambiental, impartido por una entidad reconocida por la Secretaria del Trabajo y Previsión

Social o a través de las Cámaras o Asociaciones a que pertenezca la empresa (CMIC,

ICIC).

9.- Registros y reportes

El contratista debe entregar los reportes de accidentes, lesiones, incidentes y vertimientos

accidentales y todos los demás registros y reportes indicados en el(os) plan(es) de

Seguridad e Higiene Industrial, Salud Ocupacional y Protección Ambiental y los

establecidos por P.E.P., de acuerdo con el documento denominado Anexo “S" edición

vigente, el cual se incorpora como parte integrante de este proyecto.

El contratista deberá elaborar un reporte de cumplimiento ambiental (RCA) actualizado

durante la ejecución de sus trabajos en tierra y costa afuera y mantenerlo en el lugar de

trabajo para que sea presentado a P.E.P. u otra Autoridad que lo solicite, de la misma

manera el contratista deberá entregar a P.E.P. quince (15) días después de haber

notificado el término de las actividades de construcción costa afuera dicho reporte en el

de 237




formato que P.E.P. determine y en el que se incluirán las evidencias de cumplimiento

al(os) oficio resolutorio(s) las evidencias documentales de cumplimiento deberán coincidir

con los formatos presentados en sus planes y procedimientos.

10.- Bitácora ambiental.

El contratista deberá de llevar una bitácora ambiental durante la ejecución de los trabajos

del proyecto, en la que se registre el seguimiento del cumplimiento de términos y

condicionantes del(s) oficio(s) resolutorio(s), para lo cual podrá usar el formato de P.E.P

S1-SIPA-F-0006 o similar.

11.- Salud Ocupacional y Servicios de Emergencia

El contratista es responsable del control de la Salud Ocupacional de sus trabajadores,

la prevención y control de enfermedades y adicciones, así como también en el caso de

presentarse alguna lesión o emergencias médicas. cumpliendo con el Reglamento

Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo, capítulo segundo, artículo

17 y capítulo sexto, artículos 142 al 149; a la Ley General de Salud, título séptimo,

capítulo V, Art. 128 al 132; título octavo, capítulo II; capítulo IV, Art. 162 al 168; título

décimo primero, Art. 134 bis; al Reglamento de la Ley General en Materia de Sanidad

Internacional y las Normas Oficiales Mexicanas: NOM-019-STPS-1993, NOM-027-

SSA1-1993, NOM-017-SSA2-1994, NOM-093-SSA1-1994, NOM-120-SSA1-1994,

NOM-178-SSA1-1998, NOM-180-SSA1-1998, NOM-127-SSA1-1994.

12.- Preparación y Respuesta a Emergencias

El contratista deberá desarrollar sus procedimientos o Planes de Atención a Emergencias

(huracanes, fugas, derrames, fuego, explosión, emergencias médicas, etc.) de acuerdo al

lineamiento de P.E.P. y a los planes internos de P.E.P., que serán proporcionados al

formalizar el contrato.

de 237




13.- Equipo de Sobrevivencia y Contraincendio

Para garantizar la integridad del personal durante sus actividades costa afuera, el

contratista debe considerar durante la vigencia de este contrato tener disponible en los

sitios de trabajo el equipo de sobrevivencia de acuerdo a lo establecido en la Ley de

Navegación, título primero y título tercero, capítulo VII, OMI Convenio Internacional para la

Vida Humana en el mar/1974, Convenio Internacional de la Seguridad IGS, SOLAS 74/78

y de sus enmiendas emitidas a la fecha de la formalización del contrato y durante la

vigencia del mismo.

El contratista durante sus actividades en las instalaciones de P.E.P. debe proveer en sitio:

Equipo para extinción de incendios de acuerdo a lo establecido por el Reglamento Federal

de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo.

• Equipo necesario para monitoreo de gases.

• Equipo de bombeo portátil de agua contraincendio, con las características y

capacidad adecuada para flujo y presión en base a la NFPA-20 o equivalente, para

brindar protección durante los trabajos calientes.

• Balsas salvavidas autoinflables las cuales deben cubrir la capacidad de todo el

personal de la contratista que realice actividades en la instalación citada.

El equipo anterior deberá formar parte indispensable y obligatorio para la realización de

cualquier trabajo que se ejecute y la cantidad dependerá de los frentes de trabajo o

cuadrillas que se encuentren laborando en las instalaciones.

14.- Planta de Tratamiento de Agua Para el manejo, tratamiento y disposición del agua resultante del servicio doméstico,

las embarcaciones, contarán con planta de tratamiento de aguas para cumplir con lo

de 237




establecido en el Convenio Internacional del SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el

Convenio Internacional MARPOL 73/78 y de sus enmiendas emitidas a la fecha de

igual manera deberá cumplir con el Protocolo de Montreal incluyendo sus Enmiendas y

Modificaciones a la fecha del contrato, así como del Decreto de Promulgación del

Convenio sobre la Diversidad Biológica.

II.1.2 Selección del sitio. Como se mencionó anteriormente, para la selección del sitio, se tomaron en cuenta los

siguientes criterios:

CRITERIOS AMBIENTALES

1. Evaluación Ingenieril-geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa (Estudio

geotécnico, ver Anexo “D”).

2. Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Marsopa a Bagre “A” (Estudio

geotécnico, ver Anexo “D”).

3. Estudio Geofísico de Alta resolución Acústica en la localización denominada Carpa-


Estos estudios proporcionaron las condiciones mecánicas del subsuelo marino, la

resistencia lateral del subsuelo, los factores de seguridad y la capacidad de carga del

lecho marino.

4. Inexistencia de Ecosistemas críticos, así como de Zonas Arrecifales. Los

mencionados en los reportes del Anexo “D” (Estudios geotécnicos) se refieren a

arrecifes compactados en el subsuelo que existieron en otra época geológica, los

que se encuentran enterrados a 1 m y 2.8 m (debajo del lecho marino).

5. Zona no inmersa en áreas naturales protegidas.

de 237




Punto resaltante es el hecho de que la zona no esta considerada dentro de las 6 Áreas

Naturales Arrecifales Protegidas (INE 1997) Costas Mexicanas (Golfo de México).

El 5 de junio del 2003 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) un Decreto

en el que se pretende declarar como Área Natural Protegida con el carácter de Área de Protección de Flora y Fauna a la zona conocida como Sistema Arrecifal Lobos-Tuxpan que cuenta con una superficie total de 52,500 hectáreas, localizada

frente a las costas de los municipios de Tamiahua y Tuxpan, Ver. Incluye los arrecifes

Lobos, Tanhuijo, Enmedio, Blanquilla y Túxpan (21°32' N y 97°17' W).

Cabe señalar que de acuerdo al “DOCUMENTO TÉCNICO JUSTIFICATIVO PARA LA

CREACIÓN DE UN ÁREA NATURAL PROTEGIDA EN EL SISTEMA ARRECIFAL

LOBOS-TUXPAN” elaborado por la Universidad Veracruzana, la zona del proyecto no se localiza dentro del Área de Protección de Flora y Fauna Silvestre “Sistema Arrecifal

Lobos-Tuxpan” propuesta para su decreto (Ver anexo “N”).

De los arrecifes anteriormente señalados, los que se encuentran más cercanos al sitio

del proyecto son:

• Arrecife Tuxpan, a una distancia aproximada de 7 Km.

• Arrecife Enmedio, a una distancia aproximada de 13 Km.

• Arrecife Tanhuijo, a una distancia aproximada de 16.75 Km.

Por la cercanía de dichas Zonas Arrecifales se optó por la realización de los estudios

Geotécnicos para la definición del trazo y ubicación de posibles afloramientos

bentónicos, para evitar la construcción del oleogasoducto sobre cualquiera de estas

estructuras, resaltando que en el supuesto de modificar el trazo se tomará en cuenta

dicho estudio para buscar un trazo más idóneo sin salirse del área estudiada.

de 237




CRITERIOS TÉCNICOS 1. Ubicación de las plataformas Carpa “B” (por instalar), Marsopa, Bagre “A”, Bagre

“C” (a futuro), Bagre “D” (a futuro) y Carpa “A” (A futuro).

2. Evaluación Ingenieril-geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa.

3. Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Carpa-101 a Bagre “A”.



4. Cruces de otras líneas submarinas (El menor número de cruzamientos con otras

líneas).

5. Optimización del aprovechamiento de la trayectoria (La menor distancia entre las

plataformas, que determinan los puntos de origen y término de los ductos).

6. Los requerimientos en la conducción de los hidrocarburos.

7. Los impedimentos topográficos (estudios geofísicos y Geotécnicos del corredor).

8. Todas las estructuras, tubería de conducción (oleogasoducto) y servicios

cumplirán las especificaciones correspondientes.

9. Seguridad de las instalaciones:

Las conexiones del oleogasoducto de la Plataforma Carpa “B” a la Plataforma Marsopa

y de la Plataforma Marsopa a la Plataforma Bagre “A”, estarán basados en criterios de

ingeniería y diseño, con una correcta ejecución de la construcción y operación del

oleogasoducto marino, así como en procedimientos de construcción, Calidad,

Seguridad Industrial y Protección Ambiental, procedimientos calificados y certificados

tanto en materiales como en equipos que cubrirán las especificaciones requeridas por

PEMEX Exploración y Producción, para evitar daños al medio ambiente.

CRITERIOS SOCIOECONÓMICOS La ubicación del sitio representa económicamente una producción esperada de

40,000 BPD, a explotar en un periodo de 20 años, suministrando una mezcla de

gas/crudo en forma continua, confiable y segura de la Plataforma Carpa ”B” pasando

de 237




por Plataforma Marsopa hasta llegar a la Plataforma Bagre “A”, contribuyendo a

satisfacer la demanda Nacional de crudo y gas.

En los casos de las etapas de preparación y construcción, éste trabajo será eventual y

en su mayoría para personal calificado, en las funciones propias de cada actividad.

Para el caso del personal operario de forma regular para cada equipo o función

especifica, será personal de un nivel técnico de medio a alto con calificación específica

para cada labor.

II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización. La ubicación física del sitio donde se llevará a cabo el proyecto de construcción del

oleogasoducto marino, se muestra en el Anexo “E”, donde se presenta la Carta de

Ubicación Física del proyecto tomado de la carta topográfica emitida por INEGI escala

1: 125 000. En el Anexo “A” se muestra igualmente un croquis tomado de una sección

de la carta publicada por la Dirección General de Oceanografía Naval Costa Este, de la


1:154,000, para mostrar el sitio de ubicación del proyecto.

Tabla II.1.3.1.-Localización de la instalación.

ZONA : Región Norte

ACTIVO : Activo Integral Poza Rica -Altamira

CAMPO : Carpa-Marsopa-Bagre

LONGITUD APROXIMADA : 36 Km

COORDENADAS UTM PLAT. CARPA “B” : X: 695 237.00; Y: 2 349 733.00

TIRANTE : 49.00 m

COORDENADAS UTM PLAT. MARSOPA : X: 701,753.00; Y:2´329,985.00

TIRANTE : 47.60m

COORDENADAS UTM PLAT. BAGRE “A”: X: 703,550.80; Y: 2´316,061.00

TIRANTE : 47.00 m

INSTALACIONES INVOLUCRADAS

de 237




Plataforma Carpa “B”

Plataforma Carpa “A” (interconexión a futuro)

Plataforma Marsopa

Plataforma Bagre “A”

Plataforma Bagre “C” (interconexión a futuro)

Plataforma Bagre “D” (interconexión a futuro)

Oleogasoducto de 16” de diámetro X 36 Km. de longitud a instalar de las

Plataformas Carpa “B”-Marsopa - Bagre “A”.

Oleogasoducto de 16” de diámetro X 16 Km. de longitud de Bagre “A” a Batería

Punta de Piedra.

En el Anexo “F”, se presentan los siguientes croquis y planos de referencia del

conjunto del proyecto con la distribución total de la infraestructura, destacando que para

éste caso no existirán obras asociadas y obras provisionales. 1. MAPA DEL ÁREA (MARSOPA – BAGRE “A”)

2. MAPAS DE LA RUTA PARA TUBERÍA Y PERFIL INTERPRETATIVO. RUTA DE LA TUBERÍA

MARSOPA “A” A BAGRE “A”

3. SECCIONES MAPAS DE LA RUTA DE LA TUBERÍA MARSOPA “A” A BAGRE “A” (PLANO DE

RASGOS GEOLÓGICOS Y RIESGOS, PLANO DE PENDIENTES DEL FONDO MARINO;

PLANO DE POSICIONAMIENTO Y PLANO BATIMÉTRICO).


MARSOPA “A” A BAGRE “A” (PLANO DE ISOPACAS).


CARPA 101 A MARSOPA (PLANO DE ISOPACAS).

6. SECCIÓNES MAPAS DE LA RUTA DE LA TUBERÍA CARPA 101 A MARSOPA (PLANO DE



7. TIPICO DE UNA ESTACIÓN DE BOTONES

8. DETALLE DE CONEXIÓN ELÉCTRICA

9. TIPO DE INSTALACIÓN DE VÁLVULA DE CORTE DE BOLA CON ACTUADOR

HIDRONEUMÁTICO.

10. LOCALIZACIÓN GENERAL DE LOS TRABAJOS.

11. LOCALIZACIÓN DE PLATAFORMAS CARPA, CARPA “B” y MARSOPA).

de 237




12. ARREGLO GENERAL DE INFRAESTRUCTURA MARSOPA - BAGRE “A”.

13. LOCALIZACIÓN DE PLATAFORMAS MARSOPA - BAGRE “A”.

14. ARREGLO GENERAL DE LA INFRAESTRUCTURA CARPA – MARSOPA.

15. ABRAZADERA TIPO PARA DUCTO ASCENDENTE.

16. DEFENSA TIPO PARA DUCTO ASCENDENTE.

17. CUBIERTA INFERIOR DE LA PLATAFORMA BAGRE “A”.

18. CUBIERTA INFERIOR DE LA PLATAFORMA MARSOPA.

19. PERFIL DE ALINEAMIENTO.

Planos Estudio Geofísico en Localización Carpa 101:

20. ANÁLISIS SÍSMICO ESTRATIGRÁFICO

21. PERFIL LÍNEA CENTRAL (W-E)

22. PERFIL LÍNEA CENTRAL (N-S)

23. RIESGOS

24. ESTRUCTURAL PROFUNDO

25. ESTRUCTURAL SOMERO

26. ISOPACAS

27. BATIMETRÌA Y EVENTOS EN EL LECHO MARINO

28. POSICIONAMIENTO

29. ESTRUCTURAL PROFUNDO 2

30. ESTUDIO GEOFÍSICO CARPA-101 (LINEA CENTRAL –8) N-S, E-W, S-N.

31. ESTUDIO GEOFÍSICO CARPA-101 (LINEA CENTRAL –8) S-N FIGURA 16



II.1.4 Inversión Requerida. a).- El costo total requerido de inversión del proyecto, que incluye el Diseño, Procura y

Construcción del Oleogasoducto, será del orden de los $553´000,000.00

(Quinientos cincuenta y tres millones de pesos 00/100 M.N.).

b).- Precisar el periodo de recuperación del capital, justificándolo con la memoria descriptiva.

El resultado de dicho análisis, contempla un periodo de recuperación de la inversión de

4 años, y un periodo de explotación de 20 años aproximadamente.

de 237




Tabla II.1.4.1.- Costos de Inversión Requerida.

CONCEPTO 2005 2006 2007 2008 2009 2010-2025 TOTAL

Inversión (aproximada) 450 103.0 0.00 0.0 0.0 0.0 55300

Gastos de Operación

(tentativos) 0.0 6.06 6.06 0.12 0.12 49.59 61.95

PERIODO DE RECUPERACIÓN 4 AÑOS

PEMEX 2004

c).- Especificar los Costos necesarios para aplicar las Medidas de Prevención y Mitigación. Durante el desarrollo del proyecto se aplicarán Planes, Programas, Procedimientos,

Sistemas de Seguridad, Convenios, Supervisión, etc., tendiente a la aplicación de

medidas de prevención (Preventivas, Correctivas, Predictivas) y de mitigación. Así

como, Normatividad Nacional e Internacional, Códigos, Normas de tuberías, aplicables

al proyecto buscando minimizar los posibles impactos ambientales al entorno, entre

ellos se mencionan los siguientes:

1. Procedimientos y Cumplimiento con la Normatividad Nacional e Internacional en

materia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

2. Normas de referencia y especificaciones técnicas de PEMEX.

3. Sistemas de Seguridad que deban de requerirse para la operación óptima.

4. Equipo de protección personal requerido de acuerdo a sus actividades.

5. Cumplimiento con lo establecido en los convenios:

Convenio Internacional del SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA).

Convenio Internacional MARPOL 73/78 y de sus enmiendas emitidas a la

fecha.

Protocolo de Montreal incluyendo sus Enmiendas y Modificaciones a la

fecha.

de 237




Decreto de Promulgación del Convenio sobre la Diversidad Biológica para

actividades Costa Afuera.

6. Ejecución de Plan Integral o Planes separados de Control (gestión) de la

Seguridad e Higiene Industrial, Salud Ocupacional y Protección Ambiental para

prevención de Riesgos.

7. Contar con las Áreas o Departamentos y personal de Seguridad Industrial y

Protección Ambiental.

8. Capacitación y entrenamiento apropiado.

9. Reporte de cumplimiento ambiental (RCA).

10. Equipo de sobrevivencia de acuerdo a lo establecido en la Ley de Navegación.

11. Equipo para extinción de incendios de acuerdo a lo establecido por el

Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo.

12. Equipo necesario para monitoreo de gases.

13. Equipo de bombeo portátil de agua contraincendio, con las características y

capacidad adecuada para flujo y presión en base a la NFPA-20 o equivalente,

para brindar protección durante los trabajos calientes.

14. Balsas salvavidas autoinflables las cuales deben cubrir la capacidad de todo el

personal de la contratista que realice actividades en la instalación citada.

15. Supervisión de obra y puesta en operación.

16. Bitácora Ambiental y Libro de Proyecto.

17. Certificación, con la participación de una agencia de certificación especializada

subcontratada por la contratista para que verifique durante el proceso de

ejecución del proyecto el cumplimiento de las Normas, Códigos

Especificaciones, Prácticas aplicables y Reglas propias de la Certificadora,

además de los requerimientos de la Seguridad y Protección Ambiental para

instalaciones petroleras durante todas las etapas del proyecto de acuerdo con

los requerimientos de P.E.P. y de otras instituciones y organizaciones

especializadas en la materia.

de 237




Los costos necesarios para aplicar las medidas de prevención y mitigación, se estiman

en un 3 % aproximadamente del total de la inversión requerida, la memoria de cálculo

será realizada una vez asignado el contrato realizado bajo el esquema de Diseño,

Procura y Construcción y dichos datos estarán disponibles para la autoridad si así lo

requiere.

II.1. 5 Dimensiones del proyecto. Para la construcción e instalación del oleogasoducto marino de 16’’ de diámetro de las

Plataformas Carpa “B” – Marsopa – Bagre “A” se incluye el trazo y tendido de línea, la

cual abarcará una longitud estimada de 36 Km, y por desarrollarse en un medio marino

no existirán cruces con cuerpos de agua, poblados o áreas de conservación

decretadas por autoridades y/o normas ambientales vigentes.

Se solicitará autorización a la Dirección de Marina Mercante de la Secretaria de

Comunicaciones y Transportes sobre el posicionamiento del oleogasoducto para su

consideración en las cartas de navegación, proporcionando la información pertinente

en cuanto a ubicación.

Superficie total requerida para el proyecto: Las normas especifican que la zanja que se efectúa con el dragado en el suelo marino

tendrá un ancho aproximado de 1 m, razón por lo que se tiene contemplado lo

siguiente:

a) Superficie total estimada del área (m2) : 36, 000 m2

b) Superficie a afectar (m2): indeterminado, tomando en cuenta que se instalará el

oleogasoducto bajo un fondo de arena fina calcárea, arena fina arcillosa

calcárea y arcilla arenosa calcárea en el primer tramo de Carpa “B” a Marsopa y

en el segundo tramo de Marsopa a Bagre “A” el fondo es de arcilla arenosa muy

de 237




blanda y arena fina arcillosa con fragmentos de conchas y rocas, dicho trazo

buscará evitar cualquier desarrollo bentónico, basado en estudios geotécnicos.

c) Superficie (m²) de obras permanentes: 100% (36, 000 m²).

Para el caso del presente proyecto (Proyectos lineales), la longitud estimada es de 36

Km., el Ancho de la zanja dragado será de 1 m. y la superficie estimada a ocupar será

de 36, 000 m2.

II.1.6 Uso actual de suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en sus colindancias. Debido a la naturaleza del proyecto no aplica este punto, ya que éste se desarrollará

en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas de Tuxpan, Ver., en una

zona dedicada actualmente a la actividad petrolera, con base a lo señalado en la Ley

Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, mediante la cual

el Ejecutivo Federal ha otorgado a Petróleos Mexicanos la concesión del mismo para

la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Dichas actividades las lleva a cabo Petróleos Mexicanos atendiendo la Resolución

Internacional A.527 "Sistema de Control de Tráfico Marítimo en el Golfo de México",

emitida a petición del Gobierno Mexicano por la Organización Marítima Internacional

(OMI), que establece un área restringida para la navegación de embarcaciones no

petroleras alrededor de las instalaciones petroleras, ello con el objeto de garantizar la

seguridad del personal, instalaciones y terceros en casos de accidentes, terrorismo o

sabotaje, dada la función vital de la producción de hidrocarburos dentro de la

economía nacional.

II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos.

de 237




Por la naturaleza marina del proyecto, el concepto de urbanización del área no es

aplicable. Por otra parte los servicios requeridos necesarios para la ejecución del

presente proyecto, estarán cubiertos por la compañía contratista encargada de realizar

los trabajos, misma que deberá cumplir con las especificaciones de construcción

general y particulares dispuestas por PEP, así como los procedimientos de

construcción, calidad, seguridad, utilizando los materiales y equipos necesarios.

Particularmente la(s) embarcación(es) de la contratista encargada de realizar los

trabajos, contará con los servicios de una planta de tratamiento de aguas residuales

sanitarias a bordo, para tratar el agua resultante del servicio doméstico para su

posterior vertimiento al mar, cumpliendo con los rangos señalados en la Norma Oficial

Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles

de contaminantes en las descargas de aguas residuales en Aguas y Bienes

Nacionales”. (Ver Normas Oficiales Mexicanas, capitulo III, Pág. 14 puntos de

NOM-001-SEMARNAT-1996 que le aplican al proyecto).

Las vías de acceso al proyecto serán principalmente por vía marítima partiendo del

puerto de Tuxpan, Ver., u otro puerto para embarcaciones de gran calado, o bien por

vía aérea, para lo cuál la embarcación principal contará con un helipuerto para recibir

helicópteros, mismo que contará con lo siguiente:

Helipuertos que cumplan con la nomenclatura API RP2L y/o la Normatividad

Internacional de la OACI (Organización de Aviación Civil Internacional), además de

cumplir con el NFPA-418. Dichos helipuerto(s) también será(n) inspeccionado(s) para

determinar las condiciones en que se encuentra(n) y confirmar que las embarcaciones

cumplan con las especificaciones establecidas. Así mismo, se presentará con

oportunidad la siguiente información:

de 237




• Certificado del helipuerto que cumpla con la capacidad mínima para recibir

helicópteros con un peso máximo de 7,000 libras o superior.

• Plano en planta de instalación de helipuerto.

• Planos del sistema contraincendio del helipuerto.

• Programas de mantenimiento actualizados del sistema contraincendio del

helipuerto.

• Señalización e iluminación para operaciones nocturnas.

• Procedimiento de recepción de helicóptero en el helipuerto.

• Procedimiento de emergencia en el helipuerto.

En cuanto a agua potable ésta será suministrada por barco abastecedor a las

embarcaciones involucradas en la realización del proyecto o bien mediante planta

potabilizadora, para tratar agua de mar.

La energía eléctrica necesaria será suministrada a través de generadores instalados en

las embarcaciones.

Todos los servicios para la realización del proyecto por parte de la contratista serán

supervisados por PEMEX, anotando todos los días en bitácora, lo efectuado para

cualquier consulta.

II.2 Características particulares del proyecto.

Información de obras principales:

La obra principal a desarrollar se refiere a la construcción de un oleogasoducto marino

de 16’’ de diámetro por 36 Km. de longitud estimada. El ducto estará conformado por

dos tramos de tubería lastrada, el primero de 22 Km. aproximadamente de longitud,

que partirá de la Plataforma Carpa “B” hasta llegar a la Plataforma Marsopa y el

segundo de 14 Km. de longitud tentativa, que partirá de la Plataforma Marsopa hasta

de 237




llegar a la Plataforma Bagre “A”. En el Anexo “G” se incluye el catálogo de conceptos

para el presente proyecto.

Características de la tubería

Tubería lastrada de acero al carbón de alta resistencia especificación API-5L-GR. X52,

para servicio amargo, extremos biselados soldables. La fabricación, pruebas y traslado

deberá de cumplir como mínimo con lo especificado en las referencias técnicas

siguientes: NRF-001-PEMEX-2000, API-5L, API-RP-5LW, API-RP-5L1, NACE STD-MR-

0174, NACE-MR-0175, NACE STD-TM-0284, NACE-STD-TM-0177 Y ULTIMAS

EDICIONES. La tubería a suministrar podrá ser sin costura o con soldadura longitudinal

recta.

Los tramos de Tubería serán de 12.00 m. de longitud nominal, con extremos biselados

mediante maquinado y marcado interno de fabrica en uno de los extremos, la

desviación del escuadre de los extremos de la tubería no deberá ser mayor de 1/16”.

El espesor de pared en cualquier ubicación de la tubería deberá estar dentro de las

tolerancias de fabricación indicadas en API-5L Y NRF-001-PEMEX-2000. El

procedimiento de carga y embarques de la tubería deberá ser conforme a API RP-5LW

Y API RP-5L1.

Características de diseño de las obras y actividades en relación a su participación en la reducción de las alteraciones al ambiente.

• INGENIERIA DE SISTEMAS Y LÍNEAS SUBMARINAS. Se realizaran levantamientos en campo de las plataformas e instalaciones existentes,

para la elaboración de bases de diseño por las diferentes especialidades que aplican

para el desarrollo de las mismas, éstas deberán incluir pero sin limitarse a las

especialidades de ingeniería básica (proceso, sistemas) y de detalle (tuberías,

de 237




estructuras, instrumentos, análisis de esfuerzos, ductos y seguridad industrial), lo

anterior buscando que el sistema a instalar tenga un alto grado de seguridad y opere

con eficiencia.

• CRITERIOS DE DISEÑO. El contratista enlistará en las bases de diseño las más altas prácticas que empleará en

la ingeniería para el diseño de los oleogasoductos marinos y obras asociadas a fin de

contar al final del proceso de ingeniería y construcción con una instalación que opere

de una forma que asegure la protección al personal, los equipos, las instalaciones y al

entorno ecológico. Dichos criterios de diseño incluirán:

• Diseño de Protección Catódica.

• Aislamiento Eléctrico (junta aislante, monoblock).

• Sistema de Protección Anticorrosiva. (zona atmosférica, zona de mareas y

oleaje, y zona sumergida

• Propiedades de los Materiales Utilizados.

• Procedimientos Constructivos

• Procedimientos de Instalación.

Se realizará un Análisis de Estabilidad Estructural de los tramos de tubería

especificados, esto será por medio de un programa de análisis de elemento finito

específicamente desarrollado para ello, tal como el CAESAR II, AUTOPIPE o

equivalente. Se considerarán todos los tipos de cargas (sostenidas, periódicas,

ocasiónales, etc.) y determinar la mas críticas para el análisis.

Trazo definitivo. La definición del trazo, estará basada en los resultados obtenidos

por los Estudios Geotécnicos ya efectuados al corredor de instalación de la tubería

tramos Carpa “B”- Marsopa y Marsopa - Bagre “A”. Dicho trazo evitará los

afloramientos de roca y desarrollos bentónicos para la instalación de la tubería

de 237




marina.

• Se evitarán los afloramientos de roca y las tuberías existentes durante la

planificación de las localizaciones para el posicionamiento de la embarcación

durante la operación de tendido de la tubería, cuidando que las anclas no sean

arrastradas sobre desarrollos bentónicos.

• Se recomienda que si se reubica la ruta propuesta para la tubería, se use los

reportes Geotécnicos, como guía para elegir otro alineamiento favorable.

En el Anexo “G” se incluye el catalogo de conceptos para el presente proyecto.

II.2.1 Programa general de trabajo.

Las etapas de preparación del sitio y construcción se estima se realicen en un periodo

aproximado de 365 días (doce meses), la etapa de operación y mantenimiento se

conforma por un periodo aproximado de 20 años. Una vez asignado el contrato bajo el

esquema de Diseño, Procura y Construcción, la compañía ganadora de la licitación

realizada conforme a la Ley de adquisiciones y Obras Públicas y Servicios relacionados

con las mismas, se elaborará el programa de construcción correspondiente.

Para fines de evaluación técnica del proyecto se presenta en el Anexo “Ñ” Programa

de Construcción Tentativo, ya que las actividades a ejecutar, abarcaran desde la

elaboración de bases de diseño, ingeniería básica, la adquisición de todos los equipos,

instrumentos y materiales, protección anticorrosiva, lastrado, fabricación e instalación

de elementos e interconexiones en la cubierta de plataforma, tendido de línea, disparos

submarinos, prueba hidrostática y hasta la última fase de construcción, es decir, todo el

alcance de los trabajos y todo conforme a la ingeniería de proyecto.

II.2.2 Preparación del sitio La etapa de preparación del sitio considera las siguientes actividades:

de 237




- Trazo y reconocimiento topográfico.

- Recepción de equipo y materiales.

- Transporte al área de instalación.

- Servicios de comedor, hospedaje y sanitarios.

En el proyecto de instalación del oleogasoducto marino de 36 km. Tramos (Carpa “B” a

Marsopa y Marsopa a Bagre “A”), la planificación correspondiente a la franja de lecho

marino donde se alojará la tubería, incluirá los Procedimientos adecuados y las

medidas específicas, de tal manera que el sistema permanezca inalterable durante

todo el tiempo de operación, según lo indican entre otras las siguientes Normas

PEMEX.

• NRF-001-PEMEX 2000.- TUBERIA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN Y

TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS AMARGOS.

• P.3.0721.01.- INSTALACION DE TUBERIAS SUBMARINAS DE

RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS.

• CTCA- 001.- CRUCE DE SISTEMAS DE TUBERIAS DE CONDUCCIÓN COSTA

AFUERA.

• NRF-020-PEMEX 2001.- PROTECCIÓN CON RECUBRIMIENTOS

ANTICORROSIVOS PARA TUBERIAS ENTERRADAS Y/O SUMERGIDAS.

• NRF-033-PEMEX-2003.- LASTRE DE CONCRETO PARA TUBERÍAS DE

CONDUCCIÓN.

• NRF-045-PEMEX-2002.- DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE INTEGRIDAD DE

SEGURIDAD DE LOS SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD.

• PROY-NRF-047-PEMEX-2002.- DISEÑO INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO

DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN CATÓDICA.

• P2.461.01.- SISTEMAS DE DESFOGES.

• P.3.03.51.01.- APLICACION E INSPECCION DE RECUBRIMIENTOS PARA

PROTECCIÓN ANTICORROSIVA

de 237




• NRF-096-PEMEX-2004.- CONEXIONES Y ACCESORIOS PARA DUCTOS DE

RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS.

• SISTEMAS DE PROTECCIÓN ANTICORROSIVA A BASE DE

RECUBRIMIENTOS. • P.3.411.02.- RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO EXTERNO PARA

TUBERIAS DE CONDUCCIÓN COSTAFUERA QUE OPERAN A ALTAS

TEMPERATURAS.

• P4.0351.01.- ESPECIFICACIONES Y METODOS DE PRUEBA PARA

RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS. • P.3.6.301.01.- PRUEBA HIDROSTATICA PARA TUBERIAS SUBMARINAS DE

RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS

• CID-NOR-P-AC- 0001 GUIA GENERAL PARA LA CERTIFICACIÓN DE

DUCTOS (COMITÉ INTERORGANISMOS DE DUCTOS).

DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES DE LA ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO: Trazo y reconocimiento topográfico. El trazo definitivo y el desarrollo de los planos

de planta y alineamiento, se basarán en los reportes geotécnicos realizados por Fugro-

Chance de México S.A. de C.V. y Constructora Subacuática Diavaz S.A. de C.V.,

(Evaluación Ingenieril-geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa, Evaluación

Ingenieril-geológica del corredor Carpa-101 a Carpa “B” y Evaluación Ingenieril-

Geológica Corredor Marsopa a Bagre “A”), ya que describen las condiciones generales

del suelo (lecho marino) y las condiciones geológicas someras que pudieran afectar la

instalación, operación o el diseño de una tubería submarina. Para realizar éste trazo y

reconocimiento topográfico, se utilizará Sistema de Sonar de Barrido Lateral para

efectuar dicho levantamiento a lo largo de la ruta de la línea de Proyecto, esto definirá

la ubicación exacta de cruces con líneas existentes, que indiquen las coordenadas

UTM, así como la profundidad de enterrado de las mismas y lo mostrado en ambos

estudios geotécnicos evitando cualquier tipo de estructura con desarrollo bentónico que

pudiese existir.

de 237




Dicho trazo será realizado por la contratista encargada de ejecutar los trabajos,

presentando a PEP los planos para su aprobación.

Recepción de equipo y materiales. Todos los materiales y equipos que serán

utilizados en el proyecto serán transportados desde el lugar de fabricación o de los

almacenes más cercanos al patio de la contratista, para su posterior traslado al área

del proyecto.

Transporte al área de instalación. El transporte de materiales en la zona marina se

realizará mediante un chalán hasta el área de proyecto. El equipo y la maquinaria

necesaria para el traslado de la línea submarina se mencionan en la siguiente tabla.

TABLA II.2.2.1.- Equipo y maquinaría necesaria para el transporte de línea submarina tipo. ACTIVIDAD EQUIPO CANTIDAD

Chalán para movimiento de materiales. 1

Remolcador para movilizar el chalán. 1 Traslado y

maniobras

Grúa sobrecubierta de la barcaza de tendido para movimientos de materiales. 1

En esta etapa se realizará el traslado de la barcaza de tendido al sitio de construcción

e instalación del oleogasoducto marino, utilizándose barco remolcador para

movilización de la barcaza al sitio elegido para su posicionamiento, al igual que el

traslado de un chalán conteniendo la tubería lastrada a instalar, materiales y equipo,

así como todo lo relativo al diseño de la ingeniería básica y de detalle, entrega de

procedimientos tales como: de construcción, calidad, seguridad industrial, ambientales,

capacitación, por parte de la contratista, avalados por empresa certificadora y

constatado por la supervisión de PEMEX Exploración y Producción.

Servicios de comedor, hospedaje y sanitarios. Esta actividad tendiente a satisfacer

las necesidades del personal que labore en la(s) embarcación(es), puede generar

de 237




impactos por la generación de residuos sólidos y aguas residuales domésticas. Los

residuos sólidos de comida serán triturados para su disposición en el mar y las aguas

residuales de carácter doméstico serán tratadas en planta de tratamiento de aguas de

la propia embarcación para cumplir con lo establecido en el Convenio Internacional del

SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el Convenio Internacional MARPOL 73/78 y de

sus enmiendas emitidas a la fecha de igual manera deberá cumplir con el Protocolo de

Montreal incluyendo sus Enmiendas y Modificaciones a la fecha del contrato, así como

del Decreto de Promulgación del Convenio sobre la Diversidad Biológica.

II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto. El proyecto de acuerdo a lo requerido, se desarrollará utilizando instalaciones

existentes y embarcaciones adecuadas, las cuáles contarán con las áreas necesarias

para el cumplimiento de su objetivo, por lo que no se requiere la construcción de obras

tales como vías de acceso, patios de servicio, etc.

• Almacenes: No se efectuará la construcción de almacenes provisionales, ya que

éstos ya estarán instalados en las embarcaciones principales y en los talleres o

patios de la contratista, por lo que el material que se utilizará estará a disposición

en el almacén central de la contratista, Chalán, Barco Abastecedor o Barcaza de

Tendido, según se requiera.

• Talleres: No se realizará construcción alguna de talleres provisionales, sólo se

contempla la utilización de talleres ya existentes para dar mantenimiento a los

equipos y el existente a bordo para la ejecución de la soldadura y pruebas a la

línea regular y partes aéreas del proyecto.

• Oficinas: No se construirán oficinas por el desarrollo del proyecto, las que se

utilicen serán rentadas o bien propiedad de la contratista,.

• Instalaciones sanitarias: Se utilizarán las existentes en las embarcaciones y

Plataformas (operación y mantenimiento).

de 237




• Campamentos, dormitorios y/o comedores: No se considera la construcción de

éstas obras (dormitorios y/o comedores), los existentes a bordo serán los que se

utilicen, en cuanto a campamentos no se considera la construcción de estos por

ser un proyecto marino.

• Planta de tratamiento de efluentes: No se contempla la construcción de éste tipo

de obras, la Barcaza de Tendido contará con ello, para tratar las aguas aceitosas

de sentinas y por otra parte se contará con planta de tratamiento de uso exclusivo

para efluentes de carácter doméstico.

• Descripción de centros de telecomunicaciones y cómputo: No se contempla la

construcción de infraestructura de éste tipo.

• Patios de servicios: No se contempla la construcción de patios de servicios., los

que se utilizarán serán los propios o rentados de la contratista en tierra.

• Construcción de caminos y vialidades: No se contempla la construcción de

caminos y vialidades en alguna de las etapas del proyecto, el traslado de la tubería

será en trailers y por caminos existentes hasta su descarga a chalán de traslado.

• Servicio médico y respuesta a emergencias: No se considera la instalación

provisional de consultorios médicos, las embarcaciones principales contarán con

un médico a bordo con consultorio ya instalado, en caso de emergencia se

utilizarán los existentes en Tuxpan, Poza Rica, o en su defecto Tampico, Tams.

II.2.4 Etapa de construcción. La etapa constructiva del proyecto consiste en el tendido, trazo e inspección

subacuática de una tubería de 16’’ de diámetro X 36 Km. de longitud bajo el lecho

marino. La empresa contratista encargada de llevar a cabo la obra, deberá en su

momento presentar cada uno de los procedimientos constructivos debidamente

certificados, considerando todas y cada una de las medidas de mitigación indicadas en

el presente estudio.

de 237




En la etapa de construcción, se consideran las siguientes actividades, como las más

representativas de la obra:

• Posicionamiento de embarcación

• Tendido de líneas marinas

• Dragado.

• Obras especiales (cruces).

• Instalación de Tubería Ascendente, Cuello de Ganso e Interconexiones en

cubierta.

• Interconexiones submarinas.

• Pruebas a la tubería.

• Embarcaciones de apoyo (Remolcador, Barco Abastecedor, Lancha de

transporte de personal, Chalán de transporte de tubería).

• Servicios de Comedor, Alojamiento y Sanitarios

POSICIONAMIENTO DE EMBARCACIÓN

La barcaza de tendido se fija con varias anclas (de acuerdo al tipo y diseño de

embarcación), con tensores de longitud que varía entre uno y medio kilómetro. Cuando

la barcaza empieza a tender la tubería, se controla el movimiento con malacates que

guían hacia delante o hacia los lados, de acuerdo con los planos de línea, por medio de

las anclas de apoyo que sujetan la barcaza. Al acercarse la barcaza a las anclas, el

(los) remolcador (es) que la acompañan fijan éstas a una nueva posición (figuras

II.2.4.1 A y B Procedimiento para izaje y tendido de la tubería), especialmente en los

arribos a las plataformas con ductos marinos existentes ver Anexo “D” (Evaluación

Ingenieril-Geológica del corredor CARPA-101 a MARSOPA, Evaluación Ingenieril-

Geológica del corredor CARPA-101 a Carpa “B” y Evaluación Ingenieril-Geológica

Corredor Marsopa “A” a Bagre “A”).

de 237




Figuras II.2.4.1 A Procedimiento para izaje y tendido de la tubería.

Figuras II.2.4.1 B Procedimiento para izaje y tendido de la tubería.

de 237




Para el posicionamiento de la embarcación y tendido de la línea, se realizará una

planeación previa de acuerdo a los planos definitivos basados en los estudios

geotécnicos realizados, utilizando en todo momento el sistema sonar de barrido lateral

(SBL) de las embarcaciones buscando evitar cualquier posible desarrollo bentónico o

estructuras rocosas del fondo marino, optimizando el tendido para no efectuar

movimientos repetitivos evitando el garreo innecesario de anclas al lecho marino (ver

figura II.2.4.2). Figura II.2.4.2. Sistema sonar de las embarcaciones.

El peso propio de la tubería produce esfuerzos de flexión que la pueden deformar o

hacer fallar sin aplicación de ninguna carga externa; además, provoca mayores

dificultades para anclar y sostener la barcaza de tendido al aumentar la profundidad,

por el efecto de catenaria en las líneas del ancla.

Un oleaje moderado origina movimientos importantes a la barcaza en aguas profundas,

por lo que debe aplicarse tensión sobre la tubería para reducir un exceso en los

esfuerzos flexionantes, al disminuir el radio de curvatura de la tubería cuando se llega a

una profundidad mayor.

Durante el tendido de la línea se pueden presentar tres tipos de daño para los cuales

hay que tomar precauciones:

• Deformación del tubo transportador.

de 237




• Desprendimiento parcial del concreto.

• Agrietamiento excesivo del concreto.

• Sobreesfuerzos al ducto tendido.

En todos los casos verificados, la tercera condición ocurre antes que las otras. Por lo

tanto, si el procedimiento de tendido es satisfactorio y se evita el excesivo

agrietamiento, queda descartada la posibilidad de que se presenten las otras clases de

daño.

DRAGADO Éste se efectuará utilizando chorro de agua impulsada con aire a presión, para la

apertura de la zanja que aloje al ducto a realizar desde la barcaza de tendido. Las

Normas PEMEX, especifican que la zanja que se conforme con el dragado en el suelo

marino, tendrá un ancho aproximado de 1 m X 1 m de profundidad al lomo de la misma

como mínimo, y una diferencia de 1 m de distancia con otras tuberías (cruces).

Esta actividad generalmente combina el dragado y enterrado de la tubería, para

asegurar una mayor protección (de la línea regular) contra el peligro de huracanes,

anclas de barcos, remolcadores, barcazas y en general, para resguardarla de cualquier

fenómeno que suceda en el fondo del mar. Para el enterrado, se combina el efecto del

chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para el dragado. Este

dispositivo denominado “arado” se posiciona sobre la línea regular, corta la zanja y la

limpia, saca el lodo debajo de la tubería, entierra ésta e inmediatamente acumula el

lodo sobre la misma para cubrirla.

Los sedimentos que serán removidos temporalmente en el fondo marino durante la

instalación de los ductos, tomando como base el diámetro de tubería, la longitud y la

profundidad del enterrado de ésta, son un tanto indeterminados ya que se utiliza el

dispositivo denominado “arado” anteriormente descrito, el dragado de la zanja es como

ya se mencionó de 1 m de ancho por 1 m de profundidad (al lomo de la tubería) para la

de 237




línea regular lastrada, y un estimado de 3 m de zanja x 2.5 m de profundidad para los

cruces con otras tuberías, o bien con un alcochonamiento.

La unidad de chorro-succión es operada mediante un “patín” que correrá sobre la línea

cuando sea remolcada por un cable unido a la proa de la barcaza, la cual también se

moverá mediante el sistema de alargar y acortar sus cables anclados. En esta etapa,

se aprovechará para realizar la inspección subacuática del estado que guarda el

revestimiento de concreto (en los cruces), la profundidad de la zanja y el contacto de

los rodillos con la tubería durante el arranque del dragado (Figuras II.2.4.3 y II.2.4.4). FIGURA II.2.4.3.- PROCEDIMIENTO PARA DRAGADO Y ENTERRADO DE LA TUBERÍA.

de 237




FIGURA II.2.4.4.- PROCEDIMIENTO PARA DRAGADO Y ENTERRADO DE LA TUBERÍA.

de 237




TENDIDO DE LÍNEAS MARINAS.

El tendido se realizará con una barcaza de tendido adecuada para tubos del diámetro y

de la longitud del proyecto, apoyada con un chalán de carga en un arreglo similar al

mostrado en la figura II.2.4.5.

FIGURA II.2.4.5.- Partes de una Barcaza de Tendido tipo para el tendido tubería.

de 237




Las juntas del tubo se deben soldar sobre la barcaza, que estará equipada con

estaciones de soldadura y 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, se coloca un alineador interior en los

extremos de los tubos. La calidad de la soldadura es verificada por medio de una

unidad de Rayos-X y en caso de existir fallas que requieran reparación, éstas se

efectúan en la estación de soldadura, ubicada generalmente al final de la rampa de

de 237




lanzamiento. Efectuada la soldadura y con el visto bueno de la unidad de radiografía, se

procede al lanzado de la tubería.

OBRAS ESPECIALES (cruces). De acuerdo al Estudio Geotécnico realizado por Fugro-Chance de México S.A. de C.V.

y Constructora Subacuática Diavaz S.A. de C.V., este reporte Evaluación Ingenieril-

Geológica del corredor Marsopa – Bagre “A”, identifica varias tuberías a lo largo de la

trayectoria del corredor existentes en los datos del sistema de mapeo del piso marino.

Para el tramo Carpa “B” – Marsopa, se identificó una tubería existente que se conecta

con la Plataforma Marsopa. Esta tubería parece estar expuesta en el fondo marino y

tiene tendencia hacia el sur de la plataforma. No se identificaron tuberías existentes

conectadas a la plataforma Carpa-101.

Para el tramo Marsopa a Bagre “A”, las tuberías parecen estar expuestas en el fondo

marino y tienen tendencia norte-sur. La ruta propuesta para la tubería de Marsopa “A” –

Bagre “A” cruzará la primera tubería existente en el kilometraje 2+150. Esta parece

estar conectada a la plataforma Marsopa. Las otras dos tuberías cruzan la trayectoria

del corredor propuesto en los kilometrajes 7+450 y 7+600. Ambas parecen estar

conectadas a la plataforma existente.

Ver planos en el Anexo “F”.

Para efectuar los cruzamientos con tuberías existentes, 1. Se realizará el levantamiento a lo largo de la ruta de la línea de proyecto con

sistema de sonar de barrido lateral (SBL), para definir la ubicación exacta de

cruces con líneas existentes, que indiquen las coordenadas UTM, así como la

profundidad de enterrado de las mismas.

2. El método usual para cruzar ductos existentes, es bajar el ducto existente

suficientemente para permitir que el ducto nuevo lo cruce con un (1) metro de

de 237




separación, y el ducto nuevo mantenga un (1) metro de profundidad bajo el fondo

marino. Si esto no se puede realizar debido a la localización geométrica u otra

limitación, entonces se usarán otros métodos de cruce sobre el lecho marino, con

protección adecuada para evitar daños por actividades de pesca o instalación de

otras líneas.

PRUEBAS A LA TUBERÍA

Prueba hidrostática y limpieza interior de tuberías.

Una vez concluido el tendido de la tubería se procederá a evaluar la hermeticidad del

sistema mediante pruebas hidrostáticas, de conformidad con los requerimientos y

lineamientos que establecen las especificaciones PEP-PH-001, P.3.0721.01.,

P.6.0301.01 y al Reglamento de Trabajos Petroleros; así como con las

recomendaciones para la realización del prefabricado del cabezal, armado, instalación

de instrumentos de control y medición para su ejecución y prueba.

Anterior a la ejecución de la prueba, se tramitarán los permisos Ambientales para

Vertimiento de Aguas producto de las pruebas hidrostáticas ante las autoridades

correspondientes, para la ejecución de los trabajos de acuerdo a la Normatividad de

PEMEX y de la SEMAR.

Durante la prueba, la tubería o equipos a evaluar se llenan con agua de mar filtrada, por

medio de bombas, mangueras y medidores, evitando la formación de bolsas de aire.

Posteriormente se presuriza la tubería hasta alcanzar la presión de prueba, que es de

1,25 a 1,5 veces la presión máxima de diseño; debiendo mantenerse durante un

período no menor de 24 hrs.

Se realizará el drenado de la línea, desmontaje del equipo de la prueba, secado de la

línea, según aplique; con un punto de Rocío de – 20°F e inertizado con Nitrógeno a

de 237




2.0 kg/cm2 con un valor no mayor al 5% de O2 .

Se deberá utilizar colorante biodegradable en el medio ambiente para detección de posibles fugas en la línea regular o interconexiones de la línea sobrecubierta y demás

conexiones y accesorios a probar. Las características de dicho colorante debe ser

presentado, con 30 días de anticipación a PEP para su autorización de utilización.

La eliminación de aire que pudiera quedar en la tubería se efectuará mediante un

“diablo” que estará impulsado por la misma agua, o mediante purgas en las partes mas

altas de la tubería (estas purgas, si es necesario hacerlas, deberán sellarse antes de la

prueba). La presión de prueba deberá ser la indicada en los códigos de referencia y

sostenida durante 24 hrs. se llevara un registro grafico de la prueba.

En caso de que la presión de prueba disminuya, deberá localizarse la fuga, repararse y

volver a llenar la tubería y levantar la presión. Por último se realizará el drenado de la línea, desmontaje del equipo de la prueba y

limpieza del área, con lo que la prueba se dará por terminada.

Puntos importantes de dicha actividad son:

• Una vez terminada la prueba hidrostática, se procede a desalojar el agua de la

tubería, filtrándola.

• El agua que se utilice en la prueba hidrostática debe ser libre de sólidos

suspendidos que no pasen por una malla de 100 hilos por pulgada cuadrada.

• Después de llevar a cabo la prueba hidrostática, las líneas, válvulas y accesorios

serán drenados completamente para evitar daños a la tubería.

• Antes y después de efectuada la prueba, se tomará una muestra de agua para

que al finalizar dicha prueba, se verifique la calidad de agua a verter al mar, esto

mediante análisis de laboratorio (Laboratorio acreditado por la EMA), constatando

de ésta manera que se cumpla con los parámetros señalados en la NOM-001-

de 237




SEMARNAT-1996 “QUE ESTABLECE LOS LÍMITES MÁXIMOS PERMISIBLES

DE CONTAMINANTES EN LAS DESCARGAS DE AGUAS RESIDUALES EN

AGUAS Y BIENES NACIONALES”, dicho procedimiento se documentará y se

registrará en bitácora.

• El análisis a efectuar del agua resultante de la prueba hidrostática, tomará en

cuenta, los siguientes parámetros: Contaminantes Básicos: Temperatura °C,

Grasas y Aceites, materia flotante, Sólidos Sedimentables, Sólidos Suspendidos

Totales, Demanda Bioquímica de Oxígeno, Nitrógeno Total, Fósforo Total,

Contaminantes de metales pesados; Cianuro, Arsénico, Cadmio, Cobre, Cromo,

Mercurio, Níquel, Plomo y Zinc.

El realizar la prueba hidrostática con agua que se bombeará del mar, exige la aplicación

de un Inhibidor de Corrosión de acuerdo al tipo de fluido a manejar (agua de mar) con

el objeto de proteger el interior del ducto, equipos y accesorios. La selección y el

método de aplicación del inhibidor de corrosión será de acuerdo a lo indicado en la

NORMA NRF-005-PEMEX-2000 “PROTECCIÓN INTERIOR DE DUCTOS CON

INHIBIDORES”, Dicha Norma índica que para la protección interior de ductos, la familia

de inhibidores más utilizada es la de los inhibidores que actúan por adsorción o fílmicos.

Este tipo de compuestos se adsorben sobre la superficie de metal de la tubería,

formando películas delgadas que resultan de la atracción física o química entre el

compuesto y la superficie de metal. Uno de los inhibidores de corrosión que pueden

utilizarse son el PG-IC1260 , ver Anexo “Q” Hoja de Seguridad del Inhibidor de

Corrosión.

Como información complementaria de estos productos, se menciona las siguientes

características: son inhibidores de corrosión muy eficaces para el tratamiento de fluidos

petroleros en los pozos de producción y líneas de superficie. Son metales ferrosos en

agua con pH entre 3 y 7, en condiciones anaeróbicas. Pueden ser usados en proceso

continuo o por Batch, su presentación es en tambores de 215 lts. Para su manipulación

de 237




se requiere emplear gafas y guantes protectores y en caso de contacto con los ojos o la

piel lavar con agua abundante durante 15 minutos.

Protección Catódica. La protección catódica que se instalará en el oleogasoducto consta de ánodos de

sacrificio de aluminio tipo brazalete segmentado o molde cilíndrico, los cuales deberán

estar de acuerdo a la NORMA NRF-047-PEMEX-2002 y a la ESPECIFICACION

TÉCNICA IMP T-224, los cuales se instalarán a lo largo de todo el ducto y a una

distancia determinada. Se entregará a la supervisión de PEP, un documento que

certifique la composición química de los ánodos en calidad y cantidad.

Corridas de diablos de prueba Para cumplir con las normas de construcción de PEMEX en este tipo de obras, se

llevará a cabo una corrida de diablo de limpieza con la finalidad de inspeccionar el

estado del ducto, antes de su puesta en operación. Se deberán efectuar como mínimo

dos corridas de diablos del oleogasoducto, con el fin de eliminar los residuos sólidos

remanentes producto de las soldaduras efectuadas durante la construcción y del agua

utilizada en la prueba hidrostática.

Pruebas no destructivas Las pruebas no destructivas previas a la operación de los oleogasoductos son las

siguientes: trabajos de soldadura, Inspección Radiográfica, Pruebas de Laboratorio,

Pruebas No Destructivas a las juntas soldadas y Líquidos penetrantes.

Estas pruebas serán efectuadas hasta que el objetivo de dichas pruebas cumpla con lo

señalado en la normatividad y procedimientos aplicables. La contratista entregará a

P.E.P. las placas radiográficas de soldadura así como los registros correspondientes,

debidamente empaquetados para que estén en condiciones óptimas por cinco años.

de 237




Se inspeccionará antes del inicio de las pruebas que los equipos, la maquinaria, los

aparatos y los instrumentos para dichas pruebas estén en óptimas condiciones de

trabajo.

La contratista debe demostrar con certificados y con pruebas de operación tales

condiciones; así mismo, debe presentar certificados técnicos y currículum vitae del

personal que va a intervenir para su aprobación ó rechazo por P.E.P.

La contratista debe presentar el programa, los alcances y los procedimientos de trabajo

detallado que incluye en éstas inspecciones para revisión de P.E.P.

El personal técnico de la contratista encargado de efectuar las inspecciones

ultrasónicas, tomar, revelar e interpretar radiografías de uniones soldadas, así como

reportar resultados de la inspección, debe presentar la documentación vigente que lo

acredite como técnico radiólogo NIVEL II ó III calificado en inspección no destructiva de

acuerdo al CÓDIGO ASME. Los trabajos de soldadura quedan bajo la responsabilidad

de la contratista efectuarlos con soldadores calificados, y de acuerdo al procedimiento

de soldadura estipulado en el ARTICULO III DE ASME SECCION IX, así como las

NORMAS API.

EMBARCACIONES DE APOYO (REMOLCADORES, ABASTECEDOR, LANCHA DE TRANSPORTE DE PERSONAL Y CHALÁN DE TRANSPORTE DE TUBERÍA. La contratista contará con embarcaciones de apoyo en buenas condiciones y a la que

se prevé se dará mantenimiento continuo a la maquinaria y equipo utilizados durante el

desarrollo de las diversas actividades de la etapa de Construcción, para evitar de esta

manera la generación de ruido y emisiones por mala combustión. La contratista deberá

presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX.

INSTALACIÓN DE TUBERÍA ASCENDENTE, CUELLO DE GANSO E INTERCONEXIONES EN CUBIERTA.

de 237




Instalación de curvas de expansión y ductos ascendentes. El contratista deberá someter al representante de PEP, para su verificación, el

procedimiento certificado de instalación de los ductos ascendentes y curvas de

expansión. Dicho procedimiento deberá describir detalladamente cada una de las fases

del mismo, así como del equipo necesario para la instalación y ser específico para la

obra. En caso de existir un cambio en el espesor de la tubería de la línea regular con

respecto a la curva de expansión, el contratista deberá contar en el lugar de la obra con

el procedimiento certificado de soldadura específico y con los resultados de la

calificación del mismo y de los soldadores. Los ductos ascendentes y las curvas de

expansión, deben instalarse de acuerdo a lo indicado en los planos de alineamiento y

detalles constructivos. Antes de iniciar los trabajos de instalación, el contratista deberá

localizar y marcar con boyas todas las posibles obstrucciones que dificulten el anclaje

de la embarcación que realizará la instalación, dentro de una área limitada por un

círculo de 1,220 m de radio.

El acoplamiento de la curva de expansión con la línea regular y el ducto ascendente, se

efectuará por medio de bridas de anillo giratorio. Las juntas aislantes o monoblock, se

colocarán en el extremo superior del ducto ascendente y tienen como función servir

como aislante eléctrico el cual evitará interferencias entre las protecciones catódicas de

la línea y de la plataforma. El ducto ascendente (Riser), también se fijará a la pierna de

la plataforma mediante abrazaderas y unirá a la curva de expansión con el cuello de

ganso. El cuello de ganso, llamado así por la forma caprichosa que adopta, unirá la

parte superior del ducto ascendente con la tubería sobrecubierta. Se realizarán

interconexiones en cubierta en las plataformas Marsopa y Bagre-A, para el caso de la

Plataforma Carpa “B” el ducto se dejará con un tapón a fondo perdido, hasta la

instalación de la Plataforma Carpa “B”.

El ducto ascendente y la curva de expansión deben manejarse de manera que se eviten

daños en: el lastrado, protección, las juntas de taller y campo, a lo largo de las paredes

de 237




de la tubería, extremos bridados y biseles. Todos los cables bandas y abrazaderas

especiales se deben de sujetar apropiadamente con el objeto de facilitar las maniobras

durante la instalación. Estos cables o abrazaderas, se colocarán a una distancia mínima

de 30 cm (1 pie), de la junta de campo, bridas, ánodos o codos, pero por ningún motivo

sobre estos. Los elementos deben levantarse haciendo las maniobras con el cuidado

necesario, para evitar golpes que puedan dañar la tubería. Bajo ninguna circunstancia

el contratista utilizará cadenas desnudas para abrazar los elementos por instalar. El

manejo de ductos ascendentes y curvas de expansión deben efectuarse con el equipo

apropiado y avalado por el representante de PEP, antes del inicio de las operaciones de

construcción. Es responsabilidad del contratista, reparar los daños causados a las

tuberías, recubrimientos, ánodos, bridas o biseles, debidos al mal manejo de los

ensambles, aplicando los procedimientos de reparación propuestos por él mismo y

avalados por el representante de PEP.

El contratista efectuará una inspección de las patas de la plataforma, previa a la

instalación de los elementos, con la finalidad de verificar el diámetro de la pierna,

existencia de arriostramientos, entre otros, y efectuar la limpieza de la misma para la

sujeción de los elementos o el retiro en su caso, del patín de lanzamiento, defensas

existentes y todo o parte del sistema según se requiera.

El contratista deberá instalar y verificar que la posición de las abrazaderas guía y de

anclaje (elevaciones y orientaciones), cumplan con lo indicado en los planos de detalle

e instalación. También se debe verificar que las abrazaderas no hayan sufrido daños

durante la instalación.

Instalada la curva de expansión, deberá retirarse el atiesador de embarque sin dañar

recubrimiento de concreto, ni la protección anticorrosiva de la tubería. En caso de

suceder algún daño, éste debe evaluarse y en su caso, retirar y reparar la pieza,

de 237




Interconexiones en cubierta de la plataforma.

El contratista deberá efectuar todas las actividades necesarias para la interconexión del

ducto marino en la cubierta de la plataforma, siguiendo su procedimiento certificado y

avalado por PEP. Las interconexiones se deben efectuar, conforme a los planos

isométricos de construcción y considerando los rendimientos propuestos en el programa

de obra. El contratista deberá checar la ruta de la tubería en las cubiertas de las

plataformas, antes de iniciar los trabajos de interconexión, con la finalidad de considerar

y procurar los materiales y los trabajos por realizar.

Todos los elementos de soporte deben instalarse conforme a los planos del proyecto y

considerando las especificaciones y recomendaciones indicadas en los mismos. Dichos

elementos deben protegerse contra la corrosión, con el mismo procedimiento aplicado a

la superestructura de la plataforma, considerando las especificaciones P.2.411.01 y

P.3.411.01, citadas en el cap

INTERCONEXIONES SUBMARINAS. El contratista deberá efectuar las interconexiones submarinas, conforme al

procedimiento propuesto y revisado por PEP.

SERVICIOS DE COMEDOR, ALOJAMIENTO Y SANITARIOS Esta actividad tendiente a satisfacer las necesidades del personal que labore en la(s)

embarcación(es), puede generar impactos por la generación de residuos sólidos y

aguas residuales domésticas, por lo que la embarcación que realice los trabajos de

instalación del oleogasoducto marino contará con una planta paquete de tratamiento de

éste tipo de aguas residuales, para cumplir con lo establecido en el Convenio

Internacional del SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el Convenio Internacional

MARPOL 73/78 y de sus enmiendas emitidas a la fecha de igual manera deberá cumplir

con el Protocolo de Montreal incluyendo sus Enmiendas y Modificaciones a la fecha del

contrato, así como del Decreto de Promulgación del Convenio sobre la Diversidad

de 237




Biológica, una vez tratadas las aguas residuales domésticas, se realizará su vertimiento

a las aguas marinas, siempre y cuando se cumpla con lo señalado en la

NOM- 001- SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de

contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales”, en

los puntos aplicables al proyecto (Ver capitulo III Normas Oficiales Mexicanas aplicables

al proyecto).

No se considera la instalación provisional de consultorios médicos ya que éste se

encuentra ya instalado en las embarcaciones principales, las embarcaciones principales

contarán con un médico a bordo, en caso de emergencia se utilizarán los existentes en

Tuxpan, Poza Rica, o en su defecto Tampico, Tams.

En el Anexo “H”, se presentan las carátulas de Procedimientos y/o Documentos

Constructivos para la instalación del oleogasoducto marino, colocándose en archivo

electrónico del mismo anexo, los Documentos completos.

1. PROCEDIMIENTO P.3.0721.01 (ABRIL, 2000) INSTALACION DE TUBERIAS SUBMARINAS DE

RECOLECCION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS. EMITIDO POR LA SUBDIRECCION

DE TECNOLOGIA Y DESARROLLO PROFESIONAL UNIDAD DE NORMATIVIDAD TECNICA.

2. PROCEDIMIENTO DE CONSTRUCCIÓN DE UNA LÍNEA REGULAR (MARINA).

3. PROCEDIMIENTO P.3.301.01 (NOVIEMBRE, 1998).- EMBALAJE Y MARCADO PARA

EMBARQUE DE EQUIPO Y MATERIALES DEL AREA DE NORMATIVIDAD TECNICA

4. PROCEDIMIENTO P.3.411.02 (ENERO 1999) RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO EXTERNO

PARA TUBERIAS DE CONDUCCION COSTAFUERA QUE OPERAN A ALTAS

TEMPERATURAS

5. PROCEDIMIENTO P.4.0351.01 (DICIEMBRE, 2001) ESPECIFICACIONES Y METODOS DE

PRUEBA PARA RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS (ESPECIFICACION TÉCNICA PARA

CALIDAD DE MATERIALES, MUESTREO Y PRUEBAS).

de 237




6. PROCEDIMIENTO P.3.0351.01 (JULIO, 2000) APLICACION E INSPECCION DE

RECUBRIMIENTOS PARA PROTECCION ANTICORROSIVA (ESPECIFICACION TECNICA

PARA CONTRUCCION DE OBRAS)

7. PROCEDIMIENTO P.2.0351.01 SISTEMAS DE PROTECCION ANTICORROSIVA A BASE DE

RECUBRIMIENTOS (NOVIEMBRE, 2001).

8. DOCUMENTO NRF-096-PEMEX-2004 CONEXIONES Y ACCESORIOS PARA DUCTOS DE

RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS (ABRIL 2004) COMITÉ DE

NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.

9. PROCEDIMIENTO P.6.0301.01 (NOVIEMBRE, 2000) PRUEBA HIDROSTATICA PARA

TUBERIAS SUBMARINAS DE RECOLECCION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS

(ESPECIFICACION TÉCNICA PARA PUESTA EN SERVICIO Y MANTENIMIENTO)

10. DOCUMENTO CID-NOR-P-AC-0001 GUÍA GENERAL PARA LA CERTIFICACION DE DUCTOS.

DEL COMITÉ INTERORGANISMOS DE DUCTOS (GRUPO DE NORMATIVIDAD).

11. DOCUMENTO PROY-NRF-047-PEMEX-2002 (26 DE AGOSTO DE 2002) DISEÑO,

INSTALACION Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN CATÓDICA.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS

SUBSIDIARIOS (SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EPLORACION Y

PRODUCCIÓN).

12. DOCUMENTO NRF-045-PEMEX-2002 (17 DE MAYO DE 2003) DETERMINACIÓN DEL NIVEL

DE INTEGRIDAD DE SEGURIDAD DE LOS SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD.


SUBSIDIARIOS (SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y

PRODUCCIÓN).

13. DOCUMENTO NRF-033-PEMEX-2003 (17 DE MAYO DE 2003) LASTRE DE CONCRETO PARA

TUBERÍAS DE CONDUCCIÓN COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS (SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN).

14. DOCUMENTO NRF-026-PEMEX-2001 (16-DICIEMBRE-2001) PROTECCION CON

RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS PARA TUBERIAS ENTERRADAS Y/O SUMERGIDAS

de 237




DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS

SUBSIDIARIOS (SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PGPB)

15. DOCUMENTO NRF-001-PEMEX-2000 (AGOSTO 2000) TUBERIA DE ACERO PARA

RECOLECCION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS AMARGOS COMITÉ DE


(SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN)

16. DOCUMENTO NRF-009-PEMEX-2001 (ABRIL DE 2001) IDENTIFICACIÓN DE PRODUCTOS

TRANSPORTADOS POR TUBERÍAS O CONTENIDOS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO.


SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX REFINACIÓN

17. DOCUMENTO P.2.461.01 SISTEMAS DE DESFOGUES (SEPTIEMBRE,1999) SUBDIRECCION

DE TECNOLOGIA Y DESARROLLO PROFESIONAL UNIDAD DE NORMATIVIDAD TECNICA

ESPECIFICACION TECNICA PARA PROYECTO DE OBRAS.

MATERIALES A UTILIZAR:

Los materiales a utilizar durante la etapa de construcción del proyecto se mencionan a

continuación:

Tabla No. II.2.4.1.- Materiales para la construcción del oleogasoducto del tramo correspondiente de la Plataforma Carpa “B” a la Plataforma Marsopa.

M A T E R I A L

TUBERÍA DE ACERO AL CARBÓN API-5L-X52 DE 16”Ø DE 0.500” (12.7mm) DE ESPESOR PARA LÍNEA

REGULAR SUBMARINA. 22,000 M.L

LASTRADO Y PROTECCIÓN CATÓDICA (ANODOS DE SACRIFICIO TIPO BRAZALETE) DE TUBERÍA DE

16” Ø API 5L X52 PARA LÍNEA REGULAR. 22,000 M.L.

TUBERIA API 5L-X52 PARA DISPAROS SUBMARINOS DE 10” y 12”” DE DIAM.

TUBERÍA API-5L-X52 PARA DUCTO ASCENDENDENTE DE 16” Ø EN MATERIAL. API-5L-X52

TUBERÍA PARA CURVAS DE EXPANSIÓN PARA OLEOGASODUCTO DE 16” DIAM EN MATERIAL API-5L-

X52

CUELLO DE GANSO DE 16”Ø, API-5L-X52 PARA UNIR EL DUCTO ASCENDENTE CON TRAMPA DE

RECIBO DE DIABLOS.

de 237




M A T E R I A L

CABEZAL PARA RECOLECCIÓN Y CUELLO DE GANSO PARA LA PLATAFORMA CARPA “B”.

TRAMPA PARA RECIBO DE DIABLO INSTRUMENTADO DE 16” X 20” PARA LA PLATAFORMA

MARSOPA.

TRAMPA DE RECIBO DE 16” X 20” DE DIAM. PARA LA PLATAFORMA BAGRE-A. TRAMPA DE ENVIO DE 16” X 20” DE DIAM. PARA LA PLATAFORMA MARSOPA .

INTERCONEXIONES DE TUBERÍA DE TRAMPA DE RECIBO A TRAMPA DE ENVIO. LÍNEA DE 16”Ø PARA

LA PLATAFORMA MARSOPA.

INTERCONEXIONES DE TUBERÍA DE TRAMPA DE RECIBO A TRAMPA DE ENVIO LÍNEA DE 16”Ø PARA

LA PLATAFORMA BAGRE “A”.

DEFENSA PARA DUCTO ASCENDENTE. PARA LA PLATAFORMA MARSOPA.

ABRAZADERAS PARA SUJECIÓN DE DUCTO ASCENDENTE. PARA OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 22

KM. DE LA PLATAFORMA CARPA “B” A LA PLATAFORMA MARSOPA.

VÁLVULA DE CORTE CON ACTUADOR HIDRONEUMÁTICO Y ACCESORIOS. DE 16” Ø PARA LA

PLATAFORMA MARSOPA.

VÁLVULA DE CORTE CON ACTUADOR HIDRONEUMÁTICO Y ACCESORIOS DE 16” Ø PARA LA

PLATAFORMA BAGRE “A”.

Tabla No. II.2.4.2 .- Materiales para la construcción del oleogasoducto del tramo correspondiente de la Plataforma Marsopa a la Plataforma Bagre “A”.

M A T E R I A L


REGULAR SUBMARINA. 14,000 M.L. APROX.

LASTRADO Y PROTECCIÓN CATÓDICA (INCLUYE ÁNODOS DE SACRIFICIO TIPO BRAZALETE) DE

TUBERÍA DE 16”Ø API-5L-X52 PARA LÍNEA REGULAR 14,000 M.L.

TUBERÍA API-5L-X52 PARA DISPAROS SUBMARINOS DE 10” Y 12” DE Ø.

TUBERÍA PARA DUCTOS ASCENDENTES DE 16”Ø EN MATERIAL API-5L-X52.

TUBERÍA PARA CURVAS DE EXPANSIÓN PARA OLEOGASODUCTO DE 16”Ø EN MATERIAL API-5L-X52.

TUBERÍA PARA CUELLOS DE GANSO DE 16”Ø , API-5L-X52 PARA UNIR EL DUCTO ASCENDENTE CON

TRAMPA DE RECIBO Y ENVIO DE DIABLOS.

TRAMPA PARA ENVIO DE DIABLO INSTRUMENTADOS DE 16” x 20” PARA LA PLATAFORMA MARSOPA.

TRAMPA PARA RECIBO DE DIABLO INSTRUMENTADOS DE 16” x 20” PARA LA PLATAFORMA BAGRE

“A”

INTERCONEXIONES DE TUBERÍA DE TRAMPA DE RECIBO A TRAMPA DE ENVÍO. LÍNEA DE 16”Ø PARA

LA PLATAFORMA MARSOPA Y BAGRE “A”.

de 237




M A T E R I A L

DEFENSA CONTRA IMPACTOS PARA DUCTO ASCENDENTE, PARA LA PLATAFORMA MARSOPA Y

BAGRE “A”.

ABRAZADERAS PARA SUJECIÓN DE DUCTO ASCENDENTE, PARA OLEOGASODUCTO DE 16”Ø x 14

KM. APROX. DE LA PLATAFORMA MARSOPA A LA PLATAFORMA BAGRE “A”.

VÁLVULA DE CORTE CON ACTUADOR HIDRONEUMÁTICO Y ACCESORIOS DE 16”Ø PARA LA

PLATAFORMA MARSOPA.



Figura II.2.4.6- Vista del ducto ascendente de una plataforma tipo

de 237




TABLA II.2.4.3.- Personal para instalación de líneas submarinas.

PERSONAL CANTIDAD PERSONAL CANTIDAD

de 237




Maniobras Inspección radiográfica Operador de grúa 2 Supervisor 2 Ayudantes 4 Técnico radiólogo Nivel 1 2 Maniobristas 10 Ayudantes 4 Trabajos de construcción Radioposicionamiento Supervisor

2 Téc. Operador de unidad móvil 1

Pailero 4

Téc. Operador de unidad fija 1

Tubero 4 Ayudantes 2 Ayudantes 4 Inspección subacuática Inspector de ultrasonido Supervisor 2 Técnico en ultrasonido 2 Buzo especialista 6 Auxiliar técnico 2 Buzo técnico 10 Prueba hidrostática Ayudante de buzo 10 Supervisor 1 Dirección y administración Tuberos 2 Coordinador 1 Operador de bomba 2 Jefe de guardia 2 Operador de instrumentos 2 Auxiliar 4 Ayudantes 4 Supervisor 6 Capturista 2 Soldadura y cortes Almacenista 2 Supervisor Ayudantes 4 Soldador

2 Tripulación del barco barcaza 30

Ayudantes 30 Electricistas 30

Promedio total del personal 200

Fuente: PEP-RMNE

II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento. Se prevé que el ducto opere de manera continúa los 365 días del año, aunque pudiera

variar el volumen. La parte operativa del oleogasoducto será responsabilidad del

personal de las plataformas y de la Batería Punta de Piedra. Esto quiere decir que la

operación y mantenimiento en la zona marina compete a la plataforma marina; aunque

en conjunto será responsabilidad exclusivamente de PEMEX.

En el caso de las líneas submarinas, su operación será automática con posibilidad de

un control manual desde la plataforma a la cual esté conectado. Mediante el cambio de

presión se observará si existen fugas o rupturas a lo largo de éste.

de 237




Actividades principales en la etapa de operación y Mantenimiento: Capacitación al personal técnico de operación y mantenimiento

Mantenimiento preventivo y correctivo a la instalación en general

Corridas de diablos

Transporte de personal.

El tipo de mantenimiento a instalaciones y equipos, así como la forma de llevarlo a cabo

se muestra en la tabla II.2.5.1

TABLA II.2.5 1.- Tipo de mantenimiento para oleogasoducto marino.

TIPO DE MANTENIMIENTO DUCTO ASCENDENTE Y LÍNEA. EQUIPOS

Predictivo Por medio de un barco inspector

por contrato.

Inspecciones programadas a

través de contratos de servicio.

Preventivo Con apoyo de embarcaciones y con

cuadrillas.

Mantenimientos programados

por recursos propios y por

contrato.

Correctivo Con apoyo de embarcaciones y con

cuadrillas.

A falla presentada y se ejecutan

por recursos propios y contratos.

FUENTE: PEP, Región Marina Noreste.

Los mantenimientos que se le dan al ducto, también se dividen en mantenimiento

menor y mayor.

El mantenimiento menor se aplica generalmente dos veces al año e incluye las

siguientes actividades:

• Reparación de recubrimiento anticorrosivo dañado.

• Cambio o limpieza de instrumentos.

• Cambio o limpieza de luminarias.

de 237




• Cambio de conductos eléctricos.

• Cambio de empaques a las líneas de aire de instrumentos.

• Limpieza y reparación a los equipos de seguridad industrial (equipo contra-

incendio, alarmas, detectores, etc.).

Mantenimiento mayor, se denomina así cuando se tiene que dejar de operar alguna

parte del sistema, por ejemplo en los siguientes trabajos:

• Cambio de tramos de tubería sobrecubierta o submarina.

• Cambio o reparación de válvulas.

• Cambio de empaques.

• Reparación al equipo de transporte o proceso

Adicionalmente PEP dentro de las operaciones de mantenimiento a ductos sigue las

recomendaciones del API –1111 Design, Constrution, Operation and Maintenance of

Offshore Hydrocarbon Pipelines.

El programa de mantenimiento durante la vida útil del proyecto se presenta en la TABLA

II.2.5.2, y esto se hará conforme a los procedimientos con que cuenta PEP para la

inspección y mantenimiento de ductos.

de 237




Tabla II.2.5.2.- Programa general de trabajo para la etapa de operación y mantenimiento del oleogasoducto marino.

AÑOS (2006 – 2026). ACTIVIDADES

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Reparación del recubrimiento anticorrosivo en tuberías aéreas e inspecciones.

Limpieza interna de las líneas.

Reparación o cambio de válvulas, bridas y demás accesorios.

Cambio de juntas y empaques.

Medición del espesor de la tubería

Evaluación de la protección Catódica.

PEP, Región Marina Noreste.

de 237




Corrida de diablos

Procedimiento para la corrida de diablos:

• Un día antes de la corrida se verifica el programa que se va a realizar.

• Se verifica la hora de envío y de llegada del diablo.

• Se verifica en el punto de envío, el nivel de los líquidos en los separadores, de no

existir líquidos se procede al lanzamiento del diablo.

• Se verifica que las válvulas de la trampa de envío sean correctas según

especificaciones y que el manómetro marque 0.00 kg/cm2.

• Se verifica que no se tenga mezcla explosiva dentro del Barrilete con un

explosímetro.

• Se introduce el diablo engrasado, verificando que no se tengan fugas y se procede

a igualar presiones, se aumenta la presión del barrilete y el diablo empieza a

correr.

• Se cierran válvulas y se desfoga el barrilete.

• Se envía en diablo registrándose la hora de salida, se limpia el área de trabajo y se

checa que no existan fugas.

• La posición de recibo se verifica que las válvulas de la trampa de recibo sea

correcto según especificaciones, de acuerdo a la hora de salida del diablo se abre

la válvula del barrilete dejando el libre acceso al diablo para que se entrampe.

• Al momento de escuchar el ruido de líquido condensado empujado por el diablo se

cierra la válvula de pateo para evitar el paso del líquido al flujo, simultáneamente

se abre la válvula del condensaducto para enviar todo el líquido condensado a

este.

• El diablo se entrampa, se toma el tiempo de condensados y se verifica la hora de

llegada del diablo, se cierra la válvula del condensaducto, se limpia el área

trabajada y se checa que no existan fugas.

de 237




• Ya entrampado el diablo y restablecido el flujo se procede a desentrampar al

diablo, desfogando el barrilete, verificar que el manómetro marque 0.00 kg/cm2 y

que no se tenga mezcla explosiva dentro del Barrilete

• Se engancha el diablo con una varilla y se recupera el diablo.

Corrida de diablo instrumentado. El procedimiento es similar al de limpieza solo que en este se tiene que verificar

espesor, tubería, corrosión y defectos.

Transporte de personal El transporte de personal se realizará mediante embarcación de apoyo (lanchas

rápidas, barco abastecedor, etc,) de acuerdo a lo presentado por la contratista

encargada de los trabajos a realizar, o bien mediante helicópteros a embarcación

principal.

a) Descripción general de tipo de servicios que se brindarán en las instalaciones. Los servicios que se brindarán al ducto durante su etapa de operación y mantenimiento

serán los siguientes:

• Inspección y monitoreo del ducto mediante equipo electrónico y embarcaciones,

para determinar el estado de la protección catódica del mismo, incluyendo la

inspección de los ductos ascendentes en las plataformas, en una periodicidad de

cada 3 – 5 años.

• Registro de eventos (emanaciones de crudo o gas, desprendimiento de la

protección mecánica exterior), en una periodicidad de cada 3 – 5 años.

• Diariamente, inyección de inhibidores de corrosión.

• Corrida de diablos.

• De manera mensual, evaluación de la velocidad de la corrosión interior mediante

cupones o placas testigo.

de 237




• Cada 5 años, inspección con equipo instrumentado.

b) Tecnologías que se utilizarán, en especial las que tengan relación directa con la emisión y control de residuos líquidos, sólidos o gaseosos.

En virtud de que el proyecto motivo del presente estudio, tiene como función principal

el transporte de hidrocarburos, sin que esto implique la realización de proceso alguno

de transformación, no se generarán emisiones de residuos líquidos, sólidos o

gaseosos. Por lo tanto, no será necesario el controlar los mismos, y no se requerirá la

aplicación de tecnologías para este tipo de emisiones.

c) Tipo de reparaciones a sistemas, equipo, etc. Respecto al tipo de reparaciones a sistemas, equipos, etc., estos serán resultado de

las actividades relacionadas en el inciso “a” de este punto, pudiendo ser:

- Parcheo de tramos del ducto.

- Reforzamiento de protección catódica.

- Recubrimiento exterior de tubería en zona de mareas.

- Asentamiento del ducto al lecho marino.

d) Especificar si se pretende llevar a cabo control de malezas o fauna nociva, describiendo los métodos de control.

No aplica, por la naturaleza netamente marina del proyecto.

Durante la vida útil de los oleogasoducto, estará sujeta a los programas de

mantenimiento de carácter permanente que PEP tiene implementado para sus

instalaciones y equipos, para que funcionen en condiciones óptimas de operación,

respetando la normatividad vigente de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

de 237




El mantenimiento de dichas líneas se dará mediante la contratación de una compañía

privada, ya que para realizar este tipo de trabajo se requiere personal altamente

capacitado.

Las fases de mantenimiento se dividen de la siguiente manera:

Mantenimiento predictivo (Inspección cada 6 meses).

Correctivo (Corrección y prevención de anomalías y fallas, cada 6 meses).

Mantenimiento preventivo (Rutinas diarias).

Mantenimiento total (Rehabilitación general y dependiendo de la instalación cada 3

años).

Mantenimiento correctivo (Corrección y prevención de anomalías y fallas, cada 6

meses).

II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto. No aplica, por lo mencionado anteriormente no se requiere de obras que

complemente a cualquiera de las obras principales.

II.2.7 Etapa de abandono del sitio.

Al concluir el tiempo de operación del ducto, serán desmantelados los elementos que

integran el ducto ascendente y la curva de expansión, trampas de diablo. La línea

enterrada submarina, se limpiará por medio de “diablos”, se inundará y se sellarán los

extremos. Por las características de los materiales de construcción y por estar

enterrada al menos a 1 m de profundidad, no constituirá un riesgo para el entorno.

Al término de la vida útil de la línea, se requiere realizar las siguientes actividades:

Limpieza del ducto.


Retiro de instrumentos y abandono de tubería

Disposición final del material.

de 237




Considerando que las actividades arriba enlistadas no implican en su desarrollo

impactos al entorno, además de la capacidad natural de restablecimiento de las

condiciones del medio natural por efecto de las corrientes marinas, no se considera

necesaria la implementación de medidas de rehabilitación, compensación y restitución.

El personal que se requiere en la etapa de abandono de sitio en la zona marina, será

personal calificado, y se hará por medio de la contratación. En la tabla II.2.7.1., se

presenta el personal necesario para el abandono del sitio.

TABLA II.2.7.1.-Personal necesario para el abandono del sitio de un oleogasoducto tipo.

ACTIVIDAD CANTIDAD ACTIVIDAD CANTIDAD

MANIOBRAS RADIOPOSICIONAMIENTO DE

EMBARCACIONES

Operador de grúa 4 Técnico Operador unidad móvil 2

Ayudantes 8 Técnico Operador estación fija 2

SOLDADURA Y CORTES MANIOBRAS SUBACUÁTICA

Supervisor 1 Supervisor 1

Sobrestante 2 Buzo especialista 2

Soldador/Operador 8 Buzo técnico 4

Ayudante 8

Electricista 2 Total 44

FUENTE:PEP, Región Marina Noreste.

II.2.8 Utilización de explosivos. Para la realización de todas y/o cada una de las diferentes etapas no se requiere utilizar

ningún tipo de explosivo.

de 237




II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera.

Durante la realización del proyecto se generarán diferentes residuos, los cuales se

pueden dividir en residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera. Dichos residuos

se subdividen en peligrosos y no peligrosos.

Residuos no peligrosos.

Derivado de la contratación del personal que laborará en las etapas de preparación del

sitio y construcción, se producirán residuos de alimentos y provisiones, mismos que

serán triturados para facilitar y agilizar su biodegradación para posteriormente ser

vertido diariamente a las aguas marinas, sirviendo como alimento a las especies

marinas, previo permiso de la Secretaría de Marina, de acuerdo a lo señalado en el

Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias. Capítulo I

Artículo 5.- “Ninguna persona física o moral podrá efectuar vertimientos deliberados sin

la previa autorización expedida por la Secretaría de Marina, quien la otorgará en la

forma y términos que señala este Reglamento”.

ARTICULO 13.-Para otorgar un permiso de vertimiento de algunas de las substancias

enumeradas en el Anexo I de este Reglamento, la autoridad competente exigirá que

éstas puedan:

a). Degradarse rápidamente en substancias inocuas, que por los procedimientos físicos,

químicos o biológicos a que hayan sido sometidas previamente, no contaminen ni

alteren el sabor de los organismos marinos comestibles, para que no representen un

peligro a la salud humana o a la de los animales domésticos.

Asimismo, en la etapa de operación se generarán éste tipo de residuos por parte del

personal de operarios.

de 237




Los residuos de papel, cartón, madera, telas de algodón, pedacearía metálica, tambos,

botes, materiales de embalaje y otros generados durante las etapas de preparación del

sitio y construcción, se compactarán y serán almacenados de manera temporal en

tambores con tapa metálicos de 200 L, para posteriormente ser llevados a tierra en

barco de apoyo y enviados al sitio señalado por la autoridad competente, previo

permiso.

Durante las etapas de preparación del sitio, construcción y abandono se generarán

aguas residuales provenientes de los servicios domésticos y sanitarios, mismas que

serán tratadas en la planta de tratamiento de la embarcación de la contratista y vertida

al mar después de ser tratada, cumpliendo con lo dispuesto en la Norma Oficial

Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos

permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en Aguas y Bienes

Nacionales”.

La cantidad a generar será directamente proporcional al número de personas que

laboren en cada una de las etapas del proyecto.

Finalmente, en la etapa de Construcción, se generarán residuos de pedacería metálica,

tambos, botes, materiales de embalaje, que serán recolectados y separados de forma

manual y almacenados en sitios determinados en tambores con tapa metálicos de

200 Litros y enviados a tierra en barco de apoyo o chalán y dispuestos en lugares

autorizados por la autoridad competente en la materia.

A continuación se presentan las tablas, con la descripción de dichos residuos:

de 237




TABLA II.2.9.1.- Residuos sólidos generados durante el desarrollo del proyecto (no peligrosos).

NOMBRE DEL RESIDUO

COMPUESTO DEL RESIDUO

ETAPA EN DONDE SE GENERA

VOLUMEN APROXIMADO

CRETIB ALMACENAMIENTO

TEMPORAL TRANSPORTE DESTINO

Comida Desperdicios

orgánicos

Preparación,

construcción,

mantenimiento y

abandono

48 kg/mes No aplica Cocina embarcaciones No aplica Vertido al mar previa

Trituración

Papel o Cartón

Material orgánico

vegetal y reciclable

(celulosa)

Preparación,

construcción,

mantenimiento y

abandono

200 kg/mes I

Contenedores metálicos con

tapa e identificados, previa

compactación

En barcos y camión

A Relleno Sanitario

municipal de Túxpan

y/o Poza Rica, Ver.

Plástico de

empaque (sólido)

Material inorgánico y

reciclable

Preparación, y

construcción 60 kg/mes I

Contenedores metálicos con

tapa e identificados previa

compactación

En barcos y camión

A Relleno Sanitario


y/o Poza Rica, Ver.

Arena - cemento Materia mineral Construcción 300 kg/mes No aplica Costales Barco abastecedor Almacén compañía

Material ferroso Varios tipos de

hierro

Construcción,

mantenimiento y

abandono de sitio

230 Kg/mes No aplica En contenedores metálicos

con tapa e identificados En barco y camión

Almacén compañía

para su venta por

kg.

Envases de vidrio

(sólido)

Material doméstico y

reciclable

Construcción,

mantenimiento y

abandono de sitio

3 kg/mes No aplica En contenedores metálicos

con tapa e identificados En barco y camión

A Relleno Sanitario


y/o Poza Rica, Ver.

de 237




TABLA II.2.9.2.- Residuos líquidos generados durante el desarrollo del proyecto (no peligrosos).

NOMBRE DEL RESIDUO



VOLUMEN APROXIMADO



Agua negras Materia orgánica

Preparación de sitio,

construcción,

mantenimiento y

abandono de sitio

300 L/día Tanque de almacenamiento

del sanitario portátil

Planta de

tratamiento

Vertido al mar

previo

tratamiento

Agua producto de la

prueba hidrostática Agua de mar Construcción

4 608 m3/ (Volumen de

la tubería) Tubería instalada Filtrado

Vertimiento al

mar previo

análisis

PEMEX 2002

de 237




Residuos peligrosos.

Durante las etapas de preparación del sitio y construcción, la aplicación de

anticorrosivos y la lubricación del equipo y maquinaria generarán residuos

peligrosos entre los que tenemos: recipientes con adherencias de pintura,

recipientes vacíos de solventes, diesel y con adherencias de grasa, entre otros,

mismos que serán dispuestos en tambores metálicos con tapa de 200 L

(identificados) para posteriormente ser trasladados a tierra en barco de apoyo y

entregados a una compañía contratista especializada en el manejo y disposición

de los mismos, de acuerdo a lo establecido en la NOM-052-SEMARNAT-1993

“Que 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”.

Cabe hacer mención que los residuos de recubrimientos anticorrosivos aplicados a

la tubería, serán generados en tierra al preparar ésta, y en grado mínimo en las

embarcaciones en sitio, por mantenimiento a sus instalaciones.

En las etapas de Operación y Mantenimiento y abandono de sitio se generarán

residuos concernientes a la aplicación de anticorrosivos (tubería aérea) y aceites

gastados de motor, mismos que se dispondrán de igual manera.

De igual manera que los residuos no peligrosos descritos con anterioridad, se

presentan las tablas, con la descripción de dichos residuos:

de 237




TABLA II.2.9.3.- Residuos sólidos generados durante el desarrollo del proyecto (Peligrosos).

NOMBRE DEL RESIDUO COMPUESTO DEL

RESIDUOS ETAPA EN DONDE SE

GENERA

VOLUMEN APROXIMADO



Botes con residuos de

recubrimiento y acabado.

RP-4 inorgánico

de Zinc autocurante

Construcción, Operación –

mantenimiento. 20 kg/mes T,I

En contenedores metálicos

con tapa e identificados

En barco y

camión

Empresa autorizada por

SEMARNAT para el manejo y

disposición de Residuos

Peligrosos

Estopas impregnadas de aceite de

motores de combustión interna y

pintura (anticorrosivos y acabado).

Aceites gastados,

pinturas y solventes

Etapa de preparación del sitio,

Construcción, Operación -

mantenimiento, y abandono de

sitio

90 kg/mes T,I En contenedores metálicos


En barco y

camión




Peligrosos

Material absorvente Impregnados

de Aceites gastados, solventes,

pinturas

Aceites gastados,

solventes, pinturas.


Construcción, mantenimiento, y

abandono de sitio

100 kg/mes T, I En contenedores metálicos


En barco y

camión




Peligrosos

Guantes Impregnados de grasas,

aceites y diesel.

Impregnados de

grasas, aceites y

diesel.




sitio



En barco y

camión




Peligrosos

Ropa Impregnados de grasas,

aceites y diesel.

Impregnados de

grasas, aceites y

diesel.




sitio



En barco y

camión




Peligrosos

de 237




TABLA II.2.9.4.- Residuos líquidos generados durante el desarrollo del proyecto (peligrosos).

NOMBRE DEL RESIDUO



VOLUMEN APROXIMADO



Aceite gastado Hidrocarburos

Preparación del sitio,

Construcción,

Operación -

mantenimiento y

abandono de sitio

40 L/mes T,I Tambo de 200 L Barco y camión

Determinado

por el

contratista

Desengrasante

Dependiendo de la

marca (Naftas del

Petróleo, Benceno,

Xileno, Tolueno, etc.)

Construcción,

Operación –

Mantenimiento, y

abandono de sitio

6 L / mes T,I Almacén Embarcaciones

Transporte en

contenedores

independientes en

embarcaciones,

debiendo cumplir

con las normas

NOM-005-STPS-93

y

NOM-114-STPS-94

Por

concesionario

debidamente

autorizado por

SEMARNAT

para realizar

estas

actividades.

de 238




II.2.10 Infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de los residuos. La disposición final de los residuos peligrosos estará a cargo de la compañía

contratista, la cual entregará dichos residuos a una compañía especializada en el

manejo y disposición de estos residuos, misma que deberá contar con el registro de la

SEMARNAT (Autorización Manejo Residuos Peligrosos).

Los residuos no peligrosos podrán disponerse en los rellenos sanitarios de Tuxpan y/o

Poza Rica, Ver., o en el sitio señalado por la autoridad municipal competente.

Independientemente de la zona donde se lleve a cabo la disposición final, la compañía

que realice la construcción e instalación de oleogasoducto deberá tramitar la solicitud

del permiso correspondiente para el uso de dicho confinamiento de residuos sólidos

municipales.

En cuanto a las aguas residuales generadas por los servicios domésticos y sanitarios

al personal durante la construcción e instalación del oleogasoducto, se calcula que se

generarán un promedio de 200 L/persona/día. El manejo y disposición de las aguas

residuales será mediante tratamiento en planta de procesamiento de aguas residuales

existente en la embarcación con disposición en el mar previo análisis y cumplimiento

de lo estipulado en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996. “Que

establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de

aguas residuales en Aguas y Bienes Nacionales”, la compañía contratista estará

obligada a contar con dicho servicio a bordo cumpliendo con todas la normas en

materia ambiental, la Secretaría de Marina y de la Secretaria de Comunicaciones y

Transporte.

Se recomienda:

1. Envasar y etiquetar los residuos en contenedores adecuados de acuerdo a la

NOM-023-SCT4-1995.

de 238




2. Envasar y etiquetar los residuos de acuerdo con las Normas Oficiales

Mexicanas:

NOM-027-SCT4-1995.

NOM-023-SCT2-1994.

En general PEMEX, cuenta con una organización bien establecida para el manejo de

los residuos y emisiones, así como procedimientos detallados en donde se delimitan el

ámbito de competencia y responsabilidad de las áreas involucradas, en observancia de

la legislación vigente en materia ambiental

Los procedimientos para el manejo de residuos sólidos y peligrosos, son un ejemplo de

ello, ya que consideran aspectos como las características para la elaboración de las

bases técnicas en el manejo de los residuos, así como trámites de licitación, contratos

formalizados, los servicios de recolección en los contenedores, la revisión general,

verificación de las condiciones en los contenedores, revisión de las instalaciones,

medidas de emergencia ambiental y sus disposiciones, medidas para los contenedores

de emergencia, se describe el mantenimiento a sistemas de protección ambiental, se

revisa el programa técnico para involucrar al personal operativo y de apoyo, se

preparan las listas de verificación para la inspección a sistemas y equipos de control

ambiental, se anotan en bitácora los embarques de los contenedores y finalmente se

certifica el trabajo. Con estos procedimientos, se asegura el control en el manejo de los

residuos.

Los residuos como ya se mencionó, se dispondrán en contenedores metálicos de

diversa capacidad y depósitos de basura, bien identificados, para separar los residuos

domésticos e industriales.

de 238




Los residuos sólidos no peligrosos generados en el medio marino, serán trasladados

por los mismos barcos, a los puertos; en donde serán transportados por el servicio

municipal a los tiraderos permitidos, ubicados en los municipios de arribo. El manejo de

los residuos peligrosos generados en las diferentes etapas de desarrollo (estopas

impregnadas con grasas y aceites, condensados, pinturas, solventes), será mediante su

almacenamiento temporal en contenedores de 5 m3 o tambos de 200 L, ubicados en un

área especial, posteriormente se enviarán al sitio de disposición final.

PEMEX realiza la disposición final de los residuos peligros mediante contratos

regionales con empresas autorizadas por SEMARNAT.

Los residuos confinados en estos lugares son básicamente los contaminados con

hidrocarburos y solventes generados en el proceso y mantenimiento de los equipos.

Las aguas residuales negras serán dispuestas mediante tratamiento efectuado en la

planta de tratamiento a bordo, para su posterior vertimiento al mar.

Para controlar las emisiones a la atmósfera PEMEX cuenta con un programa de

mantenimiento preventivo de los equipos y maquinarias de combustión interna, él cual

garantiza que todos sus equipos trabajen con mayor eficiencia de combustión.

de 238




DIAGRAMA DE FLUJO DE GENERACIÓN MANEJO Y DISPOSICIÓN DE RESIDUOS, POR ETAPA DEL PROYECTO.

ETAPA DE PREPARACION DEL

SITIO SERVICIO DE COMEDOR DE LA TRIPULACION TRITURACION

AGUAS

RESIDUALES

VERTIDO DIARIO AGUAS MARINAS

SERVICIO DE COMEDOR DE LA TRIPULACION PAPEL CARTON, TAMBOS, BOTES VACIOS

VERTIDO DIARIO AGUAS MARINAS ENVIADOS TIERRA A LUGARES AUTORIZADOS (MPAL)

ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

SERVICIO DE COMEDOR DE LA TRIPULACION RESIDUOS SÓLIDOS PAPEL CARTON, ETC.

TRITURACION COMPACTACIÓN

VERTIDO DIARIO AGUAS MARINAS ENVIADOS A TIERRA A LUGARES AUTORIZADOS (MPAL

ETAPA DE ABANDONO SERVICIO DE COMEDOR DE LA TRIPULACION PAPEL CARTON, TAMBOS, BOTES

VERTIDO DIARIO AGUAS MARINAS ENVIADOS TIERRA A LUGARES AUTORIZADOS (MPAL)

ETAPA DE PREPARACION DEL

SITIO

ETAPA DE CONSTRUCCION

BARCAZA DE TENDIDO SERVICIOS SANITARIOS

BARCAZA DE TENDIDO SERVICIOS SANITARIOS AGUA PRUEBA HIDROSTÁTICA

TRATAMIENTO

FILTRADO

TRATAMIENTO

VERTIMIENTO AL MAR

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN TRITURACION

COMPACTACIÓN

TRITURACION COMPACTACIÓN


PLATAFORMAS SERVICIO SANITARIOS TRATAMIENTO

ETAPA DE ABANDONO EMBARCACIIÓN DE DESMANTELAMIENTO SERVICIOS SANITARIOS

TRATAMIENTO

PROYECTO

OLEOGASO-

DUCTO MARINO

DE 16” ø X 36 KM

DE LONGITUD

de 238




III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL, Y EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DEL SUELO.

El proyecto se relaciona con la industria petrolera y se encuentra enmarcado dentro de

la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente, en la sección V.

Evaluación de Impacto Ambiental, del Artículo 28 incisos: I. OLEODUCTOS, II. Industria

del petróleo y X. Obras y actividades en humedales, manglares, lagunas, ríos, lagos y

esteros conectados con el mar, así como en sus litorales o zonas federales; por lo que

es necesaria su autorización correspondiente en materia de impacto ambiental.

Adicionalmente, de acuerdo a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el

Ramo del Petróleo, destacan los artículos siguientes vinculados a las regulaciones

sobre el uso de terrenos comprendidos en el Territorio Nacional:

Artículo 3º. La industria petrolera abarca:

I. La exploración, la explotación, la refinación, el transporte, el almacenamiento, la

distribución y las ventas de primera mano del petróleo y los productos que se obtengan

de su refinación;

II. La exploración, la explotación, la elaboración y las ventas de primera mano del gas,

así como el transporte y el almacenamiento indispensables y necesarios para

interconectar su explotación y elaboración, y

III. La elaboración, el transporte, el almacenamiento, la distribución y las ventas de

primera mano de aquellos derivados del petróleo y del gas que sean susceptibles de

servir como materias primas industriales básicas y que constituyen petroquímicos

básicos, que a continuación se enlistan:

Etanos, Propanos, Butanos, Pentanos, Hexanos, Heptano, Materia Prima para negro de

humo; Naftas; y Metano, cuando provenga de carburos de hidrógeno, obtenidos de

de 238




yacimientos ubicados en el territorio nacional y se utilice como materia prima en

procesos industriales petroquímicos.(Reformado el 13.XI.96 ).

Artículo 4º. La Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las

demás actividades a que se refiere el artículo 3º, que se consideran estratégicas en los

términos del artículo 28, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados

Unidos Mexicanos, por conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos

subsidiarios.

Salvo lo dispuesto en el artículo 3º, el transporte, el almacenamiento y la distribución de

gas podrán ser llevados a cabo, previo permiso, por los sectores social y privado, los

que podrán construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos, en

los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación que se

expidan.

Artículo 5º. La Secretaría de Energía asignará a Petróleos Mexicanos los terrenos que

esta institución le solicite o que el Ejecutivo Federal considere conveniente asignarle

para fines de exploración y explotación petroleras. El Reglamento de esta Ley

establecerá los casos en que la Secretaría de Energía podrá rehusar o cancelar las

asignaciones.

Artículo 8º. El Ejecutivo Federal establecerá zonas de reservas petroleras en terrenos

que por sus posibilidades petrolíferas así lo ameriten, con la finalidad de garantizar el

abastecimiento futuro del país. La incorporación de terrenos a las reservas y su

desincorporación de las mismas, serán hechas por decreto presidencial, fundado en los

dictámenes técnicos respectivos.

Artículo 9º. La industria petrolera y las actividades a que se refiere el artículo 4º,

segundo párrafo, son de exclusiva jurisdicción federal. En consecuencia, únicamente el

Gobierno Federal puede dictar las disposiciones técnicas, reglamentarias y de

regulación que las dirijan, consideradas como estratégicas en los términos del Art. 28,

de 238




párrafo cuarto de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y sus

organismos subsidiarios.

Dada la naturaleza de la obra, no se verán afectadas áreas forestales por lo que la Ley

Forestal no es aplicable. Respecto al Reglamento de La Ley General del Equilibrio

Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA) publicada en el Diario Oficial de la

Federación el 30 de mayo del 2000, en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental, se

menciona en su capítulo dos (inciso D y R) de las obras que requieren autorización en

materia de impacto ambiental y de las excepciones lo siguiente:

Artículo 5°. “Quienes pretendan llevar a cabo alguna de las siguientes obras o

actividades, requerirán previamente la autorización de la Secretaría en materia de

impacto ambiental.”

C) OLEODUCTOS, GASODUCTOS, CARBODUCTOS Y POLIDUCTOS:

Construcción de oleoductos, gasoductos, carboductos o poliductos para la conducción o

distribución de hidrocarburos o materiales o sustancias consideradas peligrosas

conforme a la regulación correspondiente, excepto los que se realicen en derechos de

vía existentes en zonas agrícolas, ganaderas o eriales.

D) INDUSTRIA PETROLERA:

II. Construcción e instalación de plataformas de producción petrolera en zona marina;

R) Obras y actividades en Humedales, Manglares, Lagunas, Ríos, Lagos y Esteros Conectados con el Mar, así como en sus Litorales o Zonas Federales.

Debemos antes mencionar a La Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos,

Título Primero, Capítulo I de las Garantías Individuales, Artículo 27 en el cual se dicta

que: “... Tratándose del petróleo y de los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o

gaseosos o de minerales radiactivos, no se otorgarán concesiones ni contratos, ni

subsistirán los que, en su caso, se hayan otorgado y la Nación llevará a cabo la

explotación de esos productos , en los términos que señale la Ley Reglamentaria

respectiva”.

de 238




PLANES DE ORDENAMIENTO ECOLÓGICO DEL TERRITORIO El municipio dentro del cual se ubica el área de estudio (Tuxpan, Ver.) no se encuentra

incluido dentro de algún ordenamiento ecológico.

PLANES Y PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO ESTATALES, MUNICIPALES O EN SU CASO DEL CENTRO DE POBLACIÓN. Plan Veracruzano de Desarrollo 1999 – 2004.

El Plan Veracruzano de Desarrollo 1999-2004, tiene como objetivo principal que Veracruz

ofrezca más oportunidades de desarrollo personal y colectivo a sus habitantes en un

entorno de libertades y justicia social. Este plan es el elemento obligatorio de referencia

para:

• La determinación de acciones y proyectos prioritarios;

• La programación de actividades;

• La promoción de la participación ciudadana;

• La promoción de la inversión privada;

• La gestión de participaciones federales;

• La definición de participaciones a municipios;

• La presupuestación de ingresos y gastos estatales; y

• El seguimiento y la evaluación de su cumplimiento.

El Plan Estatal de Desarrollo 1999-2004 es referencia máxima para que, entre otros

aspectos, se permita la gestión de participaciones federales. Tal es el caso particular de la

empresa petrolera nacional, puesto que tres cuartas partes de su producción

manufacturera provienen de subsectores industriales que generan beneficios mediante la

transformación de hidrocarburos. Consideremos, entonces los siguientes puntos:

Sector manufacturero

Los establecimientos industriales de la industria manufacturera Veracruzana

representan el 5.5% del total nacional y convierte a la entidad en la quinta economía

industrial del país. A continuación se muestra la estructura de acuerdo al tamaño.

Distribución de la industria en el territorio

de 238




La actividad industrial se concentra en los municipios de: Coatzacoalcos, Minatitlán,

Cosoleacaque, Poza Rica, Córdoba, Orizaba, Tuxpan y Veracruz, con más de 5 mil

establecimientos que emplean el 53% de la mano de obra. En el resto de los municipios

de la entidad se ubican 10 mil 592 establecimientos, que emplean el 47% de la mano

de obra. Es importante mencionar que en Veracruz hay 73 empresas altamente

exportadoras (ALTEX), ubicando a la entidad en el sexto lugar en el país, siendo esto

una manifestación del potencial que ofrece la ventaja de localización del estado.

Productos químicos

La producción veracruzana en la rama de sustancias químicas aportó a la de

manufacturas el 28.1%, siendo la segunda en importancia, después de la de bebidas y

alimentos. De ese aporte, casi el 50% corresponde a la producción de la petroquímica

básica, que ocupa el primer lugar de producción en el país.

Petroquímica

La industria petroquímica se concentra principalmente en Cangrejera, Morelos,

Poza Rica, Cosoleacaque y Pajaritos, donde se realiza el 60% de sus procesos. Cuenta

con 22 plantas, además de la refinería de Minatitlán. Esta industria representa un gran

potencial de desarrollo en beneficio del estado, por lo que es importante inducirse una

política en ese sentido.

Debido a la naturaleza y tamaño de las instalaciones industriales que integran la

industria de los fertilizantes y la petroquímica, su actividad rebasa en mucho al resto de

los sectores productivos de la entidad y a las decisiones del propio gobierno estatal.

Ello explica que hasta ahora Veracruz no cuente con una política de fomento o

tratamiento del sector o con directrices que orienten su evolución en función de los

intereses de los veracruzanos.

Actualmente la administración pública del estado reconoce que esta situación debe

modificarse para poder aprovechar las ventajas que representa para la entidad el contar

con un importante núcleo industrial y que las vinculaciones con el estado pueden

mejorarse. El programa de gobierno para este subsector propone entonces, centrar los

esfuerzos en tres directrices programáticas:

de 238




Respecto a los proyectos petroquímicos

Realizar convocatorias a inversionistas nacionales y extranjeros para ampliar el núcleo

petroquímico del estado, que si bien es de magnitud considerable, se encuentra

prácticamente estancado desde hace varios años.

Respecto al equilibrio ecológico

Garantizar que la planta industrial transformadora de hidrocarburos establecida en el

estado adopte las medidas necesarias que reviertan la tendencia de deterioro del medio

ambiente originado por estas actividades, y convertir las áreas industriales de Veracruz

en un modelo de recuperación ecológica.

Respecto al desarrollo sustentable

La estrategia de desarrollo sustentable que plantea el Plan Veracruzano de Desarrollo

1999-2004 tiene fundamento en una visión integradora en la que se contempla la

cohesión de la política social y económica con el plan de recuperación, preservación y

desarrollo del medio ambiente.

En Veracruz se encuentra de una importante riqueza biótica; no obstante, se han

perdido a lo largo del presente siglo importantes áreas de bosque y selva. Algunas

especies de flora y fauna endémicas del estado se han extinguido o se encuentran en

riesgo de desaparecer. Ciertas actividades económicas como la ganadería extensiva, la

extracción de petróleo, las agroindustrias de exportación y la urbanización, como

resultado de la explosión demográfica, han afectado también a los ecosistemas. El

desarrollo del Plan Estatal tiene un marco jurídico moderno y eficaz que hace

compatible el crecimiento de actividades agropecuarias, industriales y de desarrollo de

infraestructura con el cuidado del ambiente, como lo es el Programa Nacional de Medio

Ambiente y Recursos Naturales 2001-2006.

La tendencia anterior ha sido consecuencia de las diferentes pautas de desarrollo en la

última década de la economía nacional en promedio y la de Veracruz. Así, mientras el

conjunto de la economía nacional mostró una mayor orientación hacia la actividad

manufacturera, los servicios modernos y la apertura, Veracruz (así como es el caso del

sitio donde se llevará a cabo la obra), continuaron basadas en el sector agropecuario y

de 238




la extracción petrolera, con poco énfasis en el crecimiento industrial y la competitividad

en mercados externos.

Al coincidir la apertura externa del país con el desplazamiento del crecimiento de la

actividad petrolera extractiva hacia Tabasco y Campeche, Veracruz perdió rápidamente

posición relativa en el conjunto nacional. Conforme a las estimaciones realizadas, esta

tendencia pareció detenerse a mediados de la presente década.

A partir de este punto, Veracruz muestra un mayor potencial para elevar su

participación en la economía nacional.

Programas sectoriales En nuestro país han sido emitidos cinco programas sectoriales, los cuales se

mencionan a continuación:

• Programa Nacional del Medio Ambiente y Recursos Naturales 2001-2006

• Programa Nacional Hidráulico 2001 - 2006

• Programa Nacional Forestal 2001-2006

• Programa de Procuración de Justicia Ambiental 2001 - 2006

• Programa de la Comisión Nacional de Áreas Protegidas 2001 - 2006

Al respecto, el presente proyecto mantiene vinculación directa con el Programa

Nacional del Medio Ambiente y Recursos Naturales 2001- 2006, y Programa de

Procuración de Justicia Ambiental 2001-2006.

Programa Nacional del Medio Ambiente y Recursos Naturales 2001 – 2006. De este programa se desprende un breve análisis sobre sus líneas de diagnóstico.

Como parte de los compromisos de este programa destaca la cultura ecológica que

considere el cuidado del entorno y del medio ambiente en la toma de decisiones en

todos los niveles y sectores. En el 0.5 se refiere al desarrollo sustentable, que es una

nueva tarea compartida entre la SEMARNAT y diversas secretarías e instituciones

federales responsables de los distintos sectores de la economía.

Programa de Procuración de Justicia Ambiental 2001-2006 (PPJA)

de 238




Otro de los programas sectoriales actuales de interés para este proyecto, encaminados

a planificar de forma organizada y equitativa el crecimiento del país, es el Programa de

Procuración de Justicia Ambiental 2001-2006 que cuenta con bases sólidas para

avanzar hacia una procuración de justicia ambiental expedida, que garantice la

observancia de la ley sin distinción de personas o grupos, que permita lograr que los

esfuerzos de protección del entorno y la búsqueda de formas sustentables del

desarrollo encaminadas a garantizar la supervivencia de la especie humana y a lograr

una mejor calidad de vida para la sociedad.

Asimismo, el Programa mantiene total congruencia y correspondencia con las

prioridades de crecimiento con calidad, desarrollo social y humano, y de orden y

respeto establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo, así como con los objetivos

estratégicos del Programa Nacional de Medio Ambiente y Recursos Naturales 2001-

2006; se sustenta en rigurosos ejercicios programados internos y externos, e incorpora

las reformas básicas para llevar a cabo su cabal cumplimiento.

En ese sentido, este programa constituye una herramienta confiable para asegurar una

mayor eficiencia en la tarea de protección al ambiente, apoyada en una vigilancia más

eficaz del cumplimiento de la normatividad ambiental, para lo cual establecieron cinco

objetivos estratégicos:

1. Contener la destrucción de nuestros recursos naturales y revertir los procesos de

deterioro ambiental.

2. Procurar el pleno acceso de la sociedad a la impartición de una justicia ambiental

pronta y expedita.

de 238




3. Lograr la participación decidida, informada y responsable de los miembros de la

sociedad y de sus organizaciones, en la vigilancia e inducción del cumplimiento de la

ley ambiental.

4. Fortalecer la presencia de la Procuraduría y ampliar su cobertura territorial, con

criterio federalista.

5. Construir una institución moderna y eficiente, bajo criterios de honestidad,

transparencia y confiabilidad, transmitiendo así una nueva imagen a la sociedad.

Como se puede observar, dicho programa no excluye de sus objetivos a la industria

petrolera que por su naturaleza lleva a acabo actividades altamente riesgosas. Así

mismo, se plantea evitar y corregir daños futuros, plantea seguir ciertas estrategias

involucrando a empresas como PEMEX en las que pretende inspeccionar y vigilar la

totalidad de establecimientos industriales y de servicio que realizan actividades

consideradas como altamente riesgosas.

Es fundamental que la vigilancia del cumplimiento de la normatividad ambiental

aplicable a la industria y los servicios de jurisdicción federal, así como la promoción

para que estos sectores apliquen instrumentos y mecanismos voluntarios de

cumplimiento de la legislación, representan también retos fundamentales que debe

asumir la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA).

A fin de atender la problemática que se presenta, tanto en el campo del cumplimiento

de la normatividad ambiental como en la estructura y el funcionamiento de la Institución,

la Procuraduría ha establecido una serie de programas, inspirados por una nueva

visión, misión y objetivos.

Dentro de sus prioridades vislumbra:

• Atender las zonas consideradas como críticas en materia de recursos naturales:

• Tala ilegal.

de 238




• Especies con status de protección.

• Áreas naturales protegidas.

• Atender a empresas consideradas como altamente riesgosas.

• Atender los procesos críticos de incumplimiento de la ley.

• Aplicar sanciones ejemplares cuando se cometan delitos ambientales.

• Garantizar la estricta aplicación de la ley.

PROGRAMA DE RECUPERACIÓN Y RESTABLECIMIENTO DE LAS ZONAS DE RESTAURACIÓN ECOLÓGICA. En cuanto a los programas relacionados con la recuperación y restablecimiento de la

zona de restauración ecológica, sectorialmente se mencionan a continuación los

siguientes:

En nuestro país han sido emitidos algunos programas sectoriales (INE-SEMARNAT),

los cuales se mencionan a continuación:

• Gestión ambientalmente racional de las sustancias químicas desde la perspectiva de

la industria.

• Programa de Gestión Ambiental de Sustancias Tóxicas de Atención Prioritaria.

• Programa de Normalización Ambiental Industrial 1997-2000.

• Programa de conservación de la vida silvestre y diversificación productiva en el

sector rural 1997-2000.

• Programa de medio ambiente 1995-2000.

• Programa de áreas naturales protegidas de México 1995-2000.

• Programa para la minimización y manejo integral de residuos industriales peligrosos

en México 1996-2000.

• Programa de residuos industriales y sustancias químicas.

• Programa e informes sobre la calidad del aire.

Al respecto, el presente proyecto mantiene vinculación indirecta tan solo con el

de 238




Programa de Normalización Ambiental Industrial 1997-2000 y el Programa de Residuos

Industriales y Sustancias Químicas. Cabe recordar, que el proyecto es de construcción

e instalación de un oleogasoducto en un ambiente netamente marino.

Impacto ambiental

En este Programa, se hace hincapié en el uso de la normatividad en impacto ambiental

ya que hoy en día, una gran cantidad de actividades o proyectos de carácter

estandarizado o repetitivo se regulan a través del Procedimiento de Evaluación de

Impacto Ambiental:

Por ejemplo: la prospección sismológica para actividades petroleras, prospección

minera, mantenimiento de ductos y pozos, instalaciones petroleras, etc. Este último

punto como es en nuestro caso.

La insistencia, deriva de la manera de regulación de dichas leyes, pues se le considera

ineficiente, y que debe trasladarse a la normatividad, la función de definir parámetros,

lineamientos y condiciones de diseño, construcción y operación que garanticen su

compatibilidad ambiental para ir a la par del crecimiento industrial.

Programa de Residuos Industriales y Sustancias Químicas.

En el proyecto de oleogasoducto marino se pretenden cubrir todos los aspectos de

seguridad industrial y un cuidado responsable con sustancias que pudieran resultar

tóxicas o bien de manejo delicado. Es por ello que se hace un análisis al respecto, con

la finalidad de establecer un marco de respeto por la normatividad ambiental. Dentro de

las gestiones ambientales aplicables, este programa hace mención en su sección de

sustancias tóxicas un apartado de suma importancia con referencia a los Lineamientos

e Instrumentos de Política que cita:

“Promoción de alianzas: La base de este Programa es el establecimiento de vínculos de

cooperación y alianzas, entre aquellos que tienen experiencia, conocimientos y

de 238




tecnologías y aquellos que puedan aprovecharlos para reducir riesgos químicos, así

como entre quienes tienen problemas similares al respecto.”

En las etapas construcción e instalación oleogasoducto marino se deberá verificar

utilización de componentes considerados como peligrosos en la norma de residuos

peligrosos NOM-052-SEMARNAT/1993, 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, se siguen

para su estricto cumplimiento lo señalado en la LGEEPA, su Reglamento en materia de

Residuos Peligrosos y las respectivas Normas Oficiales Mexicanas para el control del

equilibrio.

Así mismo, se aplicarán las regulaciones propuestas por el convenio internacional

MARPOL 73/78 (aprobado en 1973 y modificado en 1978) solo cuando sea el caso ya

que este es un convenio internacional para prevenir la contaminación de mares y

océanos por los buques. Actualmente consta de 6 anexos que regulan las posibles vías

de contaminación procedente en buques. Estos anexos son:

Anexo I. Prevención de contaminación por hidrocarburos.

Anexo II. Contaminación por Substancias Nocivas Líquidas Transportadas a Granel

Anexo III. Prevención de contaminación por sustancias transportadas en bultos.

Anexo IV. Prevención de contaminación por aguas residuales (aguas sucias)

Anexo V. Prevención de contaminación por las basuras de buques.

Anexo VI. Prevención de contaminación por emisiones de gases.

de 238




Los países pueden firmar cada uno de los anexos independientemente.

En México se tienen firmados los anexos I, II y V. Al respecto, es de también de suma

importancia mencionar que PEMEX no se encargará directamente de trasladar las

sustancias y/o componentes que se deriven de las actividades de la obra; sin embargo,

manteniendo un alto grado de respeto a las reglamentaciones ambientales, la

paraestatal vigilará el cumplimiento de las mismas.

El proyecto motivo del presente estudio se encuentra regulado por diferentes leyes,

reglamentos y normas oficiales mexicanas (NOM) de carácter obligatorio, que

establecen las especificaciones para lograr su manejo seguro y ambientalmente

razonable, y de las que se hace mención a lo largo del presente estudio, tales como:

Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, la Ley Reglamentaria

del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y sus reglamentos en materia de

petróleo, petroquímica y trabajos petroleros, que establece el marco general de

regulación de las entidades paraestatales en la industria petrolera y petroquímica;

estas, entre otras, que más adelante se describirán en los apartados que correspondan

al proyecto.

NORMAS OFICIALES MEXICANAS (Aplicables al Proyecto). A continuación se citan las normas de observancia para el desarrollo del proyecto:

Agua.

• NOM- 001- SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de

contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.

4.2 Para determinar la contaminación por patógenos se tomará como indicador a los

coliformes fecales. El límite máximo permisible para las descargas de aguas residuales

vertidas a aguas y bienes nacionales, así como las descargas vertidas a suelo (uso en

de 238




riego agrícola) es de 1,000 y 2,000 como número más probable (NMP) de coliformes

fecales por cada 100 ml para el promedio mensual y diario, respectivamente.

4.3 Para determinar la contaminación por parásitos se tomará como indicador los

huevos de helminto. El límite máximo permisible para las descargas vertidas al suelo

(uso en riego agrícola), es de un huevo de helminto por litro para riego restringido, y de

cinco huevos por litro para riego no restringido, lo cual se llevará a cabo de acuerdo a la

técnica establecida en el anexo 1 de esta Norma.

4.12 El responsable de la descarga de aguas residuales que, como consecuencia de

implementar un programa de uso eficiente y/o reciclaje del agua en sus procesos

productivos, concentre los contaminantes en su descarga, y en consecuencia rebase

los límites máximos permisibles establecidos en la presente Norma, deberá solicitar

ante la Comisión Nacional del Agua se analice su caso particular, a fin de que ésta le

fije condiciones particulares de descarga.

5. Métodos de prueba

Para determinar los valores y concentraciones de los parámetros establecidos en

esta Norma Oficial Mexicana, se deberán aplicar los métodos de prueba indicados en el

punto 2 de esta Norma Oficial Mexicana. El responsable de la descarga podrá solicitar a

la Comisión Nacional del Agua, la aprobación de métodos de prueba alternos. En caso

de aprobarse, dichos métodos podrán ser autorizados a otros responsables de

descarga en situaciones similares.

Para la determinación de huevos de helminto se deberán aplicar las técnicas de

análisis y muestreo que se presentan en el Anexo 1 de esta Norma Oficial Mexicana.

TRANSITORIO

de 238




ÚNICO. A partir de la entrada en vigor de esta Norma Oficial Mexicana NOM-001-

SEMARNAT-1996, el responsable de la descarga de aguas residuales:

1) Que cuente con planta de tratamiento de aguas residuales, está obligado a

operar y mantener dicha infraestructura de saneamiento, cuando su descarga no

cumpla con los límites máximos permisibles de esta Norma.

Puede optar por cumplir con los límites máximos permisibles establecidos en

esta Norma Oficial Mexicana, o los establecidos en sus condiciones particulares

de descarga, previa notificación a la Comisión Nacional del Agua.

En el caso de que la calidad de la descarga que se obtenga con dicha

infraestructura no cumpla con los límites máximos permisibles establecidos en

esta Norma Oficial Mexicana, debe presentar a la Comisión Nacional del Agua,

en los plazos establecidos en las Tablas 6 y 7, su programa de acciones u obras

a realizar para cumplir en las fechas establecidas en las Tablas 4 y 5, según le

corresponda.

Los que no cumplan, quedarán sujetos a lo dispuesto en la Ley Federal de

Derechos.

En el caso de que el responsable de la descarga opte por cumplir con los límites

máximos permisibles establecidos en esta Norma Oficial Mexicana y que

descargue una mejor calidad de agua residual que la establecida en esta Norma,

puede gozar de los beneficios e incentivos que para tal efecto establece la Ley

Federal de Derechos.

2) Que se hubiere acogido a los Decretos Presidenciales que otorgan facilidades

administrativas y fiscales a los usuarios de Aguas Nacionales y sus Bienes

Públicos inherentes, publicados en el Diario Oficial de la Federación el 11 de

octubre de 1995, en la materia, quedará sujeto a lo dispuesto en los mismos y en

lo conducente a la Ley Federal de Derechos.

Aire.

de 238




• NOM-043-SEMARNAT-1993. “Que establece los límites máximos permisibles de

emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas”.

5. ESPECIFICACIONES 5.2 Los niveles máximos de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de

las fuentes fijas a que se refiere el punto 1, de acuerdo con el flujo de gases son los que

se establecen en la tabla 1.

TABLA 1

NIVELES MÁXIMOS PERMISIBLES DE EMISIÓN A LA ATMÓSFERA DE PARTÍCULAS SÓLIDAS

Flujo de gases m3/min

Zonas críticas mg/m3

Resto del país mg/m3

5

10

20

30

40

50

60

80

100

200

500

800

1000

3000

5000

8000

10000

20000

30000

50000

1536

1148

858

724

641

584

541

479

437

326

222

182

166

105

84

69

63

47

40

32

2304

1722

1287

1086

962

876

811

719

655

489

333

273

249

157

127

104

95

71

60

48

de 238




5.2.1 La interpolación y la extrapolación de los datos no contenidos en la tabla para zonas

críticas, está dada por la ecuaciones señaladas en los numerales 5.2.1.1 y 5.2.1.2 de esta

Norma Oficial Mexicana.

5.2.1.1 Para zonas críticas:

3020

E = -----------

C0.42

5.2.1.2 Para el resto del país:

4529.7

E = --------------

C0.42

Donde:

E = Nivel máximo permisible en miligramos por metro cúbico normal.

C = Flujo de gases en la fuente en metros cúbicos normales por minuto.

La emisión está referida a condiciones normales de temperatura 298° K (25° C) y presión

de 101,325 pascales (760 mm Hg), base seca.

5.3 Para los efectos de cuantificación de las emisiones de partículas sólidas a la

atmósfera, deberán utilizarse los procedimientos establecidos en las Normas Oficiales

Mexicanas respectivas.

• NOM-085-SEMARNAT-1994 “Que establece los niveles máximos permisibles de

emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y

óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos

de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos

de 238




permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo

por combustión”.

4.1.1 Fuente Fija

La instalación o conjunto de instalaciones pertenecientes a una sola persona física o

moral, ubicadas en una poligonal cerrada que tenga como finalidad desarrollar

operaciones o procesos industriales, comerciales o de servicios o actividades que generen

o puedan generar emisiones contaminantes a la atmósfera.

5. ESPECIFICACIONES. 5.1 Los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas

suspendidas totales, óxidos de nitrógeno y bióxido de azufre de los equipos de

combustión de las fuentes fijas a que se refiere esta Norma Oficial Mexicana, son los

establecidos en las Tablas 4 y 5.

6. REQUISITOS Y CONDICIONES PARA LA OPERACION DE LOS EQUIPOS DE COMBUSTION.

6.1 Requisitos.

6.1.1 Los responsables de los equipos de combustión de las fuentes fijas referidas en

esta Norma Oficial Mexicana deben observar, según proceda, los siguientes requisitos

de operación:

6.1.1.1 Llevar una bitácora de operación y mantenimiento de los equipos de

combustión, medición y análisis de las emisiones y de los certificados de calidad del

combustible empleado.

6.1.1.2 La bitácora deberá tener como mínimo la siguiente información:

Control de operación: fecha, turno, hora de reporte, presión de vapor, temperatura de

gases, temperatura del agua de alimentación, temperatura y presión de combustión,

de 238




color de humo, purga de fondo, purga de nivel, disparo válvula de seguridad, consumo

de combustible; controles: de presión, bomba agua de alimentación, paro y arranque,

paro por fallo de flama.

Control de emisiones contaminantes: eficiencia, temperatura de gases, aire en exceso,

O2, CO2, opacidad de humo; datos del combustible empleado según certificado; análisis

de emisiones según tabla 6: densidad de humo, partículas (PST), bióxido de azufre,

óxidos de nitrógeno; análisis de agua de alimentación.

TABLA 4. 1994 AL 31 DE DICIEMBRE DE 1997

DENSIDAD DEL HUMO

PARTÍCULAS (PST) mg/m3 (kg/106 kcal)

(1) (2)

BIÓXIDO DE AZUFRE

ppm V (kg/106 kcal) (1) (2)

ÓXIDOS DE NITRÓGENO

ppm V (kg/106 kcal) (1) (2)

EXCESO DE AIRE DE

COMBUSTIÓN% volumen

(4)

CAPACIDAD DEL

EQUIPO DE COMBUSTIÓN

MJ/h

TIPO DE COMBUSTIBLE

EMPLEADO Número

de mancha u opacidad

ZMCM

ZC

RP

ZMCM

ZC (5)

RP

ZMCM

ZC (3)

RP

Hasta 5,250

Combustóleo o

gasóleo 4 NA NA NA 1100

(4.08)2100(7.80)

2600(9.81) NA NA NA 60

Otros líquidos 3 NA NA NA 1100

(4.08)2100(7.81)

2600(9.81) NA NA NA

Gaseosos 0 NA NA NA NA NA NA NA NA NA

De 5,250 a 43,000

Líquidos NA 100

(0.142)425

(0.604)600

(0.852)1100 (4.08)

2100(7.80)

2600(9.81)

220 (0.588)

300 (0.801)

400 (1.064) 50

Gaseosos NA NA NA NA NA NA NA 220 (0.563)

300 (0.767)

400 (1.023)

De 43,000 a 110,000 Líquidos NA 100

(0.142)425

(0.604)550

(0.781)1100 (4.08)

2100(7.81)

2600(9.81)

180 (0.481)

300 (0.801)

400 (1.069) 40

TABLA 4. Continuación …

DENSIDAD DEL HUMO


(1) (2)

BIÓXIDO DE AZUFRE

ppm V (kg/106 kcal) (1) (2)


ppm V (kg/106 kcal) (1) (2)

EXCESO DE AIRE DE

COMBUSTIÓN% volumen

(4)

CAPACIDAD DEL

EQUIPO DE COMBUSTIÓN

MJ/h

TIPO DE COMBUSTIBLE

EMPLEADO Número

de mancha u opacidad

ZMCM

ZC

RP

ZMCM

ZC (5)

RP

ZMCM

ZC (3)

RP

Gaseosos NA NA NA NA NA NA NA 180 (0.460)

300 (0.767)

400 (1.023)

Mayor de 110,000 Sólidos NA 70

(0.105)325

(0.496)435

(0.664)1100 (4.32)

2100(8.24)

2600(9.81)

160 (0.449)

280 (0.785)

400 (1.122)

Líquidos NA 70 (0.099)

325 (0.462)

500 (0.710)

1100 (4.12)

2100(7.81)

2600(9.81)

160 (0.427)

280 (0.748)

400 (1.069) 30

Gaseosos NA NA NA NA NA NA NA 160

(0.409) 280

(0.716) 400

(1.023)

Continuación de la tabla 4. Notas y significados de siglas en Anexo 1. TABLA 5

1° ENERO DE 1998 EN ADELANTE

de 238




DENSIDAD DE HUMO


(1) (2)

BIÓXIDO DE

AZUFRE ppm V (kg/106 kcal)

(1) (2)


ppm V (kg/106 kcal) (1)

EXCESO DE

AIRE DE COMBUSTIÓN% volumen

(5)

CAPACIDAD

DEL EQUIPO DE

COMBUSTION MJ/h TIPO DE

COMBUSTIBLE EMPLEADO Número

de mancha

u opacidad

ZMCM

ZC (3)

RP

ZMCM

ZC (3)

RP

ZMCM

ZC (4)

RP

Hasta 5,250

Combustóleo ogasóleo

3

NA

NA

NA

550

(2.04)

1,100(4.08)

2,200(8.16)

NA

NA

NA

50 Otros líquidos 2 NA NA NA 550

(2.04)1,100(4.08)

2,200(8.16)

NA NA NA

Gaseosos 0 NA NA NA NA NA NA NA NA NA

De 5,250 a 43,000


350 (0.497)

450 (0.639)

550 (2.04)

1,100(4.08)

2,200(8.16)

190 (0.507)

190 (0.507)

375 (1.0)

40 Gaseosos NA NA NA NA NA NA NA

190

(0.486) 190

(0.486) 375

(0.959)

De 43,000 a

110,000


300 (0.426)

400 (0.568)

550 (2.04)

1,100(4.08)

2,200(8.16)

110 (0.294)

110 (0.294)

375 (1.0)

30 Gaseosos NA NA NA NA NA NA NA 110

(0.281) 110

(0.281) 375

(0.959)

Mayor de 110,000

Sólidos NA 60 (0.090)

250 (0.375)

350 (0.525)

550 (2.16)

1100(4.31)

2200(8.16)

110 (0.309)

110 (0.309)

375 (1.052)

25 Líquidos NA 60

(0.085)250

(0.355)350

(0.497)550

(2.04)1100(4.08)

2200(8.16)

110 (0.294)

110 (0.294)

375 (1.0)

Gaseosos

NA NA NA NA NA NA NA 110 (0.281)

110 (0.281)

375 (0.959)

Notas y significados de siglas en Anexo 2.

de 238




TABLA 6 MEDICION Y ANÁLISIS DE GASES DE COMBUSTIÓN

CAPACIDAD DEL EQUIPO DE

COMBUSTIÓN MJ/h

PARÁMETRO FRECUENCIA MÍNIMA DE MEDICIÓN

TIPO DE EVALUACIÓN TIPO DE COMBUSTIBLE

densidad de

humo

1 vez cada 3

meses

puntual (3 muestras); mancha de hollín líquido y gas

CO2, CO, O2,

N2

1 vez cada 3

meses

puntual (3 muestras); ver anexo 3 líquido y gas

Hasta 5,250

SO2 1 vez cada 3

meses

medición indirecta a través de certificados de

calidad de combustibles que emita el

proveedor

líquido

De 5,250

a 43,000

Partículas

suspendidas

totales

una vez por año isocinético (mínimo durante 60 minutos); 2

muestras definitivas (2)

líquido

NOx una vez por año Continuo (4); quimiluminiscencia

o equivalente

líquido y gas

SO2 una vez por año medición indirecta a través de certificados de

calidad de combustibles que emita el

proveedor

líquido

CO2, CO, O2,

N2

Diario Puntual (3 muestras); ver anexo 3o

equivalente

líquido y gas

De 43,000 a 110,000 Partículas

suspendidas totales

una vez por año

isocinético (mínimo durante 60 minutos); 2 muestras definitivas líquido

NOx

1 vez cada 6 meses

Continuo (4); quimiluminiscencia o equivalente

líquido y gas

SO2 una vez por año medición indirecta a través de certificados de calidad de combustibles que emita el

proveedor

líquido

CO2, CO, O2, N2

una vez por turno puntual (3 muestras); ver anexo 3 o equivalente

líquido y gas

Mayor de 110,000 Partículas

suspendidas totales

1 vez cada 6 meses

isocinético (mínimo durante 60 minutos); 2 muestras definitivas

sólido, líquido

NOx permanente (3) Continuo (4); quimiluminiscencia o equivalente

sólido, líquido y gas.

O2 permanente Continua; campo magnético o equivalente, con registrador como mínimo ó equivalente

líquido y gas

SO2 una vez por año medición indirecta a través de certificados de calidad de combustibles que emita el

proveedor

sólido, líquido

(3) El monitoreo continuo de NOx será permanente en las zonas metropolitanas de las ciudades de

México, Guadalajara y Monterrey; con una duración de cuando menos 7 días una vez cada 3 meses en

de 238




las zonas críticas; y con una duración de cuando menos 7 días una vez cada seis meses en el resto del

país.

Deberán realizarse las mediciones correspondientes a equipos de calentamiento industriales del

ambiente de cualquier capacidad en enero y octubre de cada año.

Donde:

Er = Emisión calculada al valor de referencia del O2

Em = Emisión medida (NOx ó CO)

Om = Valor medido para el O2

Or = Nivel de referencia para el O2

(2) Los valores de emisión de Partículas, Bióxido de Azufre y Óxidos

de Nitrógeno podrán ser determinados con promedios ponderados

de fuente fija, haciendo uso del procedimiento descrito en el punto

5.2 de esta Norma.

(3) Se refiere únicamente a las Zonas Metropolitanas de Monterrey y

Guadalajara y a las Ciudades de Tijuana, Baja California y Cd.

Juárez, Chihuahua.

(4) Determinado con la siguiente ecuación y medido antes del

precalentador de aire o de cualquier infiltración que diluya los

gases de combustión:

EA = (O2 - 0.5 CO) 100/(0.264 N2 - 02 + 0.5 CO); DONDE: O2, CO

y N2, corresponden al porciento en volumen de oxígeno, monóxido

de carbono y nitrógeno respectivamente contenidos en los gases

de combustión en base seca.

(5) Para efectos del cumplimiento de los límites del bióxido de azufre,

el corredor industrial Tampico-Madero-Altamira en el Edo. de

Tamaulipas deberá cumplir con el valor establecido para el resto

del país.

SIGNIFICADO DE LAS SIGLAS:

de 238




ZMCM Zona Metropolitana de la Ciudad de México.

ZC Zonas Críticas.

RP Resto del País.

NA No Aplica.

ANEXO 2

NOTAS:

(1) Concentraciones referidas a 25° C, 760 mm Hg, 5% de oxígeno en volumen y base seca. Entre

paréntesis se expresa el equivalente de la concentración en unidades de Kg./106 Kcal.

El factor para corregir el 02 a la base del 5 % de oxígeno, se calcula de acuerdo a la ecuación 7.

Ecuación 7

Donde:

Er = Emisión calculada al valor de referencia del O2

Em = Emisión medida (NOx ó CO)

Om = Valor medido para el O2

Or = Nivel de referencia para el O2

(2) Los valores de emisión de Partículas, Bióxido de Azufre y Óxidos de Nitrógeno podrán ser

determinados con promedios ponderados de fuente fija, al hacer uso del procedimiento descrito en el

punto 5.2 de esta Norma.

(3) Zonas críticas (especificadas en el punto 4.22 de esta norma).

(4) Se refiere únicamente a la Zonas metropolitanas de las ciudades de Monterrey y Guadalajara y las

ciudades de Tijuana, Baja California y Cd. Juárez, Chihuahua.

(5) Determinado con la siguiente ecuación y medido antes del precalentador de aire o de cualquier

infiltración que diluya los gases de combustión:

rr

mmE =

21-O21-O

* E

de 238




EA = (O2 - 0.5 CO) 100/(0.264 N2 - 02 + 0.5 CO); donde O2, CO y N2, corresponden al Porciento en

volumen de oxígeno, monóxido de carbono y nitrógeno respectivamente contenidos en los gases de

combustión en base seca.

SIGNIFICADO DE LAS SIGLAS: ZC Zonas Críticas

NA No Aplica.

ZMCM Zona Metropolitana de la Ciudad de México.

RP Resto del país

CONTAMINANTES Y SUS MÉTODOS DE EVALUACIÓN PARA LAS FUENTES FIJAS Y MÉTODOS EQUIVALENTES

CONTAMINANTE

MÉTODO DE EVALUACIÓN

MÉTODO EQUIVALENTE

Densidad de humo · huella o mancha de hollín

· opacidad ----

Partículas suspendidas

totales

· isocinético

----

Óxidos de nitrógeno · quimiluminiscencia · infrarrojo no dispersivo

Óxidos de carbono · infrarrojo no dispersivo · celdas electroquímicas* · orsat (O2, CO2 y CO)

----

Oxígeno

· celdas electroquímicas · paramagnéticos

· orsat (O2, CO2 y CO) · óxidos de zirconio (celdas electroquímicas)

SO2

· medición indirecta a través de certificados de calidad de combustibles que emita el proveedor

Capacidad del equipo de

combustión MJ/h

Hasta 5,250: · vía húmeda (torino) · infrarrojo no dispersivo · celdas electroquímicas

Mayores de 5,250: · vía húmeda · infrarrojo no dispersivo

* Se calcula el valor dado que no se obtiene por medición directa.

ANEXO 4 PODER CALORÍFICO

COMBUSTIBLE

MJ/kg DE COMBUSTIBLE

Gas natural 52

Gas L.P. 48 Butano 49

Isobutano 45 Propano 50 Butileno 49

Propileno 49 Metano 55

Petróleo diáfano 46 Gasolina 47

Diesel 48

de 238




Gasóleo 42 Combustóleo pesado 42 Combustóleo ligero 43

Carbón mineral Variable Coque de petróleo 31

ANEXO 5 TABLA DE EQUIVALENCIAS

UNIDAD X = MJ Megajoule 239 kcal MJ Megajoule 0.277 kWh kcal Kilocaloría 4.186x10-6 MJ kcal Kilocaloría 1.162x10-3 kWh kWh kilovatio hora 3.6 MJ kWh kilovatio hora 860.4 kcal kcal Kilocaloría 3.968 B.T.U. B.T.U. Unidad Térmica Británica 0.252 kcal C.C. Caballo caldera 35.3 MJ/h MJ/h Megajoule 0.028 C.C. S Azufre 2 SO2 SO2 Bióxido de azufre 0.5 S

• NOM-086-SEMARNAT-1994. Establece las especificaciones sobre protección

ambiental que deben reunir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se

usan en fuentes fijas y móviles.

4. ESPECIFICACIONES. 4.1 Las especificaciones sobre protección ambiental que deben reunir los combustibles

fósiles líquidos y gaseosos, son las establecidas en las tablas 1 a la 13 y en los tres

anexos de la tabla 2 de esta norma oficial mexicana.

4.2 Para la certificación de las especificaciones sobre protección ambiental que deben

reunir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos se deberán utilizar los procedimientos

establecidos por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), la Sociedad Americana de

Pruebas de Materiales (ASTM) y otras mencionadas en el punto 7. Bibliografía de esta

norma oficial mexicana, de acuerdo a las tablas anexas.

de 238




4.3 El combustóleo pesado que surta el proveedor a partir del 1°. de enero de 1998

tendrá un contenido máximo de 4% de azufre en peso. El combustóleo hidrotratado que

surta el proveedor para la Zona Metropolitana de la Ciudad de México a partir del 1o. de

enero de 1998 tendrá un contenido máximo de 1% de azufre en peso.

Se dispondrá en las zonas críticas de un combustible cuyo contenido máximo de azufre

sea 2%, excepto en las zonas críticas abastecidas por la refinería de Cadereyta (Zona

Metropolitana de Monterrey, Nuevo León, corredor industrial de Tampico-Madero-Altamira,

en el Estado de Tamaulipas) y de la planta termoeléctrica de Samalayuca, Chihuahua,

hasta que concluya el proyecto de reconfiguración de la refinería de Cadereyta, lo que

será notificado por la Secretaría mediante publicación en el Diario Oficial de la Federación,

al menos 30 días antes de su entrada en vigor. El proveedor certificará en las facturas de

embarque del combustible el contenido de azufre expresado en por ciento en peso.

Ruido.

• NOM-081-SEMARNAT-1994. Establece los límites máximos permisibles de emisión

de ruido de las fuentes fijas y su método de medición.

5.4 Los límites máximos permisibles del nivel sonoro en ponderación "A" emitido por

fuentes fijas, son los establecidos en la Tabla 1.

Tabla 1

HORARIO LIMITES MAXIMOS PERMISIBLES de 6:OO a 22:OO

68 dB(A)

de 22:OO a 6:OO

65 dB(A)

• NOM-052-SEMARNAT-1993. Caracteriza y lista los residuos peligrosos, además de

especificar los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.

6. MANEJO 6.1 Los residuos que hayan sido clasificados como peligrosos y los que tengan las

características de peligrosidad conforme a esta norma oficial mexicana deberán ser

de 238




manejados de acuerdo a lo previsto en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio

Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos, las normas

oficiales mexicanas correspondientes y demás procedimientos aplicables.

• NOM-053-SEMARNAT-1993. “Que establece el procedimiento para llevar a cabo la

prueba de extracción de los constituyentes que hacen a un residuo peligroso por su

toxicidad al ambiente”.

5.1.4 Si al efectuarse un análisis físico-químico completo del residuo en cuestión no se

encuentran en el mismo los constituyentes regulados en la NOM-052-SEMARNAT-1993, o

están presentes a bajas concentraciones de modo que no rebasen en los límites máximos

permisibles, no es necesario llevar a cabo la prueba de extracción. En caso contrario se

deberá realizar el muestreo y análisis de acuerdo a ésta norma.

• NOM-054-SEMARNAT-1993. “Que establece el procedimiento para determinar la

incompatibilidad entre dos o mas residuos considerados como peligrosos por la Norma

Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-1993”

5. PROCEDIMIENTO 5.1 Para determinar la incompatibilidad entre dos o más de los residuos considerados

como peligrosos de acuerdo con la norma oficial mexicana NOM-052-SEMARNAT-1993,

se deberá seguir el siguiente procedimiento:

5.1.1 Se identificarán los residuos peligrosos dentro de alguno de los grupos reactivos que

se presentan en el anexo 1 de esta norma oficial mexicana.

5.1.2 Hecha la identificación anterior, con base en la tabla "B" de incompatibilidad que se

presenta en el anexo 2 de la presente norma oficial mexicana, se intersectarán los grupos

a los que pertenezcan los residuos.

de 238




5.1.3 Si como resultado de las intersecciones efectuadas, se obtiene alguna de las

reacciones previstas en el código de reactividad que se presenta en el anexo 3 de esta

norma oficial mexicana, se considerará que los residuos son incompatibles.

5.2 Para determinar la incompatibilidad entre dos o más de los residuos comprendidos en

el listado de residuos peligrosos previstos en el numeral 5.2 de la norma oficial mexicana

NOM-052-SEMARNAT-1993, se seguirá el siguiente procedimiento:

5.2.1 Se identificarán los residuos peligrosos dentro de alguno de los grupos reactivos que

se presentan en el anexo 4 de esta norma oficial mexicana.

5.2.2 Hecha la identificación anterior, con base en la tabla "A" de incompatibilidad que se

presenta en el anexo 5 de esta norma oficial mexicana se intersectarán los grupos a los

que pertenezcan los residuos.

5.2.3 Si como resultado de las intersecciones efectuadas se obtiene alguna de las

reacciones previstas en el código de reactividad que se presenta en el anexo 3 de la

presente Norma Oficial Mexicana, se considerará que los residuos son incompatibles.

GRUPO 8 AZO COMPUESTOS DIAZO COMPUESTOS E HIDRACINAS

(Y SUS ISÓMEROS):

Tetrazodiborato de aluminio Aminotiazol Azodicarbonil guanidina Azodi-s-triasol a,á-Azodiisobutironitrilo Cloruro de diazonio benceno

Benzotriazol t-Butil azodiformato Cloroazodina Clorobenzotriazol

Diazodinitrofenol Diazodietano Dimetilamino azobenceno Dimetiì hidracina

Dinitrofenilhidracina Guaniì nitrosoaminoguanilidina Hidracina hidracina

Metil hidracina Mercaptobenzotiazol Clorhidrato de fenilhidracina Tetracina

Azohidracina

de 238




Recursos.

• 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”.

• NOM-004-SEMARNAT-2002. “Protección ambiental- Lodos y biosólidos –

Especificaciones y límites máximos permisibles de contaminantes para su

aprovechamiento y disposición final”.

1.2 Campo de aplicación

Es de observancia obligatoria para todas las personas físicas y morales que generen

lodos y biosólidos provenientes del desazolve de los sistemas de alcantarillado urbano

o municipal, de las plantas potabilizadoras y de las plantas de tratamiento de aguas

residuales.

4.6 Los límites máximos permisibles de metales pesados se establecen en la tabla 1. TABLA 1

LIMITES MAXIMOS PERMISIBLES PARA METALES PESADOS EN BIOSOLIDOS

CONTAMINANTE (determinados en forma total)

EXCELENTES mg/kg

en base seca

BUENOS mg/kg

en base seca Arsénico 41 75 Cadmio 39 85 Cromo 1 200 3 000 Cobre 1 500 4 300 Plomo 300 840

Mercurio 17 57 Níquel 420 420 Zinc 2 800 7 500

4.7 Los límites máximos permisibles de patógenos y parásitos en los lodos y

biosólidos se establecen en la tabla 2. TABLA 2

LIMITES MAXIMOS PERMISIBLES PARA PATOGENOS Y PARASITOS EN LODOS Y BIOSOLIDOS

CLASE

INDICADOR BACTERIOLOGICO DE

CONTAMINACIÓN

PATOGENOS PARASITOS

de 238




Coliformes fecales NMP/g en base seca

Salmonella spp. NMP/g en base seca

Huevos de helmintos/g

en base seca A Menor de 1 000 Menor de 3 Menor de 1(a) B Menor de 1 000 Menor de 3 Menor de 10 C Menor de 2 000 000 Menor de 300 Menor de 35

(a) Huevos de helmintos viables

NMP número más probable

4.8 El aprovechamiento de los biosólidos, se establece en función del tipo y clase,

como se especifica en la tabla 3 y su contenido de humedad hasta el 85%. TABLA 3

APROVECHAMIENTO DE BIOSOLIDOS

TIPO CLASE APROVECHAMIENTO

EXCELENTE A Usos urbanos con contacto público directo durante su

aplicación Los establecidos para clase B y C

EXCELENTE O

BUENO B

Usos urbanos sin contacto público directo durante su aplicación

Los establecidos para clase C EXCELENTE

O BUENO

C Usos forestales Mejoramientos de suelos Usos agrícolas

4.9 La aplicación de los biosólidos en terrenos con fines agrícolas y mejoramiento de

suelos se sujetará a lo establecido en la Ley Federal de Sanidad Vegetal y conforme a

la normatividad vigente en la materia.

4.10 Para la disposición final de los lodos y biosólidos, éstos deben cumplir con la

especificación 4.1 y con los límites máximos permisibles para el contenido del indicador

de contaminación, patógenos y parásitos especificados en la tabla 2, para clase C.

4.11 Los sitios para la disposición final de lodos y biosólidos, serán los que autorice

la autoridad competente, conforme a la normatividad vigente en la materia.

4.16 El generador podrá quedar exento de realizar el muestreo y análisis de alguno o

varios de los parámetros establecidos en la presente Norma Oficial Mexicana, siempre y

cuando la detección de éstos sea en cantidades menores que los límites máximos

establecidos, o cuando por la procedencia de los lodos y biosólidos éstos no contengan

los contaminantes regulados en la presente Norma Oficial Mexicana, en ambos casos,

deberá manifestarlo ante la Secretaría por escrito y bajo protesta de decir verdad. La

autoridad se reserva el derecho de verificar dicha información.

de 238




4.17 El generador deberá contar con una bitácora de control de lodos y biosólidos, de

acuerdo a lo establecido en el Anexo VII.

Las embarcaciones a utilizar durante el desarrollo de los trabajos para la realización del

proyecto: Diseño, Procura y Construcción de Oleogasoducto de 16” ø x 36 Km. de

Longitud de las Plataformas Carpa “B” – Marsopa – Bagre “A”, generarán aguas que serán

tratadas, evitando la contaminación y reintegrándolas en condiciones óptimas a su entorno

ecológico, de acuerdo a los siguientes procedimientos:

Procedimiento para el Manejo de Residuos de Petróleo y Aguas Contaminadas (MARPOL 73/78 ANEXO 1) PRD-5505.

Procedimiento Operativo de Planta de Tratamiento de Aguas Residuales PRD-5514.

Procedimiento de Tratamiento de Descarga de Aguas Residuales PRD-5513.

Ver Anexo “P” Procedimientos para Manejo, Tratamiento y Disposición de Aguas Residuales Aceitosas y Aguas Residuales de Servicio Doméstico. Dichos

procedimientos darán cumplimiento a la Legislación Ambiental Vigente, evitando la

contaminación marina, durante la ejecución de los trabajos Costa Afuera.

A bordo de las barcazas se contará con una planta de tratamiento de aguas residuales y una copia del titulo de Concesión de descarga de Aguas residuales de las embarcaciones, cumpliendo con lo establecido en la NOM-001-SEMARNAT-/96, la cual establece los límites Máximos Permisibles de contaminantes en las descargas de

aguas residuales vertidas a aguas nacionales, con el objeto de proteger su calidad y

posibilitar sus usos, y es de observancia obligatoria para los responsables de dichas

descargas.

de 238




De acuerdo al Procedimiento Operativo de Planta de Tratamiento de Aguas Residuales PRD-5514 (Ver Anexo “P”). La remoción de fango se realizará trimestralmente y será enviada a tierra para su disposición final.

Se registrará en bitácora las descargas periódicas de aguas tratadas, efectuándose

análisis Físicos-Químicos cada trimestre, dando cumplimiento a la NOM-001-

SEMARNAT/96 y lo establecido en la Ley de Aguas Nacionales.

El Superintendente, Capitán y Residente Ambiental, verificarán que los procedimientos

mencionados se desarrollen conforme a la Normatividad Vigente para evitar la

contaminación marina.

DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS NATURALES PROTEGIDAS

No se encuentran en la zona de estudio áreas decretadas con algún tipo de protección

especial; el área no cuenta con programas de recuperación y restablecimiento de las

zonas de restauración ecológica. Tampoco es considerada como región prioritaria para

la conservación de la biodiversidad, establecidas por la Comisión Nacional para el

Conocimiento y uso de la Biodiversidad (CONABIO).

Tabla No. III.1.- Áreas Naturales Protegidas del Estado de Veracruz. Fecha de Decreto Denominación Áreas Naturales

Protegidas Latitud Norte Longitud Oeste

Grados Minutos Grados Minutos ÁREAS NATURALES PROTEGIDAS DE CONTROL FEDERAL

Reserva de la Biosfera 1 NA NA NA NA 23-XI-98 Los Tuxtlas 1 18 30 95 05

Parques Nacionales 4 NA NA NA NA 04-V-37 Cofre de Perote 1 19 26 97 08 04-I-37 Pico de Orizaba 1 19 02 97 15 04-V-38 Cañón del Río Blanco 1 18 47 97 15 24-XI-94 Sistema Arrecifal Veracruzano 1 19 05 95 50

ÀREAS NATURALES PROTEGIDAS DE CONTROL ESTATAL Zonas Sujetas a Conservación Ecológica 9 NA NA NA NA

de 238




25-XI-99 Arroyo Moreno 1 19 07 96 08 26-XI-99 Ciénega del Fuerte 1 20 29 97 00 29-VIII-91 Pacho Nuevo 1 19 30 96 48 04-II-97 Punta Canales o Isla del Amor 1 19 05 96 06

11-VIII-92 Río Filobobos 1 19 49 97 16 23-I-92 Río Pancho Poza 1 19 45 97 15 30-X-80 San Juan del Monte 1 19 33 97 06 17-XI-99 Santuario del Loro Huasteco 1 22 07 98 08 11-VI-91 Tatocapan 1 18 27 95 18

Parques Urbanos 8 NA NA NA NA 30-X-80 Barragán 1 19 32 96 55 05-V-92 Cerro de las Culebras 1 19 27 96 58

23-VIII-80 Cerro de la Galaxia 1 19 32 96 55 23-IX-86 El Tejar-Garnica 1 19 32 96 55 27-XI-76 Francisco Javier Clavijero 1 19 32 96 55 28-XI-78 Macuiltépetl 1 19 32 96 55 27-XI-86 Médano del Perro 1 19 12 96 07

23-IX-86 Molina de San Roque 1 19 32 96 55

Continuación Tabla No. III.1.-



LOBOS-TUXPAN” elaborado por la Universidad Veracruzana, la zona del proyecto no

se localiza dentro del Área de Protección de Flora y Fauna Silvestre “Sistema Arrecifal


BANDOS Y REGLAMENTOS MUNICIPALES. No aplica por encontrarse el proyecto en área marina. Asimismo, es de manifestarse

que muchas de las normas que conlleva el proyecto son de carácter regulatorio

operacional, por lo que no se entrará a su ámbito de aplicación hasta que dicho

proyecto, se encuentre concluido y en operación.

de 238




IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÀTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO.

IV.1 Delimitación del área de estudio. En virtud que para delimitar un área de estudio, ésta se debe basar en el criterio

analítico de los Ordenamientos Ecológicos (mismos que aplican solo para proyectos

terrestres ya que aún no existen Ordenamientos Ecológicos Marinos), la delimitación del

área de estudio en la que se llevará a cabo la instalación de los oleogasoductos

marinos de 16’’ de diámetro estuvo basado de acuerdo a las coordenadas de

localización U.T.M (origen-destino).

Por otra parte, por tratarse de un proyecto estrictamente marino, algunos de los puntos

de esta guía no aplican para la elaboración de este estudio como por ejemplo, área

inundable, tipo de suelo, uso de suelo, entre otros, por lo que solo se incluirán los

aspectos que se relacionen directamente con dicho proyecto.

El área de estudio en la que se ubica el proyecto es en las aguas del Golfo de México,

exactamente frente al municipio de Tuxpan, Ver.

a) Dimensiones del proyecto, distribución de obras y actividades a desarrollar, sean principales asociadas y provisionales, sitios para la disposición de desechos.

Dimensiones del proyecto. Para la construcción e instalación del oleogasoducto marino de 16’’ de diámetro de las

Plataformas Carpa “B” – Marsopa – Bagre “A” se incluye el trazo y tendido de línea, la

cual abarcará una longitud de 36 Km., y por desarrollarse en un medio marino no

de 238




existirán cruces con cuerpos de agua, poblados o áreas de conservación decretadas

por autoridades y/o normas ambientales vigentes.

Se solicitará autorización a la Dirección de Marina Mercante de la Secretaria de

Comunicaciones y Transportes sobre el posicionamiento del ducto para su

consideración en las cartas de navegación, proporcionando la información pertinente

en cuanto a ubicación.

Distribución de obras y actividades a desarrollar sean principales o provisionales. El presente proyecto es industrial petrolero y como su nombre lo indica, consiste en la

construcción de un oleogasoducto marino de 16’’ de diámetro por 36 Km. de longitud.

El ducto estará conformado por dos tramos, el primero de 22 Km. de longitud que

partirá de la Plataforma Carpa “B” hasta llegar a la Plataforma Marsopa y el segundo

de 14 Km. de longitud que partirá de la Plataforma Marsopa hasta llegar a la

Plataforma Bagre “A”.

La producción de mezcla gas/crudo será enviada a través de un oleogasoducto de

16’’Ø, de la Plataforma Carpa “B” pasando por la Plataforma Marsopa hasta llegar a la

Plataforma Bagre “A” (Proyecto), y de ahí a la Batería Punta de Piedra (oleogasoducto

existente), para lo cual se empleará para ambos tramos, tubería de acero al carbón

API-5L X 52 de 16’’ de diámetro de 0.500’’ (12.7 mm) de espesor para la línea regular

submarina, teniendo una longitud para el primer tramo del ducto, de 22,000 m.l.

(22 Km.) y para el segundo tramo del ducto 14,000 m.l. (14 Km.), mismas que estarán

enterradas a 1 m bajo la superficie del lecho marino mediante el sistema de dragado

con agua impulsada con aire a presión.

El proyecto marino de acuerdo a lo requerido, se desarrollará utilizando instalaciones

existentes y embarcaciones adecuadas, las cuáles contarán con las áreas necesarias

de 238




para el cumplimiento de su objetivo, por lo que no se requiere la construcción de obras

tales como campamentos, vías de acceso, patios de servicio, etc.

Las etapas y actividades (más representativas) en las que se dividirá el proyecto son:

Preparación del sitio

• Trazo y reconocimiento topográfico.

• Recepción de equipo y materiales.

• Transporte al área de instalación.

• Servicios de comedor, alojamiento y sanitarios.

Construcción

• Posicionamiento de embarcación (barcaza de tendido)

• Dragado.

• Obras especiales (cruces).

• Tendido de líneas marinas.

• Instalación de Tubería Ascendente, Cuello de Ganso e Interconexiones en

cubierta.

• Interconexiones submarinas.

• Pruebas a la tubería.

• Embarcaciones de apoyo (Remolcador, Barco Abastecedor, Lancha de

transporte de personal, Chalán de transporte de tubería).

• Servicios de comedor, alojamiento y sanitarios

Operación y mantenimiento

• Capacitación de personal técnico de operación y mantenimiento.

• Mantenimiento preventivo y correctivo a la instalación en general.

• Corrida de diablos.

• Transporte del personal.

de 238




Desmantelamiento y abandono

• Limpieza del ducto.

• Desinstalación de interconexiones.

• Retiro de instrumentos y abandono de tubería.

• Disposición final del material.

Sitios para la disposición de desechos. Durante las etapas de preparación del sitio y construcción, la aplicación de

anticorrosivos para la preparación de la tubería se realizará en planta o en los patios de

servicio en tierra de la contratista, no en el sitio del proyecto, por lo que los residuos que

se generen (recipientes con adherencias de pintura, recipientes vacíos de solventes),

se dispondrán por compañía especializada en el manejo y disposición de los mismos,

autorizada por la SEMARNAT. En el sitio la lubricación del equipo y maquinaria

generarán residuos peligrosos entre los que tenemos: botes con adherencias de grasa,

Aceites gastados de la maquinaría y equipos, estopas, guantes, ropas, impregnados

con grasas y aceites, entre otros, mismos que serán dispuestos en tambores metálicos

de 200 litros con tapa (identificados) para posteriormente ser trasladados a tierra en

barco de apoyo y entregados a la compañía autorizada en el manejo y disposición de

éstos antes mencionada.

Derivado de la contratación del personal que laborará en las etapas de preparación del

sitio y construcción, se producirán residuos de alimentos y provisiones, mismos que

serán triturados para facilitar y agilizar su biodegradación para posteriormente ser

vertido diariamente a las aguas marinas, sirviendo como alimento a las especies

marinas.

Los residuos de papel, cartón, madera, telas de algodón, pedacearía metálica, tambos,

botes, materiales de embalaje y otros generados durante las etapas de preparación del

de 238




sitio y construcción, serán compactados y almacenados de manera temporal en botes

con tapa metálicos de 200 litros, para posteriormente ser llevados a tierra en barco de

apoyo y enviados al sitio señalado por la autoridad competente, previo permiso.

Durante las etapas de preparación del sitio, construcción y abandono se generarán

aguas residuales provenientes de los servicios domésticos y sanitarios, mismas que

serán tratadas en la planta de tratamiento de la embarcación de la contratista y vertida

al mar después de ser tratada.

En la etapa de Construcción y abandono de sitio, se generarán residuos de pedacería

metálica, tambos, botes, materiales de embalaje, que serán recolectados y separados

de forma manual y almacenados en sitios determinados en botes con tapa metálicos de

200 litros y enviados a tierra en barco de apoyo o chalán y dispuestos en lugares

autorizados por la autoridad competente en la materia.

Durante la etapa de operación y mantenimiento los residuos a generar se relacionan

con los recubrimientos anticorrosivos a aplicar en la tubería aérea a instalar en las

plataformas, dichos residuos serán almacenados en recipientes adecuados y

dispuestos igualmente por compañía autorizada en su manejo y disposición, los

residuos de comida serán triturados para su posterior vertimiento al mar, y los residuos

sólidos no peligrosos como cartón, papel, dispuestos en los rellenos sanitarios más

cercanos al proyecto como el puerto de Tuxpan, Ver.

Debido a que las etapas de Preparación del sitio y Construcción serán desarrolladas bajo

el esquema de Diseño, Procura y Construcción, mediante proceso licitatorio, no se

dispone de información referente a los lugares de destino de dichos residuos, sin embargo

dentro de los requerimientos mencionados en las bases de licitación para dicho proyecto,

se establecen las exigencias en cuanto al manejo y disposición de residuos ya sean

de 238




peligrosos o no peligrosos, para cumplir con lo establecido en el Convenio Internacional

del SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el Convenio Internacional MARPOL 73/78 y de

sus enmiendas emitidas a la fecha de la formalización del contrato y durante la vigencia

del mismo, de igual manera con el Protocolo de Montreal incluyendo sus Enmiendas y

Modificaciones a la fecha del contrato, así como del Decreto de Promulgación del

Convenio sobre la Diversidad Biológica.

b) Factores sociales (poblados cercanos) No aplica, debido a la naturaleza del proyecto (marino), no se localizan poblaciones

cercanas al mismo.

c) Rasgos geomorfológicos, hidrográficos, metereológicos, tipos de vegetación, entre otros.

Rasgos geomorfológicos En lo correspondiente al sitio del proyecto, de acuerdo con lo mencionado en la

Evaluación Ingenieril Geológica del corredor Carpa - 101 a Marsopa (Anexo “D”), se

encuentran afloramientos de roca o suelos consolidados en el fondo marino en el

corredor de levantamiento. Los afloramientos proporcionan topografía poco irregular en

partes del corredor de levantamiento. Se interpreta que la roca del fondo marino se

compone de roca carbonatada o podrían ser estratos de suelos más consolidados

expuestos en el fondo marino. Los afloramientos no tienen topografía muy irregular con

pináculos de roca sino que son más como zonas poco elevadas en el fondo marino. La

ruta propuesta por PEMEX para la tubería de CARPA-101 a MARSOPA no cruza

afloramientos de roca identificados en los datos del perfilador somero o el sistema de

mapeo del piso marino.

de 238




En lo correspondiente al sitio del proyecto, de acuerdo con lo mencionado en la

Evaluación Ingenieril Geológica del corredor Marsopa “A” – Bagre “A” (ver Anexo “D”),

Se encuentran afloramientos de roca en el fondo marino y arrecifes enterrados someros

en el corredor de levantamiento.

Rasgos hidrográficos El principal recurso hidrológico localizado en el área de estudio y con el cual mantiene

relación directa este proyecto es el Golfo de México, pues se trata de un proyecto que

se encontrará ubicado dentro de sus aguas.

Rasgos metereológicos

• Tipo de clima: Con base en la Carta de Clasificación Climática de W. Köppen,

modificada por Enriqueta García A. (1970), en lo que se conoce como la carta

CETENAL-UNAM, el área del proyecto se ubica dentro de la región con tipo de clima

Aw, Cálido-Subhúmedo con lluvias en verano, de humedad media.

• Temperatura promedio mensual, anual y extrema: La temperatura media

mensual del sitio es relativamente estable, esto se refleja en una variación del orden

de 9.1º C, la temperatura media en la zona varia de los 18.5º C a los 27.6º C. Las

temperaturas extremas tienen un rango de variación muy amplio la temperatura

mínima registrada es del orden de 3.5° C, la cual se presentó en el mes de enero de

1986, la temperatura máxima registrada ocurrió en los meses de abril y mayo de

1984, la temperatura media mensual es del orden de 24.3° C.

• Precipitación: La precipitación total en un periodo de mayo a octubre para la zona

de estudio varia de 1 000 a 1 500 mm. y en el periodo que comprende los meses de

noviembre a abril varía de 500 a 600 mm.

• Humedad relativa: La humedad relativa media anual registrada para zona es de

80%.

de 238




• Velocidad y dirección de los vientos: En lo que respecta a los vientos, durante los

meses de marzo a septiembre se mantiene en velocidades promedios de 3 m/s, en

el mes de diciembre son más frecuentes los vientos del norte con una velocidad

entre 3.07 y 6.13 m/s. Tipos de vegetación La flora está constituida por algas marinas bénticas, las cuales son de algunos

elementos que se extienden hacia el Sur. Las especies de algas son consideradas

como un grupo de plantas que posee una mayor población, superior a muchos grupos

de plantas terrestres o de animales.

d) Tipo, características, distribución, uniformidad y continuidad de las unidades ambientales (ecosistemas).

El tipo de proyecto se refiere a un ecosistema marino de ambiente netamente nerítico,

teniendo una profundidad promedio de 50 m, con presencia de algas rodofíceas y

cianofíceas, observándose que en el corredor Carpa “B” – Marsopa se presenta un

lecho marino formado por arena fina calcárea, arena fina arcillosa calcárea y arcilla

arenosa calcárea y para el corredor Marsopa – Bagre “A” el lecho marino está formado

principalmente por arcilla arenosa muy blanda y arena fina arcillosa con fragmentos de

conchas y rocas.

e) Usos del suelo permitidos por el Plan de Desarrollo Urbano o Plan Parcial de Desarrollo Urbano aplicable para la zona.

No aplica, debido a que el proyecto se realizará en una zona marina.

IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental. La caracterización y análisis del sistema ambiental (medio físico, biótico y

socioeconómico) se basaron en primera instancia en investigación bibliográfica,

cartográfica, biológica regional y estadística, sobre publicaciones, reportes y registros

de 238




del INEGI, Atlas Estatal de Riesgos de Veracruz, del Censo General de Población y de

SEMARNAT, para analizar de manera integral los diferentes elementos que integran

dicho sistema, considerando la variabilidad estacional para poder reflejar tendencias y

comportamientos.

Los componentes ambientales que serán sujeto de análisis, van desde la descripción

del medio físico, biótico y socioeconómico, lo que involucra:

• Clima

• Geología y geomorfología

• Suelo marino

• Hidrología superficial

Del medio biótico:

• Vegetación marina

• Fauna marina

Aspectos socioeconómicos

• Demografía

• Vivienda

• Urbanización

• Salud y seguridad social

• Educación, etc.

• Ingreso per. cápita

• Población económicamente activa

• Estructura de la tenencia de la tierra, etc.

de 238




IV.2.1 ASPECTOS ABIÓTICOS. a) Clima

• Tipo de clima Con base en la Carta de Clasificación Climática de W. Köppen, modificada por

Enriqueta García A. (1970), en lo que se conoce como la carta CETENAL-UNAM, el

área del proyecto se ubica dentro de la región con tipo de clima Aw, Cálido-Subhúmedo

con lluvias en verano, de humedad media, tal como se muestra en la siguiente imagen:

FIGURA IV.2.1.1.-MAPA DE CLASIFICACIÓN CLIMÁTICA DE W. KOPPEN.

El clima de la región es cálido, siendo algo uniforme entre los meses de marzo y

septiembre, con un ambiente sofocante al medio día, que al atardecer refresca con el

viento del sureste; de octubre a febrero el clima se vuelve variado debido a los vientos

del norte que abaten la temperatura rápidamente. Las temperaturas medias anuales

oscilan entre los 24.1° C.

de 238




Temperatura promedio mensual, anual y extrema

La temperatura media mensual del sitio es relativamente estable, esto se refleja en una

variación del orden de 9.1º C, la temperatura media en la zona varía de los 18.5º C a

los 27.6º C. Las temperaturas extremas tienen un rango de variación muy amplio la

temperatura mínima registrada es del orden de 3.5° C, la cual se presentó en el mes de

enero de 1986, la temperatura máxima registrada ocurrió en los meses de abril y mayo

de 1984, la temperatura media mensual es del orden de 24.3° C. Estos datos fueron

proporcionados por CNA, como datos representativos de la zona cercana al proyecto,

ver Tabla IV.2.1.1.

Tabla No. IV.2.1.1.- Datos de temperatura media en ° C.

COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA GERENCIA REGIONAL GOLFO NORTE

SUBGERENCIA TÉCNICA

REGIÓN HIDROLÓGICA No. MUNICIPIO: AMATLÁN ESTADO: VERACRUZ CUENCA: ESTACIÓN: NARANJOS COORDENADAS GEOGRÁFICAS: LAT. N 21° 21’ 14’’ LONG. W 97° 40’ 54’’ ALT. 60 m.s.n.m.

AÑO / MES

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. OCT. NOV. DIC. MEDIA

1980 S/D S/D S/D S/D S/D S/D 28.2 28.7 23.7 18.9 18.2 24.1

1981 16.2 18.2 22.0 24.8 27.4 27.5 27.1 27.7 25.0 22.1 20.3 23.7

1982 19.6 18.7 23.4 26.8 26.9 28.6 27.6 27.8 24.2 20.9 19.3 24.3

1983 17.2 20.1 21.8 24.6 28.1 29.2 26.9 27.1 25.0 23.0 18.3 24.0

1984 15.8 18.4 22.3 26.2 26.8 26.5 26.5 26.5 26.1 21.6 20.3 23.5

1985 16.6 17.1 22.9 25.2 27.7 27.3 26.9 27.9 25.1 23.5 19.1 23.9

1986 17.6 20.5 21.2 26.3 27.0 27.8 25.8 27.5 24.4 20.8 18.5 23.7

1987 17.6 24.7 20.1 21.8 27.7 28.4 28.1 27.5 S/D S/D S/D 24.5

1988 17.6 24.7 20.1 21.8 27.7 28.4 28.1 27.5 S/D S/D S/D 24.5

1989 20.0 18.4 S/D 25.4 S/D S/D 26.1 27.5 25.6 25.0 S/D 24.4

1990 S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D

1991 19.9 21.7 22.3 25.0 27.1 27.8 27.0 26.5 24.0 22.6 19.4 24.2

1992 19.2 21.2 24.6 26.9 27.8 28.5 27.0 26.8 22.5 20.6 20.1 24.3

1993 17.1 20.0 23.5 24.1 24.9 25.6 24.6 23.8 22.5 22.5 22.1 22.8

1994 25.5 29.4 21.7 S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D 25.5


S/D = Sin Datos

de 238




Continuación… Tabla No. IV.2.1.1.- Datos de temperatura media en ° C.




AÑO / MES






2000 S/D S/D S/D 26.4 29.0 27.7 26.6 26.1 23.2 21.5 18.2 25.1

2001 18.4 20.6 22.9 25.0 25.9 26.1 27.7 27.7 28.4 27.4 25.9 25.3

2002 18.9 17.9 21.0 25.8 27.9 27.6 28.3 28.5 24.5

SUMA 277.2 311.6 309.8 376.1 381.9 387.0 432.5 435.1 319.7 290.4 239.7 412.3

MEDIA 18.5 20.8 22.1 25.1 27.3 27.6 27.0 27.2 24.6 22.3 20.0 24.3

S/D = Sin Datos

Precipitación promedio mensual, anual y extrema (mm) La precipitación total en un periodo de mayo a octubre para la zona de estudio varia de

1 000 a 1 500 mm y en el periodo que comprende los meses de noviembre a abril varía

de 500 a 600 mm.

Del análisis de datos de precipitación máxima y media anual, proporcionados por la

CNA, se registra para la zona del proyecto una precipitación pluvial media anual de

1 362 Mm. para el periodo de 1981 a 1991, considerando que las mediciones de

precipitación presentan una brecha sin datos o datos dispersos de 1992 al 2002, por lo

que no se consideran con fines estadísticos.

de 238




Tabla No. IV.2.1.2. Datos de precipitación en mm. COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA

GERENCIA REGIONAL GOLFO NORTE SUBGERENCIA TÉCNICA

REGIÓN HIDROLÓGICA No. MUNICIPIO: AMATLÁN ESTADO: VERACRUZ CUENCA: ESTACIÓN: NARANJOS COORDENADAS GEOGRÁFICAS:

LAT. N 21° 21’ 14’’ LONG. W 97° 40’ 54’’ ALT. 60 m.s.n.m.

AÑO / MES

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. ANUAL

1980 S/D S/D S/D S/D S/D S/D 1.8 172.6 360.3 110.1 52.3 74.3 771.4

1981 84.2 37.9 15.1 201.3 287.2 287.2 92.0 261.5 458.1 42.9 27.0 101.9 1776.1

1982 10.0 59.6 31.54 46.5 113.0 113.0 88.5 39.0 99.2 156.2 61.9 23.7 856.8

1983 19.5 27.9 17.0 13.0 8.0 8.0 256.0 144.1 248.7 59.5 14.3 109.5 1011.7

1984 103.9 39.0 4.5 0.0 137.4 137.4 372.3 259.3 784.9 149.2 46.6 82.3 2357.3

1985 79.4 39.6 25.4 138.1 122.5 122.5 361.5 98.1 172.0 143.5 126.4 73.1 1466.8

1986 0.0 11.3 18.2 9.8 278.7 278.7 96.1 47.6 150.2 113.2 127.8 80.4 954.7

1987 8.0 28.7 60.7 14.0 84.8 84.8 168.9 194.5 25.3 29.3 105.8 26.5 805.3

1988 42.3 52.3 22.7 22.9 12.8 12.8 96.1 194.5 230.4 143.9 23.0 32.0 890.6

1989 2.5 55.4 0.0 168.0 150.3 150.3 248.9 389.1 247.0 72.5 248.3 124.2 1707.5

1990 61.0 32.0 21.0 182.0 188.0 188.0 92.5 517.0 251.1 181.0 100.5 17.0 1702.1

1991 31.0 16.0 3.0 4.5 234.0 234.0 233.6 44.0 336.5 304.0 86.0 141.5 1453.1

1992 47.0 38.0 25.0 185.0 5.0 5.0 0.0 17.5 0.0 0.0 0.0 0.0 368.0

1993 0.0 0.0 14.5 S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D 14.5

1994 S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D






2000 S/D S/D S/D 18.6 199.1 199.1 22.0 327.0 146.1 242.0 77.0 50.0 1129.1

2001 31.0 17.0 5.0 148.0 44.0 44.0 85.0 190.0 0.0 193.6 102.0 12.5 985.1

2002 8.0 13.0 5.5 4.0 299.0 299.0 210.0 56.0 S/D S/D S/D S/D 621.0

SUMA 527.8 497.7 269.1 1155.7 2163.8 2163.8 2425.2 2951.8 3509.8 1940.9 1198.9 948.9 18871.1

MEDIA 35.2 33.2 17.9 77.0 144.3 144.3 151.6 184.5 234.0 129.4 79.9 63.3 820.5

S/D= Sin Datos

de 238




Humedad relativa La humedad relativa media anual registrada para zona es de 80%.

Velocidad y dirección de los vientos En lo que respecta a los vientos, durante los meses de marzo a septiembre se mantiene

en velocidades promedios de 3 m/s, en el mes de diciembre son más frecuentes los

vientos del norte con una velocidad entre 3.07 y 6.13 m/s. Fenómenos climatológicos (nortes, tormentas tropicales y huracanes, entre otros eventos extremos). Sistema de circulación atmosférica Dos tipos de masas de aire se alternan en el dominio de la zona de estudio, la tropical

primordialmente en el semestre centrado en el verano y la polar, que tiene incursiones

frecuentes durante el invierno. Existen períodos de transición cuando se pasa de un

semestre a otro y estas masas de aire se van alterando o en ocasiones no hay una

situación bien definida. Durante el invierno, el aire polar del Hemisferio Norte avanza

hacia el sur. En el verano llega del Oriente al estado de Tamaulipas y norte del estado

de Veracruz aire tropical (cálido y húmedo), de esta manera se hace patente el efecto

de la latitud que permite la llegada tanto de un tipo de aire como de otro.

Ciclones En los dos espacios marítimos cercanos, Océano Atlántico y Océano Pacífico se

presentan seis regiones matrices o de generación de ciclones; para México son

relevantes cuatro:

La primera se ubica en el Golfo de Tehuantepec y es activa generalmente durante la

última semana de mayo. Los huracanes que surgen en esta época tienden a viajar

hacia el Oeste alejándose de México; los generados de julio en adelante, describen una

parábola paralela a la costa del Pacífico y a veces llegan a penetrar en tierra.

de 238




La segunda región se localiza en la porción Sur del Golfo de México, en la denominada

"Sonda de Campeche"; los huracanes nacidos ahí aparecen a partir de junio con ruta

Norte, Noroeste, afectando a Veracruz y Tamaulipas.

La tercera se encuentra en la región oriental del mar Caribe, y sus huracanes aparecen

desde julio y especialmente entre agosto y octubre. Estos huracanes presentan gran

intensidad y largo recorrido, afectando frecuentemente a Yucatán y a la Florida (EUA).

La cuarta se encuentra en la región oriental del Atlántico y se activa principalmente en

agosto. Los huracanes de esta zona son de mayor potencia y recorrido, generalmente

se dirigen al Oeste penetrando en el Mar Caribe, Yucatán, Tamaulipas y Veracruz, pero

también tienden a tomar dirección hacia el Norte, afectando a las costas de EUA.

En la siguiente tabla se registra la clasificación Saffir/Simpson de los huracanes:

Tabla No. IV.2.1.3.- Clasificación de huracanes de acuerdo a la escala Saffir/Simpson

Categoría Uno Dos Tres Cuatro Cinco

Vientos en Km/h 119-153 154-177 178-209 210-249 Mayor 250

A continuación se muestra una tabla con los diferentes nombres de los huracanes

generados en los años 2000 y 2001.

Tabla No. IV.2.1.4. Huracanes importantes de acuerdo a la escala Saffir/Simpson.

2000 2001

Alberto Leslie Allison Lorenzo

Berly Michael Barry Michelle

Chris Nadine Chantal Noel

Debby Oscar Dean Olga

Ernesto Patty Erin Pablo

de 238




Continuación…

Tabla No. IV.2.1.4. Huracanes importantes de acuerdo a la escala Saffir/Simpson.

2000 2001

Florence Rafael Félix Rebekah

Gordon Sandy Gabrielle Sebastián

Helene Tony Humberto Tanya

Isaac Valerie Iris Van

Joyce William Jerry Wendy

Keith Karen

Particularmente por las condiciones de su situación geográfica, el territorio norte

veracruzano se encuentra influido por el centro de las bajas presiones ecuatoriales y

por el de las altas presiones de la latitud de 30º Norte y su vecindad al Golfo de México

lo ha colocado dentro de la influencia de los centros ciclónicos y anticiclónicos.

Los municipios del norte de Veracruz están expuestos al paso de ciclones y huracanes,

durante los períodos comprendidos entre los meses de julio a octubre, los cuales se

generan tanto en el Mar de las Antillas como en el propio Golfo de México.

Las precipitaciones que acompañan a un huracán y los vientos que generan estos

fenómenos causan deslaves e inundaciones, aunque estos se presentan sobre todo hacia

la región de Tuxpan de Rodríguez Cano, Santiago de la Peña, y Poza Rica.

Por otra parte, los ciclones tropicales constituyen una clase especial de grandes

sistemas de vientos en rotación y poseen características únicas de circulación,

completamente distintas a los sistemas ciclónicos típicos de latitudes medias y de los

tornados de escala menor, de las trombas marinas y de los remolinos de polvo.

de 238




En las últimas décadas en México, con el proceso de urbanización creciente, se han

vuelto más evidentes los daños potenciales en áreas de grandes concentraciones

humanas que provocan los ciclones tropicales. También pueden verse afectados los

medios de comunicación y el transporte aéreo, terrestre, fluvial y marítimo.

De acuerdo con los registros de penetración a tierra de los ciclones tropicales, la

SEMARNAT a través de la Comisión Nacional del Agua, ha identificado áreas o

entidades federativas en las que ha penetrado, al menos un ciclón tropical a tierra. Con

base en las zonas de ingreso se puede notar que los estados con mayor ocurrencia de

penetración son: Baja California Sur, Sinaloa, Michoacán, Guerrero, Quintana Roo y

Tamaulipas, aunque no se descarta la posibilidad de su ingreso en territorio Veracruzano.

Entre los ciclones costeros que han penetrado en el estado de Veracruz se tienen

registrados 43 en un periodo de 100 años, de 1886 a 1996. El ciclón tropical más

intenso que penetró a la zona de Veracruz en el año de 1990 con vientos máximos de 158

Km/h y registrado como h2 en la escala de Saffir/Simpson fue el ciclón Diana, el cual

impactó en Tuxpan, Veracruz.

El 80% de los huracanes que ocurren en el Golfo de México se forman fuera de él,

disolviéndose normalmente en las costas del Noroeste del Golfo o en la Península de

Florida. Su centro normalmente se desplaza con velocidad de 18 a 20 km/h cuya

dirección más común es hacia el Oeste, cambiando a veces al Noroeste (NW) o al

Noreste (NE). La mayor frecuencia e intensidad de los ciclones tienen lugar en los

meses de agosto, septiembre y octubre. Existen 9 huracanes por año en promedio cuyo

diámetro varía entre 180 y 930 Km. En la figura IV.2.1.2 y IV.2.1.3, se observan las

trayectorias de los huracanes registrados en el Golfo de México en 1995, 1996, 1997,

2000 y 2001. Cabe señalar que en el año de 1995, se presentaron tres huracanes

consecutivos en el Golfo de México con una semana de diferencia entre ellos.

de 238




La evolución de los huracanes está condicionada a la cantidad de energía liberada en

forma de calor, de modo que las aguas tibias del Golfo de México proporcionan las

condiciones de vapor propicias que actúan como vivificador de los huracanes.

Figura IV.2.1.2.- Trayectoria de los huracanes que se presentaron en los años de 1995 (a), 1996 (b) y 1997 (c).

de 238




Figura IV.2.1.3.- Trayectorias de fenómenos metereológicos (2000 – 2001).

de 238




Granizadas Las tormentas de granizo están asociadas a los cambios bruscos en la temperatura de

distintas capas de nubes y, en consecuencia, a las tormentas eléctricas. Estas

precipitaciones sólidas, en forma de granos de hielo de diversos tamaños, afectan

principalmente en las zonas rurales, donde acaban con los cultivos, pueden causar la

muerte de ganado menor y la destrucción de viviendas. En las zonas urbanas ocasiona

problemas de tránsito vehicular y de personas, así como la destrucción de viviendas y la

obstrucción de los sistemas de drenaje.

De acuerdo al Atlas Estatal de Riesgos de Veracruz, las granizadas de 0 a 1 días se

presentan en diversas regiones del estado de Veracruz afectando a una superficie de

30,126.39 Km2, que equivale al 42.38% de la superficie total de la entidad veracruzana,

en esta superficie se encuentran 9,121 localidades repartidas en 179 municipios, entre

los que se encuentra Tuxpan.

En lo correspondiente al sitio del proyecto, y por los datos reportados para el área

circundante al proyecto, éste no se encuentra expuesto a este tipo de fenómenos.

Heladas De acuerdo con lo especificado en el Atlas Estatal de Riesgos de Veracruz, debido a la

naturaleza del proyecto (ambiente marino) se encuentra considerado como No expuesto a heladas, tal como se muestra en la siguiente figura:

de 238




Figura IV.2.1.4.- Mapa de identificación de heladas.

b) Geología y geomorfología

• Características litológicas del área (descripción breve, acompañada de un mapa geológico).

El municipio de Tuxpan, Ver. tiene suelo perteneciente a la Era Cenozoica Período

Terciario (T), Era Mioceno (m), Litología Arenisca (ar) constituido por litarenitas de

grano medio a fino cimentadas por carbonatos. Las areniscas son de color claro crema

y se presentan por lo general, con diversos grados de cimentación, en estratos gruesos,

algunos muy fosilíferos con gasterópodos y pelecipodos y otros conglomeráticos con

gravas bien redondas de pedernal. En algunos sitios, la unidad incluye esporádicos

estratos medianos de lutitas arenosas fosilíferos. Esta unidad corresponde a la

Sin heladas

De 1 a 30 días con heladas




Más de 120 días con heladas

de 238




Formación Tuxpan y se encuentra expuesta, principalmente, en la porción sureste del

área, en donde sobreyace, discordantemente a la unidad arcillo-arenosa del oligoceno.


Evaluación Ingenieril Geológica del Corredor Carpa- 101 a Marsopa (Anexo “D”), se

encuentran afloramientos de roca o suelos consolidados en el fondo marino en el

corredor de levantamiento (ver figuras IV.2.1.5 y IV.2.1.6).

Los afloramientos proporcionan topografía poco irregular en partes del corredor de

levantamiento. Se interpreta que la roca del fondo marino se compone de roca

carbonatada o podrían ser estratos de suelos más consolidados expuestos en el fondo

marino. Los afloramientos no tienen topografía muy irregular con pináculos de roca sino

que son más como zonas poco elevadas en el fondo marino.

La ruta propuesta por PEMEX para la tubería de CARPA-101 a MARSOPA no cruza

afloramientos de roca identificados en los datos del perfilador somero o el sistema de

mapeo del piso marino.

Se encuentran los afloramientos de roca esparcidos en varías partes del corredor. La

siguiente tabla indica la distribución de los afloramientos de roca identificados en el

corredor CARPA-101 a MARSOPA:

Tabla No. IV.2.1.5.- Distribución de los afloramientos de roca identificados en el corredor CARPA-101 a MARSOPA:

De A Descripción

Km 0+00 Km 1+625 Afloramientos cerca del Trípode CARPA-101

Km 3+100 Km 5+620 Afloramientos aislados más de 70 m hacia el este de la ruta

propuesta

Km 4+530 Km 5+440 Afloramiento en forma de montículo aproximadamente 100 m hacia

el oeste de la ruta propuesta

Km 6+600 Km 7+150 Área de afloramiento 12 m hacia el este de la ruta propuesta

de 238




Continuación… Tabla No. IV.2.1.5.- Distribución de los afloramientos de roca identificados en el corredor CARPA-101 a MARSOPA:

De A Descripción

Km 8+225 Km 8+450 Grupo de afloramientos pequeños más de 120 m hacia el este de la

ruta propuesta

Km 9+420 Km 9+450 Grupo de afloramientos pequeños más de 175 m hacia el este de la

ruta propuesta

Km 10+260 10+640 Grupo de afloramientos aislados más de 17 m hacia el este de la

ruta propuesta

Km 13+955 Km 14+050 Afloramiento aislado aproximadamente 75 m a 105 m hacia el oeste

de la ruta propuesta

Km 18+980 Km 19+769 Grupo de afloramientos de roca debajo y en la cercanía de la

plataforma MARSOPA

No se identificaron otras condiciones geológicas que consideremos riesgosas dentro del

corredor CARPA-101 a MARSOPA.

Figura IV.2.1.5.- Condiciones del fondo marino a lo largo de la parte norte de la ruta propuesta de Carpa

– 101 a Marsopa.

de 238




Figura IV.2.1.6.- Condiciones del Fondo Marino a lo largo de la parte Sur de la ruta propuesta de Carpa-101 a Marsopa.


Evaluación Ingenieril Geológica del corredor Marsopa “A” – Bagre “A” (ver Anexo “D”),

Se encuentran afloramientos de roca en el fondo marino y arrecifes enterrados someros

en el corredor de levantamiento (ver Figuras IV.2.1.7 y IV.2.1.8).

Afloramientos de Roca. Los afloramientos de roca o suelos consolidados en el fondo

marino y arrecifes enterrados someros en el corredor de levantamiento. Los

afloramientos proporcionan topografía poca irregular en la parte del corredor cerca de la

Plataforma Marsopa “A” (Km 0+000 hasta aproximadamente Km 0+900). Se interpreta

que la roca del fondo marino se compone de roca carbonatada o de estratos de suelos

más consolidados expuestos en el fondo marino. Los afloramientos no tienen topografía

muy irregular con pináculos de roca sino que son más bien como zonas poco elevadas

en el fondo marino. La ruta propuesta por PEMEX para la tubería de Marsopa a Bagre

“A”, cruza afloramientos de bajorrelieve entre los kilometrajes 0+190 hasta 0+560.

de 238




Arrecifes Enterrados Someros. Se identificaron arrecifes enterrados someros a lo

largo de todo el corredor de levantamiento. La ruta propuesta para la tubería cruzará los

arrecifes enterrados entre los kilometrajes 0+000 hasta 1+150, 9+050 hasta 9+500 y

11+845 hasta 12+585. Los arrecifes tiene extensiones de entre 400 m y 1200 m (1312’

y 3937’) y están enterrados entre 1 m y 2.8 m (3.2’ a 9.2’) debajo del fondo marino.

Bolsas de Gas. No se identificaron bolsas de gas dentro del corredor propuesto.

No se identificaron otras condiciones geológicas que consideremos riesgosas dentro del

corredor Marsopa “A” a Bagre “A”.

Figura IV.2.1.7.- Condiciones del fondo marino a lo largo de la parte norte del corredor propuesto para

Marsopa “A” a Bagre “A”.

de 238




Figura IV.2.1.8.- Condiciones del fondo marino a lo largo de la parte norte del corredor propuesto para

Marsopa “A” a Bagre “A”.

En el Anexo “A” se presenta la carta batimétrica emitida por Secretaría de Marina

indicando una parte de la zona del Golfo de México (sitio donde se desarrollará el

proyecto).

• Características geomorfológicas. Las rocas que afloran en el área del proyecto son de la era del Cenozoico esta

constituido por sedimentos terciarios y cuaternarios, los primeros están formados por

rocas clásticas, de origen marino y continental, como son, lutita-arenisca del eoceno,

pertenecientes a la formación Aragón depositadas en ambiente de aguas someras;

lutita – arenisca y caliza del Oligoceno de las formaciones Palma real y Mesón, estás

atestiguan marcos sedimentológicos transgresionales y regresivos de depósito. Lutita-

arenisca y arenisca-conglomerado del Mioceno, las cuales están interestratificadas y

pertenecen a la formación Tuxpan que representa un ambiente de depósito marino

cercano a la costa.

de 238




• Características del relieve. El proyecto se sitúa en la Plataforma Marina, en un ambiente netamente nerítico,

modelado por las corrientes, lo que le da continuidad sin cambios abruptos en cuanto a

profundidades, posee fondos de tipo arenoso a diferencia de algunos fondos que se

encuentran en el océano Pacífico que son de tipo rocoso, las aguas no son

transparentes por el alto contenido de organismos planctónicos, pues una de las

características del Golfo de México es que sus aguas son muy productivas, a diferencia

del mar Caribe, además es una zona de un ambiente nerítico cuyo relieve es constante

en el punto de instalación según datos de la carta batimétrica. México – Costa Este

"Tampico a Punta del Morro” S.M. 810 Escala 1: 154 000 publicada por la Secretaría de Marina Dirección General de Oceanografía Naval, carta Batimétrica que se muestra

Anexo “A”.

• Presencia de fallas y fracturas El área de estudio del proyecto (Plataforma marina) como ya se dijo anteriormente, se

encuentra formado por arena fina calcárea, arena fina arcillosa calcárea y arcilla

arenosa calcárea en el tramo Carpa “B” – Marsopa y de arcilla arenosa muy blanda y

arena fina arcillosa con fragmentos de conchas y rocas en el tramo Marsopa – Bagre

“A”. Dadas estas características del área de estudio no se presentan fallas o fracturas.

Sismicidad La República Mexicana se encuentra dividida en cuatro zonas sísmicas. Esto se realizó

con fines de diseño antisísmico. Para realizar esta división (Figura IV.2.1.9) se

utilizaron los catálogos de sismos de la República Mexicana desde inicios de siglo,

grandes sismos que aparecen en los registros históricos y los registros de aceleración

del suelo de algunos de los grandes temblores ocurridos en este siglo.

de 238




El proyecto se encuentra localizado en una zona asísmica donde es muy poco probable

que suceda algún evento de esta naturaleza, por lo general, no ocurren estos eventos

por el hecho de no encontrarse en las costas del Pacífico, que es donde ocurren con

más frecuencia movimientos telúricos, ya que esta es una zona de plataforma

perteneciente a la llanura costera del Golfo Norte. (Fuente: servicio sismológico

nacional. Dirección internet: www.ssn.unam.mx)

Figura IV.2.1.9.- Regiones sísmicas de México.

Deslizamientos

El área donde se realizará la instalación de oleogasoducto marino no esta afectada por

fenómenos de tal naturaleza ya que se localiza en aguas del Golfo de México en zona

Nerítica con un tirante de agua de 49.00 m a 50.5 m en una región que no presenta

declives abruptos ya que el fondo marino se puede considerar como plano de acuerdo a

la Carta batimétrica México – Costa Este "Tampico a Punta del Morro” S.M. 810 Escala

1: 154 000 publicada por la Secretaría de Marina Dirección General de Oceanografía

Naval, carta Batimétrica que se muestra Anexo “A”.

de 238




Derrumbes Como se ha mencionado anteriormente en la conformación topográfica del fondo

marino no existen topo formas sobresalientes, es decir, basándose en las

observaciones y revisión bibliográfica se ha determinado que el piso del fondo marino

del área de interés es más bien liso o plano, eliminando de esta manera el riesgo de

derrumbes. . (Fuente: servicio sismológico nacional.

Dirección Internet: www.ssn.unam.mx

Inundaciones No aplica para el presente proyecto.

Otros movimientos de tierra o roca. No se considera la ocurrencia de cualquier tipo de movimientos de tierra o roca para el

área donde se ubica el proyecto. (Fuente servicio sismológico nacional.

Dirección Internet: www.ssn.unam.mx

Posible actividad volcánica. La actividad volcánica en el área de interés es nula puesto que no existen reportes

acerca de esta actividad además de que no existen volcanes aledaños al área de

estudio. (Fuente: servicio sismológico nacional. Dirección Internet: www.ssn.unam.mx)

c) Suelos.

• Tipos de suelos en el predio del proyecto y su área de influencia de acuerdo a la clasificación de FAO/ UNESCO e INEGI.

Por tratarse de un proyecto estrictamente marino no existe clasificación alguna de la

FAO/UNESCO e INEGI para la zona en donde se llevará a cabo la realización del mismo.

de 238




d) Hidrología superficial y subterránea.

• Recursos Hidrológicos localizados en el área de estudio. El principal recurso hidrológico localizado en el área de estudio y con el cual mantiene

relación directa este proyecto es el Golfo de México, pues se trata de un proyecto que

se encontrará ubicado dentro de sus aguas. En un apartado del Anexo “E” se muestra

la Carta de Ubicación Física del Proyecto, conteniendo el sitio de instalación.

• Hidrología. Hidrología superficial. Embalses y cuerpos de agua (presas, ríos, arroyos, lagos, lagunas, sistemas lagunares, etc.), existentes en el predio del proyecto o que se localicen en su área de influencia. El área de estudio está constituida por la región hidrológica Tuxpan – Nautla (RH 27),

que ocupa la porción noreste del territorio veracruzano y está integrada por las cuencas

de los ríos Nautla, Tecolutla, Cazones y Tuxpan, además de la laguna de Tamiahua.

Los ríos señalados desembocan en el Golfo de México y tienen su origen en mayor

número fuera de la entidad.

En esta región los ríos principales nacen en la Sierra Madre Oriental y drenan hacia el

Golfo de México, en partes de su recorrido tienen un comportamiento rectilíneo lo que

obedece a fallas o fracturas, estas corrientes adquieren un comportamiento meándrico

en las llanuras cercanas a su desembocadura

La Laguna de Tamiahua, una de las más grandes de la República Mexicana, se une

con el río Pánuco a través de los canales Chijol, Calabozo, Wilson y laguna de Tampico

Alto.

de 238




La Laguna de Tamiahua se encuentra en el estado de Veracruz, en la región Huasteca.

Su extensión es de 874 kilómetros cuadrados, lo que la coloca como una de las más

grandes del País. En ella se localizan las islas El Ídolo, Juana Ramírez, El Toro, Burros,

Pájaros y otras. Se comunica con el mar a través de una abertura artificial en el lugar

denominado Barra de Galindo, cerca del puerto de Tamiahua.

La Laguna es de poca profundidad, sin embargo, es navegable por el canal de Chijol,

construido para unir los puertos de Tuxpan y Tamiahua con Tampico. Esta laguna es

una importante fuente de riqueza para la región. De ella los pescadores extraen

camarón (Penaeus aztecus), ostión (Argopecten purpuratus), mojarra (Eucinostomus

sp.), róbalo (Centropomus sp.), jaiba (Callinectes sapidus), lisa (Múgil cephalus),

lenguado (Solea vulgaris), cangrejo (Cardisoma crassum), pargo (Lutjanus

argentiventris) y jurel (Caranx hippos), entre otros. Y en sus riberas se encuentra la

selva baja y media, fuente de maderas como el ébano (Diospyros ebenum), ceiba

(Ceiba pentandra), chaca (Bursera simaruba) y palo fierro (Olneya tesota).

Análisis de la calidad del agua: pH, color, turbidez, grasas y aceites, sólidos suspendidos, sólidos disueltos, conductividad eléctrica, alcalinidad, dureza total, N de nitratos y amoniacal, fosfatos totales, cloruros, oxígeno disuelto, demanda bioquímica de oxígeno (DBO), coliformes totales, coliformes fecales, detergentes (sustancias activas al azul de metileno, SAAM). El agua del mar contiene sales minerales en una proporción promedio de 35 g.

disueltos en cada litro de agua, ahí se hallan presentes todos los elementos químicos

conocidos, en concentraciones variables formando los recursos químicos del mar. Las

sales que se encuentran en proporciones constantes son: cloruro de sodio, cloruro de

potasio, sulfato de magnesio, bicarbonato de calcio, formando el 12 % del total de

elementos químicos presentes. En el 88% restante figuran en cantidades pequeñas los

oligoelementos que son difíciles de determinar.

de 238




En la siguiente tabla se muestran algunos de los componentes del agua de mar, del

litoral del Golfo de México, relativa a datos de calidad del agua.

Tabla No. IV.2.1.6.- Análisis químico del agua perteneciente a la zona marina del litoral del Golfo de

México.

PO4 NO3 NO2 Salinidad PH Oxígeno disuelto

Temperaturasuperficial

Materia orgánica

Sólidos totales

suspendidos

3.0

ug-át/l

65

ug-át/l

0.4

ug-át/l 34 ppm

8.02p

pm 6.8 mg/l 24° C 0.20 ppm 49.5%

Armada de México, Estación Oceanográfica (2003)

En la siguiente figura se muestran las Cuencas Hidrológicas en que se encuentra

dividido el Estado de Veracruz.

Figura IV.2.1.10.- Cuencas hidrológicas del Estado de Veracruz.

de 238




Hidrología subterránea El punto de hidrología subterránea no aplica para la elaboración de dicho proyecto por

tratarse de una zona marina, por tanto, no es posible proporcionar información alguna

con respecto a los datos que en este apartado se solicitan.

• Zona marina

Descripción general del área (tipo de costas, ambientes marinos de las costas, etcétera). La plataforma continental es estrecha y varía de 10 a 150 metros de profundidad; la

energía de las olas es de intermedia a baja, excepto por los huracanes de verano y

nortes de invierno; la energía mareal es baja. No existen bancos de arrecifes en el área del proyecto. Asimismo, los arrecifes coralinos que caracterizan las aguas del

Golfo de México se presentan hacia el sur donde las aguas son más cálidas. La zona

costera presenta una barrera litoral que separa las aguas del Golfo de México de las

Lagunas costeras, existiendo comunicación por medio de barras estrechas.

El proyecto se llevará a cabo en aguas territoriales del Golfo de México frente a las

costas del estado de Veracruz con un tirante de agua de 49.0 m a 50.5 m. La ubicación

del proyecto es la siguiente:

de 238




Tabla IV.2.1.7.- Ubicación de plataformas Carpa “B” – Marsopa y Bagre “A”

COORDENADAS UTM COORDENADAS GEOGRÁFICAS PLATAFORMA

X Y X Y

CARPA - B 695 237.00 2 349 733.00 21°14’19.53’’ 97°07’07.24’’

MARSOPA 701 753.00 2 329 985.00 21°03’34.98’’ 97°03’29.67’’

BAGRE - A 703 550.80 2 316 061.00 20°56’01.60’’ 97°02’33.31’’

RASGOS BATIMETRICOS Y TOPOGRAFICOS Golfo de México La información del Golfo de México ha sido causa de gran polémica, debido a lo antiguo

y complejo de su evolución a través de la cual se han borrado muchas evidencias a

este respecto, pero las características batimétricas y topográficas pueden sugerir la

existencia de distintos eventos ocurridos en el transcurso de su historia geológica.

El Golfo de México es una cuenca aislada del Mar Caribe por un umbral con

profundidad aproximada de 2 500 m. En su porción norte, el Golfo de México pertenece

a la zona económica de Estados Unidos, donde la plataforma continental esta

ampliamente desarrollada, sobre todo en la Península de Florida. Sin embargo dentro

del territorio mexicano es muy estrecha con la notable excepción de la Península de

Yucatán.

La descripción de los rasgos geomorfológicos del golfo, se explica a partir de 7

provincias establecidas por Antoine (1972), con base en los cambios de dirección de la

plataforma continental en seis de ellas, y en la séptima que caracteriza a la porción

central de la Cuenca del Golfo. (Figura IV.2.1.11). La provincia donde se ubica el presente proyecto es la denominada cuarta provincia.

de 238




Figura IV.2.1.11.- Rasgos batimétricos y topográficos del Golfo de México. a) Escarpe de Florida. B)

Cañón de Soto. C) Cono del Mississippi, D) Cañón de Alaminos E) Cordillera Ordóñez F) Sonda de

Campeche G) Cañón de Campeche. H) Escarpe de Campeche, I) Planicie de lomerio J) Cuenca abisal de

Sigsbeek, k. Escarpe de Sigsbee I. Estrecho de Florida, m. Estrecho de Yucatán (Antonio, 1972).

La Cuarta Provincia se inicia en donde la plataforma se orienta al oeste y ocupa desde

el delta del Río Bravo con 70 - 82 Km. de amplitud, resultado del aporte de sedimentos,

hasta el paralelo 20, donde esta cambia de orientación para dirigirse hacia la Sonda de

Campeche.

La plataforma se va angostando en su trayectoria hacia el sur hasta alcanzar 33-37 Km.

en el paralelo 23 formando una ladera de poca disección con pendiente media entre 1 y

2 (Lugo, 1985), y su talud encuentra la base a una profundidad próxima de 3 000 m

de 238




(Figura IV.2.1.12). A partir de este paralelo la plataforma se reflexiona al sureste y llega

a la zona volcánica de San Andrés Tuxtla, para alcanzar su mínima amplitud de 6 a 16

Km donde incrementa su pendiente 2 y en áreas muy localizadas hasta 15. En la

porción comprendida entre el paralelo 20 y el 23, el talud es disectado por valles

submarinos que configuran un relieve irregular, el cual se denomina Cordillera Ordóñez

(Serna, 1984) ubicada dentro de la séptima provincia.

Figura IV.2.1.12.- Perfiles batimétricos del Golfo de México.

La Séptima Provincia corresponde a la parte central de Golfo de México. Comprende la

Cuenca o Llanura Abisal de Sigsbee, llamada así por tener las mayores profundidades

y funcionar como captadora de sedimentos por la dirección que toman las corrientes marinas presentes en la zona.

de 238




TIPOS Y ORIGEN DE LOS SEDIMENTOS, DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE Golfo de México La distribución de los sedimentos que constituyen el piso del Golfo de México, el tipo

dominante de éstos y su posible origen, se relaciona con las características intrínsecas

de la cuenca, como son la orientación de la plataforma que permite la división de ésta

en 7 provincias.

Figura IV.2.1.13.- Distribución de sedimentación en el Golfo de México y Mar Caribe

(Bouman, 1972; Doyle y Feldhaussen, 1981; Campos, 1981; Lecuandana y Ramos,

1985).

de 238




Figura IV.2.1.14.- Contenido de Carbonatos (%) para el golfo de México y Mar Caribe (Bouma, 1972; Rezak y Edwards, 1972; Doyle y Feldhausen, 1981; Campos, 1981).

Cuarta provincia En toda esta amplia zona, los sedimentos están dominados por lodos terrígenos

(Bruma, 1972; Campos, 1981; Lecuanda y Ramos, 1985), cuya presencia se debe

principalmente a la gran cantidad de ríos que desembocan a esta provincia del Golfo de

México y contribuyen a la formación de una franja de limos arenosos terrígenos cercana

a la costa en la región sur de la provincia, con un contenido de carbonatos menor a

25%, similar al de la tercera provincia (Figura IV.2.1.14).

de 238




Campos (en prensa, Secretaria de Marina) reporta para la región de Tamaulipas,

sedimentos arenosos en la zona costera seguidos por limos y arcillas a mayores

profundidades y lejos de la costa. El contenido de arenas ha sido justificada por la

presencia de una gran planicie costera en la región continental norte de donde puede

provenir.

Otra Clasificación Las costas del Golfo de México y Mar Caribe han sido divididas en cuatro unidades por

Carranza et al. (1975) a partir de la integración de los criterios de clasificación sugeridos

por Inman y Nordstrom(1971) y Shepard (1973) Figura IV.2.1.15.

Primera unidad Esta comprendida desde la desembocadura del Río Bravo, Tamaulipas hasta Punta

Delgada, Veracruz con la longitud aproximada de 700 Km. Es considerada una costa de

mar marginal protegida por los arcos insulares del Caribe y Cuba.

Geomorfológicamente, presenta costas primarias por depositación subaérea como en el

caso de la Laguna Madre (Tamaulipas), y costas secundarias por depositación marina

que dan origen a la formación de costas de barreras ejemplificadas por la Laguna de

Tamiahua, Ver. (Figura IV.2.1.15).

de 238




Figura IV.2.1.15.- Unidades morfotectónicas, ríos y lagunas costeras del Golfo de México y Mar Caribe

(Carranza et al .,1975)

Segunda unidad Se extiende desde Punta Delgada hasta Coatzacoalcos, Veracruz, con 300 Km de

longitud y es también una costa de mar marginal geomorfológicamente caracterizadas

por costas primarias volcánicas por flujo de lava y de tefra (Los Tuxtlas, Veracruz) y del

depósito sub.-aéreo por viento, que origina costas por dunas como en el norte de

Veracruz. Las costas secundarias, están formadas por arrecifes coralinos como las

encontradas frente a Veracruz.

de 238




Corriente de Lazo La circulación del Golfo de México esta relacionada con la influencia de las aguas

cálidas y salinas que entran a través del Estrecho de Yucatán y salen por el de Florida.

Parte del agua que penetra al golfo por el Canal de Yucatán se devuelve por

contracorrientes (Armstrong y Grady, 1967). A su paso por la cuenca del Golfo, un

volumen de las aguas de la corriente, forman anillos que se desplazan al interior, los

cuales tiene una circulación anticiclónica e influyen en las aguas adyacentes generando

movimientos en sentido opuesto, constituyéndose remolinos ciclónicos. Configura una

franja ligeramente plegada hacia el este a manera de un cordón o lazo, de donde

proviene su nombre “Corriente de Lazo”. Esta corriente es un flujo de agua con la alta salinidad (36.7%) y temperaturas. El Lazo

presenta una intromisión dentro del golfo que varía estacionalmente. Estos cambios han

sido detectados mediante los patrones de temperatura por debajo de la superficie

(Lepper, 1970; Behringer et al., 1977), por medición de la profundidad de las isotermas

de 20 y 22 C y por medio de las diferencias del flujo geostrófico.

Algunas investigaciones han empleado la determinación osotermal (Nowlin, 1971; Elliot,

1982; Merrell y Vázquez, 1983, entre otros) observando que las isotermas son mas

profundas en las aguas provenientes de la Corriente de Yucatán, como resultado de

sus temperaturas más cálidas. La máxima profundidad de éstas es alcanzada en el

Centro del Estrecho de Yucatán, donde la isoterma de 22 C a 200 m es una

característica distintiva. A partir de este punto las isotermas se van haciendo más

someras hacia ambos lados. Este comportamiento puede suponer un flujo de “chorro”,

es decir, que cuando la Corriente de Yucatán atraviesa el estrecho, la reducción del

cauce hace que la masa de agua se pliegue a ambos lados de flujo principal elevando

las isotermas y haciéndolas menos profundas. Con ayuda del flujo geostrófico se han

descrito comportamientos semejantes a los obtenidos partir de las isotermas.

de 238




Austin (1955), esquematiza por primera vez a esta corriente mediante el

comportamiento de los valores geopotenciales dentro del golfo. A partir de esto, se

determino la existencia de zonas de bajo geopotencial sobre el Banco de Campeche y

plataforma norte del Golfo de México, además de zonas de alto flujo geopotencial, una

de ellas en el oeste de la cuenca configurando anillos y la otra, representada por la

propia Corriente de Lazo, la cual presenta sus valores máximos en su parte superficial y

central (Figura IV.2.1.16).

Nowlin y McLellan (1967) detallaron aún más la topografía dinámica de la Corriente de

Lazo, confirmando en el oeste del Golfo una zona de alto potencial que posteriormente

ha sido mencionada por diversos autores (Vázquez de la Cerda, 1975; Molinari, 1978;

Molinari es al., 1978; Merrell y Morrison, 1981; Merrell y Vázquez, 1983; (Figuras

IV.2.1.16 y IV.2.1.19 página 47).

Figura IV.2.1.16.- Topografía dinámica de la superficie del Golfo de México. (Austin, 1955)

El comportamiento mensual de la intromisión de la corriente se modifica mes con mes

en función de las variaciones del flujo geostrófico (Figura IV.2.1.17), es decir, que

de 238




cuando éste se eleva alcanzando los valores máximos en los meses de abril, mayo,

junio y agosto (Elliot, 1982, propone además octubre), la intromisión de la corriente

alcanza los 27 Nudos (Molinari, 1978).

Al perder la fuerza la Corriente de Lazo durante julio, octubre y noviembre, solamente

alcanza los 25 Nudos dando origen a giros anticiclónicos cuya verticidad durante estos

meses es mayor, ya que están recientemente constituidos y conservan aún su energía

inicial, al cual se va reduciendo conforme se trasladan al oeste del golfo (Figuras IV.2.1.18 en página 45 y IV.2.1.19 en página 46).

Schroeder et al.(1974), emplean la isoterma de 22° C para esquematizar el

comportamiento de la Corriente de Lazo durante julio, de ello observaron la intromisión

de ésta hasta los 25 N. La profundidad de la isoterma fue detectada en diferentes zonas

dentro del golfo. En el noroeste se encontró a una profundidad característica de la

Corriente de Lazo delimitado anillos aislados del cuerpo de la corriente principal, en los

cuales la distribución vertical de la temperatura denotó hundimientos de agua. El flujo

de corriente dentro de ellos se mueve a favor de las manecillas del reloj describiendo

remolinos anticiclónicos. Uno de estos anillos se ubicaba a los 27° N y estaba

recientemente separado de la Corriente de Lazo y el otro, localizado frente a las costas

de Tamaulipas, era el remanente de un anillo viejo. El transporte geostrófico de los

anticiclones en el oeste es mayor durante el invierno y verano, decreciendo en

primavera y otoño.

Con esta misma isoterma Nowlin y Hubertz (1972), describen el patrón de intromisión

para junio en dos años consecutivos. El comportamiento fue semejante al establecido

por Schroeder et al.(1974), presentado un giro anticiclónico en la misma ubicación, muy

cerca de la corriente pero aislado de ésta, la cual se introducía al golfo hasta los 25° N.

de 238




Figura IV.2.1.17 Transporte del volumen mensual a través del Canal de Yucatán y Estrecho de Florida .

(Molinari et al. 1978).

El patrón del primer año mostró una mayor intromisión de la corriente (27° N); dentro de

ella, en su parte más elongada, la isoterma describió un anillo a los 250 m de

profundidad; sobre ella se observó un transporte geostrófico mayor al de segundo año

(60 x 10 m/seg).

de 238




Figura IV.2.1.18.- Topografía dinámica de la Corriente de Lazo (m. Dinámico) de enero a junio (Molinari

et al., 1978)

de 238




Figura IV.2.1.19 Topografía dinámica de la Corriente de Lazo (m. Dinámico )de julio a diciembre (Molinari

et al ., 1978)

Esta diferencia en ambos patrones evidencia el origen de los remolinos anticlónicos a

partir del Lazo; es decir, el giro descrito por la isoterma a los 250 m dentro del meandro

puede dar lugar posteriormente a la formación de un anticiclón aislado del resto del

flujo. El transporte geostrófico de la corriente varía de modo que el meandro se forma

cuando éste es máximo, estrangulándose posteriormente al reducirse dentro de la

corriente para finalmente, formar el anillo anticiclónico Figura IV.2.1.20 (Transporte

Geostrófico de la Corriente de Lazo en los 1 350 m).

de 238




Figura IV.2.1.20.- Transporte geostrófico de la Corriente de Lazo en los 1 350 m (intervalo de 10 x 10

m/seg) junio 1966 B) junio 1967. (Nowlin y Hubertz, 1972).

Las series del comportamiento de la Corriente del Lazo dentro de un ciclo anual

establecido por Leipper (1970) es correcta; sin embargo, la variabilidad año tras año en

los patrones de la corriente pueden ser significativa, implicando esto una modificación

en función del tiempo del patrón global de circulación (Maul, 1977).

La corriente del Golfo es sencillamente parte de un gran remolino o “giro” como lo

llaman los oceanógrafos- que abarca toda la cuenca del Atlántico Septentrional y

avanza hacia el Oeste, ante los vientos alisios, llevando grandes masas de agua hacia

las Antillas. Una parte se separa del Ecuador y regresa en una pequeña

contracorriente, mientras la otra se desvía hacia el Norte, delante de las Bahamas. Pero

casi todo el caudal se filtra hacia el Oeste por entre las islas exteriores de las Antillas.

Apresurada por los incesantes vientos alisios y metida entre Cuba y la encerrada costa

de 238




de América Central, el agua se acumula contra la península de Yucatán con una cota

de más de 18 cm. sobre nivel. Contenida por esta última barrera terrestre y por el

embalse del Golfo de México, el agua ecuatorial vira bruscamente al Noreste,

desemboca en el Atlántico, entre Cuba y la Florida, y forma lo que llamamos Corriente

del Golfo.

Es la más influyente de las corrientes que circundan al mar de los sargazos a lo largo

de sus márgenes Occidental y Norte. Aún cuando deriva su nombre del Golfo de

México, este cuerpo de agua contribuye muy poco al volumen y a las características de

temperatura y salinidad de la corriente. El agua de mar de la corriente del Golfo cambia

muy poco del momento que entra al mar Caribe a través del arco Antillano, hasta que

sale a través de los estrechos de la Florida. Aunque el agua intermedia Antártica fluye

hacia el mar Caribe en la región de las Antillas, es realmente muy profunda (600 a 800

m) para influir en la corriente del Golfo en esta área, y es desviada hacia el Norte

debajo de la corriente de las Antillas.

La velocidad de la corriente del Golfo es mayor cerca de la superficie, llegando hasta 300 cm/seg en algunos sitios, disminuye con la profundidad hasta solo 1 a 10

cm/seg a unos 2000 m de profundidad. Las velocidades superficiales varían

estacionalmente hasta en 40 cm/seg, con las velocidades más altas en julio y agosto y

las más bajas en octubre y noviembre. Estas velocidades están estrechamente

asociadas con las variaciones anuales del viento. Cálculos mínimos sitúan el volumen

transportado por las corrientes del Golfo en unos 33,000 000 de m³/seg; los cálculos

máximos sugieren que el volumen transportado puede ser hasta de 137,000 000 de

m³/seg. El promedio es probablemente cercano a los 60,000 000 de m³/seg.

de 238




Corriente de Florida, Otra de las corrientes presentes en el Golfo de México es la establecida en sentido de

las manecillas del reloj a través del canal de Yucatán para salir luego por el estrecho de

Florida y se conoce como la corriente de Florida, la velocidad de esta corriente oscila

entre 50 y 200 cm/seg. Presentándose el máximo de estas velocidades en el comienzo

del verano, siendo en la isobata de 100 brazas donde se establece el centro de la

corriente aproximadamente en la costa Oeste del canal de Yucatán, el ancho total de la

corriente es entre 60 y 80 millas; la corriente superficial alcanza un mínimo en otoño, de

octubre a noviembre. En la corriente de Florida se ha estimado un flujo de 25 millones

de m3/seg.

Respecto al Sistema de transporte litoral, el Golfo de México se separa de la Laguna de

Tamiahua y Tampamachoco por una barrera litoral recta y uniforme que ha permitido un

transporte muy estable a lo largo de muchos años, comunicadas al mar por barras lo

que permite la circulación e intercambio de agua salada con estas lagunas, las cuales

reciben aporte de agua dulce de diferentes ríos

En cuanto a la caracterización física de las masas de agua (salinidad, temperatura,

oxígeno disuelto, características generales del ambiente abiótico) se refiere, la salinidad

del Golfo de México es generalmente alta. El agua tiene cerca de 36°/00 y fluye por el

mar Caribe por encima de Yucatán y dentro del Golfo. Una rama de esta corriente hace

curva al Oeste y corre sobre el banco de Campeche y a lo largo de la costa del Norte de

Veracruz y Texas. Durante las estaciones frías la salinidad puede tornarse muy alta.

Una salinidad de 100°/00 ha sido reportada en el pasado ocurriendo irregularidades

como mortalidad en masa de plantas y animales como resultado. Los principales

materiales que se pueden encontrar en el fondo marino del sitio donde se llevará a cabo

la instalación del oleogasoducto marino son arenas finas y arcillas, con una temperatura

promedio de 24º C.

de 238




Sería aventurado afirmar que los sedimentos generados por el dragado, serían

transportados hacia mar adentro, ya que esto estaría dado por las condiciones

localizadas al momento de realizar dicha actividad, sin embargo, la información anterior

sugiere que por la dirección de las corrientes presentes en la zona, los sedimentos

levantados serían transportados en ésta dirección, al igual que en el caso de un

derrame, los grandes depósitos de sedimentos que se acumulan en la séptima

provincia afirman ésta sugerencia, lo que apunta que en caso de un derrame la zona

costera no se vería afectada, aunado a los procedimientos de PEMEX para enfrentar

derrames en el mar. Los procedimientos constructivos y planes de aseguramiento de

calidad, garantizan la confiabilidad del sistema a instalar.

• Zona costera (lagunas costeras y esteros). La configuración de los márgenes del sistema lagunar, es el siguiente:

Las lagunas más próximas al sitio de instalación del presente proyecto son las de

Laguna de Tamiahua (a una distancia aproximada de 26 Km.) y Tampamachoco (a una

distancia aproximada de 23.5 Km.).

LAGUNA DE TAMIAHUA Ubicación La Laguna de Tamiahua se encuentra en el Estado de Veracruz, entre los ríos Pánuco

al N y Túxpan al S, con los que se comunica por canales. Está situada en la Cuenca

Terciaria de Tampico-Misantla; en su margen continental existen lomeríos de

sedimentos terciarios y cuaternarios, con excepción de la Sierra de Tántima, que es

volcánica (Ver Figura IV.2.1.21 Localización de la Laguna de Tamiahua).

de 238




Fisiografía La laguna es de forma irregular, alargada en sentido norte-sur; en su borde continental

desembocan varios ríos, en su mayor parte de flujo estacional, entre los que sobresalen

La Laja, Cucharas, Tancochín y Tampache, que en épocas de lluvia aportan grandes

cantidades de sedimentos especialmente limo-arcillosos producto de la erosión de

rocas terciarias de la llanura costera; algunos de esos ríos forman pequeños deltas en

su desembocadura. El borde oriental presenta numerosas entrantes y salientes, con

algunos manglares. En el centro de la laguna, cerca de la Isla Del Toro, existe un

arrecife coralino muerto.

Figura IV.2.1.21.- - Localización de la Laguna de Tamiahua.

de 238




En el interior de la Laguna se localizan varias islas, siendo las principales Juana

Ramírez, Del Toro y Del Ídolo. Está separada del Golfo de México por una barrera

arenosa de forma angular denominada Cabo Rojo y presenta una boca en su extremo

sur, llamada Boca de Corazones.

En las islas Juana Ramírez y Del Toro hay antiguas dunas estabilizadas, que

probablemente representan vestigios de una antigua barrera arenosa. En la isla Del

Ídolo, en cambio, sólo se observan cordones de playa y antiguos meandros de ríos.

La barrera arenosa de Cabo Rojo es de forma angular con vértice hacia el E, longitud

máxima de 130 Km; anchura máxima de 6 Km. y mínima de 500 m. Interrumpe la línea

de costa, para proyectarse aproximadamente a 15 Km. dentro del Gofo de México. Se

distinguen dos porciones: a) una parte norte entre el río Pánuco y los 21º33'N que sigue

una dirección NW-SE, con grandes dunas activas en barlovento, varias bermas

paralelas a la playa y en sotavento dunas estabilizadoras; y b) una parte sur, entre los

21º33'N y la Boca de Corazones, con rumbo NE-SW, con dunas de menor altura y

bermas paralelas a la costa que truncan a las de la porción N. Está compuesta por

arenas cuarcíticas, salvo algunos lugares de sotavento, donde existen manglares en los

que se encuentran sedimentos finos. En el subsuelo, a una profundidad de 12.5 m

donde convergen las dos porciones, existe un antiguo arrecife coralino.

En el Golfo de México, frente a la barrera arenosa, se halla una cadena de arrecifes

coralinos vivos alineados con el del subsuelo de Cabo Rojo y con el del fondo de la

laguna.

Todos estos arrecifes parecen tener especial importancia en el origen y la formación de

dos barreras arenosas: una antigua, representada actualmente por parte de las islas

Juana Ramírez y Del Toro, y la actual (Cabo Rojo). Los arrecifes vivos podrían servir en

el futuro de basamento a la formación de barreras arenosas.

de 238




Batimetría Tiene una profundidad de 2 a 3 m (Cruz, 1968). El fondo de la parte occidental media

tiene una pendiente más suave que el de la parte oriental, donde hay un canal más

profundo, mantenido por la acción de las mareas y en parte por dragados.

Mareas y circulación Se desconoce en detalle el régimen de mareas, pero comparándolo con la información

sobre Tampico, Tamps. y Tuxpan, Ver., puede extrapolarse que es diurno y su rango

muy pequeño. Asimismo, se desconocen las características de la circulación del agua,

aunque los principales factores que la afectan son las mareas, el viento y las descargas

de los ríos (Cruz, 1966).

LAGUNA DE TAMPAMACHOCO

Ubicación Ésta laguna se localiza en la llanura costera del estado de Veracruz, a 9 Km al noroeste

de la ciudad de Tuxpan; se encuentra ubicada entre los 20° 57"- 21° 04" de latitud

septentrional y los 97° 19" - 97° 23" de longitud occidental (Ver Figura IV.2.1.22 Localización de la Laguna de Tampamachoco).

El área está limitada al norte por la Sierra Otontepec, al sur por la Sierra de Papantla y

al poniente por la Sierra Madre Oriental, en las porciones de Huayacocotla y

Chicontepec (Departamento de Pesca, 1977).

Fisiografía La laguna es de forma alargada y paralela a la línea de costa, con longitud de 10.6 Km

anchura máxima de 2.7 Km; ocupa un área de 15 Km², aproximadamente. Está

de 238




separada del Golfo de México por una barrera arenosa de nombre "Barra Galindo",

situada al norte de la laguna, con anchura máxima de 2.67 Km y mínima de 1.3 Km.

Figura IV.2.1.22.- Localización de la Laguna de Tampamachoco.

Hidrografía El sistema lagunar se comunica hacia el norte con la Laguna de Tamiahua mediante un

canal de navegación natural llamado El Viejo y uno artificial de nombre El Nuevo; al

noroeste se ubica la desembocadura del estero El Angosto y al sur la del Río Tuxpan.

de 238




Hidrología La Laguna Tampamachoco recibe aportes de agua dulce en su porción septentrional

por el estero El Corral, que vierte su contenido en los canales de navegación El Viejo y

El Nuevo; del noroeste provienen de los esteros El Corral y El Angosto; de este último

existen escurrideros estacionales entre el rancho Oro Negro y Punta Potrero y frente al

poblado de Tampamachoco. En la parte meridional se ubica la desembocadura del Río

Tuxpan. Según Contreras (1983), por la influencia de las mareas en la laguna, el agua

adopta forma de cuña, que ejerce efecto hasta una distancia aproximada de 30 Km

hacia la parte interna del Río Tuxpan.

Batimetría La laguna es somera, con profundidad promedio de un metro; en los canales de acceso

se registran valores de más de 3 m.

Transparencia En el área, la turbiedad es elevada, con transparencia media de 0.30 m.

Temperatura del agua La temperatura mínima del agua se registra en febrero, con un valor de 18.3° C; la

máxima se presenta en julio, con 32. 1° C, y la media es de 26.4° C (Contreras, 1983).

Salinidad El valor máximo de salinidad obtenido es de 36.58 ‰, en mayo; el mínimo es de

15.33 ‰, durante octubre, con una media de 30.21 ‰ (Contreras, op. cit.).

de 238




IV.2.2 ASPECTOS BIÓTICOS. A. Vegetación terrestre y/o acuática El área de estudio se encuentra localizada en aguas del Golfo de México frente a las

costas del estado de Veracruz y la flora está constituida por algas marinas bénticas, las

cuales son de algunos elementos que se extienden hacia el Sur. Las especies de algas

son consideradas como un grupo de plantas que posee una población mayor que

muchos grupos de plantas terrestres o de animales.

Estos hábitats presentan constante y aguas limpias y transparentes, las algas ahí

presentes son heliófilas y estenohalinas. En general se caracterizan por una franca

dominancia de Rodofíceas y Clorofíceas. Varias especies de Enteromorpha y Ulva

lactuca forman sobre rocas o cualquier otra superficie.

La comunidad vegetal en general se encuentra formada por diversas algas tales como

Ulva fasciata, asociada a varias especies de Enteromorpha o de Cladophora

(Enteromorpha flexuosa, E. Linguata, E. Salina, Cladophora fasciculata, C. Flexuosa,

etc.) que se encuentran formando tapices, mantos o prados en rocas, se presenta un

listado de especies de los Reinos Animal, Vegetal y Monera, habitantes del plancton,

necton y bentos:

Tabla No. IV.2.2.1.- Listado de especies de algas marinas.

DIVISIONES NOMBRE CIENTÍFICO

RHODOPHYTA (Algas rojas). Amphiroa frágil ilillissima

Rhodymenia sp.

Chondrus sp.

Galaxaura rugosa

Hypnea musciformis

CHLOROPHYTA(Algas verdes) Acetabularia sp

Ulva fasciata

de 238




Tabla No. IV.2.2.1.- Listado de especies de algas marinas. Continuación.

Ulva stipitata

Ulva crassa

Ulva lactuca

Enteromorpha

Caulerpa mexicana

PHAEOPHYTA (Algas pardas). Fucus sp

Ascophylum sp

Macrocystis sp

PYRROPHYTAS Peridinium depresum

Peridinium globulum

Ceratium furca

CHRYSOPHYTAS Chaetocera

Talassiotrix

Merismopedra

Oscylatoria erythraea

Microcoleus lyngbyaceus CYANOPHYTAS

Lyngbyab conferroides

• Usos de la vegetación en la zona (especies de uso local y de importancia para etnias o grupos locales y especies de interés comercial).

Las algas presentan un gran potencial para su aprovechamiento debido a las

características biológicas que presentan, sin embargo, actualmente en el área cercana

al proyecto estas no son aprovechadas para ninguna finalidad.

B. FAUNA TERRESTRE Y/O ACUÁTICA. Composición de las comunidades de fauna presentes en el predio. Las comunidades de fauna presentes en la zona donde se efectuará el proyecto, están

compuestas por comunidades planctónicas, las cuales son organismos microscópicos

que se encuentran en la superficie del mar y se mueven de acuerdo a sus corrientes,

de 238




comunidades nectónicas, mismas que están conformadas por organismos más grandes

como peces, y comunidades bentónicas, las cuales se encuentran en el fondo marino,

como es el caso de las estrellas de mar.

Especies existentes en el predio. Proporcionar nombres científicos y comunes y

destacar aquéllas que se encuentren en estado de conservación según la NOM-059-

SEMARNAT-2001, en veda, en el calendario cinegético, o que sean especies

indicadoras de la calidad del ambiente.

La fauna marina de la zona delimitada como área de estudio para el presente proyecto

corresponde a la región Norte del Golfo de México, se caracteriza por presentar una

menor diversidad y abundancia de especies, las cuales aumentan a medida que se

dirige hacia el Sur.

Las especies características de la zona están representadas por diversas especies de

peces y crustáceos de interés comercial, como son: camarón café (Penaeus aztecus),

jurel (Caranx hippos), bonito (Sarda orientalis), entre otros, a continuación se muestra

un listado de fauna marina presente en el área de estudio.

Tabla No. IV.2.2.2.- Listado Faunístico del área de estudio.

NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO

Anchoveta Engraulis mordaz

Atún aleta amarilla Thunnus albacares

Atún aleta azul Thunnus thynnus

Bacalao Gadus morhua

Bagre Silurus felis linnaeus

Bonito Sarda orientalis

Bonito del Golfo Euthynnus alletteratus

Bonito Sarda sarda

de 238




Tabla No. IV.2.2.2.- Listado Faunístico del área de estudio. Continuación...

Calamar pardo Loligo pealei

Calamar del golfo Lolliguacula brevis

Camarón café Penaeus aztecus

Cazón Squalus curleri lesueur

Cazón ley Rhizoprionodon terranovae

Corvina Cynoscion othonopterus

Corvina rayada Cynoscion reticulatus

Delfín Delphinus delphis

Estrella de mar Asteris sp

Huachinango Lutjanus campechanus

Jurel de aleta amarilla Seriola dorsalis

Jurel Caranx hippos

Jurel Caranx bartholomaei

Macarela-bonito Auxis thazard

Mero Sterolepis gigaj

Mero-cherna Epinephelus morio

Morena Onger conger

Pulpo Octopus vulgaris

Pulpo Octopus macropus

Pulpo Octopus burry

Pulpo Octopus maya

Raya Torpedo brasilensis olfers

Sábalo Megalops atlanticus

Sargo plateado Diplodus argenteus

Tiburón gris Carcharjas arencrius

Tortuga lora Lepidochelys kempii

Peto Alcanthocybium solandri

Peto Scomberomorus cavalla

Sierra Scomberomorus maculatus

de 238




El listado de fauna marina se caracteriza por presentar organismos que experimentan

migraciones verticales y horizontales, cuya magnitud varía desde unos metros hasta

algunos miles de kilómetros, mientras que algunas especies como los caracoles,

estrellas de mar, almejas, erizos y anémonas no tienen movimientos muy significativos.

Es conveniente señalar que la abundancia de las especies es diversa y la presencia de

estas puede variar dependiendo de las corrientes marinas, así como de la época del

año.

Por otra parte es destacable puntualizar, que ninguna de las actividades efectuadas

durante la instalación del oleogasoducto marino, influirá de manera negativa en las

especies presentes en el área de estudio, en especial sobre especies con algún grado

de protección de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM- 059-SEMARNAT-2001 Determina la protección ambiental-Especies nativas de México de flora y fauna

silvestre-Categorías de riesgo y especificaciones para su inclusión, exclusión o cambio-

lista de especies en riesgo.

Depredadores Los depredadores de los adultos son principalmente los tiburones, siendo posible

encontrarlos en esas aguas. Otra especie que se encuentra en el listado y para la cual

se registran temporadas de veda es para el camarón café (Penaeus aztecus), la pesca

de éste en Tamaulipas y Veracruz se rige por:

1. Veda temporal y diferencial en lagunas y altamar (NOM-009-PESC-1993, D.O.F.

04/03/94 que establece el procedimiento para determinar épocas y zonas de veda, y

avisos específicos en el D.O.F.).

2. Regulación del tamaño de malla y otras características de las artes de pesca en

lagunas y altamar (según NOM.002-PESC-1993, D.O.F. 31/12/93).

de 238




3. Regulación de características de la charanga (según aviso D.O.F. 21/11/97).

4. Regulación del esfuerzo pesquero en la Laguna Madre (en proceso de estudio y

determinación).

Sin embargo, debido a la ubicación del proyecto y a la profundidad en la cual se

realizará la instalación del oleogasoducto marino (49.00 a 47.00 m) aunado a las

características del mismo este no representa amenaza alguna para dichas especies, no

encontrándose este proyecto dentro de un área natural protegida.

Especies de valor científico, comercial, estético, cultural y para autoconsumo. Las principales especies de interés comercial presentes en la parte Norte del Golfo de

México son principalmente el camarón café (Penaeus aztecus), huachinango (Lutjanus

campechanus), jaiba (Callinectes simillus), trucha (Salmo Sp.), cazón (Squalus curleri

lesueur), raya (Torpelo brasilensis olfers), Jurel (Caranx bartholomaei), bonito (Sarda

sarda), Sargo (Diplodus arjenteus), pulpos (Octopus vulgaris), calamar pardo (Loligo

pealei) y tiburón (Carcharjas arencrius). En esta zona no se presentan especies marinas

con potencial para la pesca deportiva, ya que la actividad pesquera es considerada

como una actividad productiva primaria de gran remuneración, la cual se ha realizando

a gran Escala.

IV.2.3 Paisaje. Debido a que el sitio de realización del proyecto es una zona de actividad petrolera y de

acuerdo a que se encuentra vinculado a ese tipo de actividades, no se modificará la

dinámica natural (cuerpos de agua, comunidades de flora y fauna), así como tampoco

creará barreras físicas que limiten su desplazamiento. Además, la zona de estudio no

esta considerada con cualidades estéticas únicas o excepcionales y/o consideradas con

atractivo turístico, e igualmente no se modificará la armonía visual artificial.

de 238




IV.2.4 MEDIO SOCIOECONÓMICO. ASPECTOS SOCIALES. A).- DEMOGRAFÍA.

Por tratarse de un proyecto estrictamente marino como se ha venido mencionando en

puntos anteriores, no existen asentamientos humanos por lo menos a una distancia de

21.5 Km a la redonda, pues dicho proyecto se ubicará en aguas del Golfo de México

(Tuxpan, Ver.) situados frente al sitio donde se desarrollará dicho proyecto, por lo que

no serán afectadas sus características estructurales, culturales y/o dinámica poblacional, si no más bien se verán beneficiados económicamente por la generación

de mano de obra calificada.

B).- Factores socioculturales. 1) Dentro del área influencia del proyecto no se requiere o se utilizarán recursos

naturales en ninguna fase del proyecto, por lo mencionado en el capitulo II de no

requerirse obras o actividades complementarías (campamentos, terminales, muelles,

vías de acceso bodegas, etc.)

2) Representa un alto nivel aceptación sobre todo desde el punto de vista económico,

con un efecto altamente significativo al generar primero empleo en la zona y segundo

garantizando el abasto nacional al producir 40,000 BPD.

3) No aplica por la naturaleza netamente marina y localizarse en el Golfo de México.

4) No aplica por la naturaleza netamente marina y localizarse en el Golfo de México.

de 238




IV.2.5 Diagnóstico ambiental.

A. Integración e interpretación del inventario ambiental Los trabajos se llevarán a cabo en aguas territoriales del Golfo de México, en la

plataforma continental en un medio netamente nerítico, con un tirante de agua de

49.0 m a 50.5 m.

Como se mencionó en el capítulo II del presente estudio, la zona del proyecto no se

encuentra inmersa en el Sistema Arrecifal Norveracruzano (SAN), ni en el Sistema

Arrecifal Lobos-Túxpan (aún sin decretar), formado por arrecifes de origen coralino y

que se encuentra separado por dos grupos de 3 arrecifes cada uno, se localiza al

suroeste del proyecto.

• Tuxpan: Arrecifes Tuxpan, Enmedio y Tanhuijo

• Lobos: Arrecifes Lobos, Medio y Blanquilla.

De los anteriormente mencionados, los que se encuentran más cercanos al sitio de

interés son:








de 238




A continuación se presenta una breve descripción de éstos arrecifes:

Arrecife Tuxpan Es el arrecife más sureño del sistema se ubica a 60° y 12.34 Km de la desembocadura

del Río Tuxpan. Se le asignan las coordenadas 21° 01° de latitud Norte y 97° 11° de

longitud Oeste. Tiene 500 m de longitud en su eje norte - sur y 1200 m en su eje este -

oeste. Tiene una forma elipsoide. El relieve del arrecife muestra que alcanza su mayor

profundidad en el sector norte (27 m) y la menor en el sector ubicado en el oeste de la

baliza de señalamiento, donde el anterrecife se localiza a 3 m de profundidad. Martos

(1993) reporta 19 especies de corales escleractíneos y describe las características del

relieve en cuatro sectores del arrecife, señalando que los corales masivos tienen los

valores de gran importancia más altos. Martos y Cuervo (1995) incrementan el número

de especies de escleractíneos a 24.

Arrecife Enmedio Se localiza a los 45° y 14 Km. de la desembocadura del Río Tuxpan. Es uno de los

arrecifes más pequeños del sistema y con pendiente más abrupta, además la llanura

arrecifal es la más profunda del sistema. Entre el arrecife y la costa se localiza la

monoboya de abastecimiento de la Central Termoeléctrica Adolfo López Mateos. En

este arrecife sólo se ha realizado el monitoreo de GEA.

Arrecife Tanhuijo Se localiza a 10° y a 18 Km. de la desembocadura del Río Tuxpan. La llanura arrrecifal

posee un canal de navegación que tiene sentido de oeste hacia el este. En la boca del

canal tiene 11 m de profundidad y termina a corta distancia de la cresta interior de la

sección este. En sotavento se desarrolla una meseta a unos 9 m de profundidad, el lado

sur alcanza 15 m de profundidad y presenta un relieve variado.

de 238




En éstos tres arrecifes se pueden encontrar especies como: algas, esponjas marinas,

crustáceos, moluscos, tortugas marinas, corales y diversas especies de peces como

rayas (Torpedo brasilensis olfers) y barracudas (Sphyraena sp.).

A pesar de que el arrecife Lobos se encuentra a mayor distancia del sitio del proyecto,

debido a su importancia a continuación se menciona una breve descripción de él.

Isla de Lobos

Es el arrecife de mayor tamaño en el sistema y es el único que cuenta con cayo

arenoso. Se localiza a 58 Km al norte de la desembocadura del Río Tuxpan, a 13 Km

de la costa de Cabo Rojo, al este de la Laguna de Tamiahua, Ver., y a 122 Km al SE de

Tampico. La isla tiene 600 m por 500 m y está cubierta por vegetación de cocotero y

gramíneas.

El barlovento está dominado por surcos y canales, que caen desde la cresta hasta el

antearrecife. En sotavento se desarrolla una comunidad coralina bien desarrollada. En

el arrecife se construyó un canal de navegación en sentido sotavento a barlovento

hasta la plataforma Lobos. Es considerado uno de los sitios de buceo de mayor

importancia en el Golfo de México.

Isla Lobos se encuentra bajo la custodia de 3 jurisdicciones:

a) PEMEX

b) Señalamientos marítimos de la SCT, que cuentan con la construcción del Faro y

su función primordial es vigilar y mantener en operación permanente esta

importantísima herramienta para la navegación.

c) Armada de México, manteniendo en alerta un grupo de efectivos que patrullan

continuamente la Isla y sus alrededores, para ello se cuenta con barracas y cabañas

de 238




para su permanencia en la Isla, prestando auxilio indistintamente a pescadores,

turistas y visitantes siempre que lo requieran.

Para tener acceso a la isla, se debe solicitar permiso a cualquiera de los organismos

anteriormente citados ya que ésta cuenta con varios sitios de buceo, entre los que se

encuentran:

La Posa del ahogado

Como indica su nombre, es un punto relativamente pequeño con mayor profundidad en

su interior, bordeado de formaciones rocosas repletas de coral y vida marina, su

diámetro mide en promedio 150 m.; en su interior encontramos una profundidad que

oscila entre 50 y 70 ft. (15 a 21 m.), las formaciones coralinas se elevan hasta cerca de

la superficie 20 a 30 ft., presenta rupturas alternadas en todo su perímetro.

Comúnmente se pueden encontrar especies como: morenas de diversos tipos, peces

lora, ángel gris, ángel francés, ángel reina y en ocasiones sábalos, chernas, langostas y

tortugas.

El Oleoducto Al costado W de la isla, se puede localizar la tubería del oleoducto que sale de la Isla y

se dirige hacia tierra (dirección W-NW), con poca profundidad 20 a 30 ft.(6 a 9 m.), es

posible localizarlo desde la embarcación, una buena opción es bucear en su dirección

predominante (W), para alcanzar mayor profundidad. Toda la zona está cubierta de

formaciones coralinas repletas de vida, con una pendiente suave hasta alcanzar los 60

ft. (18 m.), a partir de esta profundidad se inicia un pequeño cantil para llegar a los 80 a

90 ft.(24 a 27 m.) hasta la arena.

de 238




La Plataforma Hoover Cerca de la isla (1 a 1.5 Km.), con dirección WNW, se localiza un bajo, en medio del

cual está ubicada esta antigua plataforma de bombeo (tiene la apariencia de un cerco

sobre el arrecife a una altura no mayor a 2 o 3 m.), una gran extensión, con pendientes

muy suaves, repletas de caprichosas formaciones de coral, creando huecos, pequeños

canales, ramificaciones en forma de troncos.

El París Un Pecio sumamente interesante, por tener esparcidos sus restos en una gran

extensión, se puede localizar con relativa facilidad las propelas, la caldera, la proa,

partes seccionadas de la cubierta y bloques que parecen ser compartimientos de carga,

saturado de coral y organismos de todo tipo: corales blandos, esponjas de diversas

variedades y colores, anémonas, gusanos tubulares (plumeros y espirógrafos) llenos de

color, en una zona muy cercana a la Isla 150 a 200 m. al S-SE y con una profundidad

muy cómoda, oscilando entre los 30 y 50 ft.

Plataforma Tiburón Localizada al E-SE de la Isla, a 40 min. aprox. de navegación, es una enorme

plataforma petrolera de bombeo automático, ubicada en una extensa zona mar adentro,

con una profundidad cercana a los 180 ft. (60 m.) hasta su base.

Las imponentes columnas y sus numerosos travesaños ofrecen refugio a infinidad de

organismos marinos (corales, esponjas, anémonas, etc.) "forrando" literalmente toda la

estructura y con ello propiciando la subsistencia de verdaderos cardúmenes de peces

de las más diversas especies.

Por otra parte, se puede determinar que los impactos más notables en la realización de

este proyecto son lineales, ya que tienen que ver con la instalación y fijación de la

de 238




barcaza de tendido al lecho marino durante la etapa de construcción del sitio y con el

retiro de la barcaza durante la etapa de abandono del sitio.

Cabe hacer mención que los residuos serán transportados en contenedores a tierra

semanalmente, tales como pedacería de metales, restos de botes de pintura, etc. para

su disposición final en lugares que bajo contrato con compañías que realizan estas

acciones, estén habilitados para el adecuado manejo de sustancias peligrosas,

evitándose así la contaminación del fondo marino.

Por igual el manejo de materiales y substancias peligrosas serán utilizados de acuerdo

a normas de seguridad y por personal capacitado de acuerdo a las condiciones

especificadas en la licitación pública internacional.

En conjunto, con este trabajo se logró generar un esquema específico de evaluación de

las consecuencias ambientales generadas por la consecución de este proyecto de

desarrollo industrial petrolero lo cuál se traduce en una descripción específica del medio

afectado. Así a partir de este sistema de evaluación, se pudo obtener de forma general,

una visión clara de los efectos generados por la instalación de oleogasoducto marino.

Los criterios de valoración para describir el escenario ambiental, identificar la

interrelación de los componentes y de forma particular, detectar los puntos críticos del

diagnóstico que pueden ser considerados por el promovente, desde el punto de vista

normativo, son los siguientes:

• NORMATIVOS Se deberá realizar la verificación para regular las descargas de aguas residuales de

acuerdo al tipo de concesión tramitada ante la Secretaría de Marina, esto es total de m3,

de 238




análisis de aguas residuales por laboratorio acreditado por la EMA, además de cumplir

con las normas nacionales siguientes:

AGUAS RESIDUALES NOM-001-SEMARNAT-1996.

Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de

aguas residuales en aguas y bienes nacionales.

EMISIONES A LA ATMÓSFERA Se deberá realizar la verificación para regular, además de cumplir con las Normas

Nacionales siguientes:

NOM-043-SEMARNAT-1993

Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas

sólidas provenientes de fuentes fijas.

RESIDUOS GENERADOS Se deberá realizar la verificación para regular, además de cumplir con las normas

nacionales siguientes:

NOM-052-SEMARNAT-1993.

Establece las características de los residuos peligrosos y el listado de los mismos y los

limites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.


Establece el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre 2 o mas residuos

como peligrosos.

de 238




EMISION DE RUIDOS NOM-081-SEMARNAT-1994

Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su

método de medición.

OTRAS. NOM-043-SCT-2-1995

Para el transporte terrestre de materiales y residuos peligros. Documento de embarque

de sustancias, materiales y residuos peligrosos.

NOM-007-SCT2-1994

Marcado de envases y embalajes destinados al transporte de substancias y residuos

peligrosos.

• DE DIVERSIDAD Por la naturaleza netamente marina del sitio de instalación del proyecto, no implica

algún daño significativo al entorno, sino más bien se valorará positivamente por el

aprovechamiento y suministro de gas y crudo para satisfacer la demanda nacional o

internacional, al producir 40,000 BPD, lo que al mismo tiempo la generación de empleo

de mano de Obra Nacional. Por lo que se refiere al valor de relación entre fauna y flora,

se calcula como de impacto bajo poco significativo al restablecer las condiciones

naturales a corto tiempo.

• DE RAREZA En el sitio de localización del proyecto no causará afectaciones y modificaciones que

fomenten la escasez de un determinado recurso como por ejemplo el aprovechamiento

de especies marinas (peces, camarón, etc.), actividad que desde sus inicios ha venido

sosteniendo e incrementando los volúmenes de captura tanto local o regional. Es más

bien controlado para especies de gran valor comercial específicamente hablando de

camarón por medio de vedas programadas por las autoridades ambientales para su

de 238




desarrollo y crecimiento (autorregulación). A las localices o cuerpos cercanos tampoco

afectará ningún recurso o actividad al estar protegidos por barreras naturales costeras.

• NATURALIDAD. Como se ha venido mencionando este capitulo y en anteriores no se causarán efectos o

alteraciones del medio por la presencia o actividad humana en todas y cada una de las

4 etapas de que se compone el proyecto, al estar reguladas y vigiladas por Normas

Nacionales e Internacionales en materia de protección ambiental, además de que la

compañía deberá proporcionar personal altamente calificado y certificado en su ramo.

Se realizaron Estudios de Evaluación Ingenieril-Geológica del corredor Carpa-101 a

Marsopa, Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Carpa-101 a Bagre “A” y Estudio

Geofísico de Alta resolución Acústica en la localización denominada Carpa-101 (Incluye

Carpa “B”), dichos reportes fueron elaborados por Fugro-Chance de México S.A. de

C.V., Constructora Subacuática Diavaz S.A. de C.V. y Racal Survey Mexicana, S.A. de

C.V., reportes que describen las condiciones generales del fondo marino y las

condiciones geológicas someras que pudieran afectar la instalación, operación o el

diseño de una tubería submarina.





marino.




de 238



















• GRADO DE AISLAMIENTO.

Las actividades del proyecto causarán dispersión temporal de los elementos móviles del

ecosistema por la presencia e incremento de embarcaciones.

Los rasgos geológicos predominantes en el corredor de levantamiento Marsopa “A” a

Bagre “A” son afloramientos de roca o suelos consolidados en el fondo marino y

arrecifes enterrados someros (formaciones geológicas).

Los afloramientos proporcionan topografía poca irregular en la parte del corredor cerca

de la Plataforma Marsopa “A” (Km 0+000 hasta aproximadamente Km 0+900 Carpa “B”

- Marsopa). Se interpreta que la roca del fondo marino se compone de roca

carbonatada o de estratos de suelos más consolidados expuestos en el fondo marino.

de 238




Los afloramientos no tienen topografía muy irregular con pináculos de roca sino que son

más bien como zonas poco elevadas en el fondo marino.

La ruta propuesta por PEMEX para la tubería de Marsopa “A” a Bagre “A” cruza

afloramientos de bajorrelieve entre los kilometrajes 0+190 hasta 0+560.

La ruta propuesta para la tubería Marsopa “A” a Bagre “A” cruzará unos arrecifes

enterrados entre los kilometrajes 0+000 hasta 1+150, 9+050 hasta 9+500 y 11+845

hasta 12+585. Los arrecifes tiene extensiones de entre 400 m y 1200 m (1312’ y 3937’)

y están enterrados entre 1 m y 2.8 m (3.2’ a 9.2’) debajo del fondo marino.

• CALIDAD No se rebasarán los límites máximos permisibles de las Normas Oficiales Mexicanas

descritas en el capítulo 3, en los puntos aplicables al proyecto, a manera de tener una

afectación mínima o nula de la calidad de la atmósfera y agua del sitio.

B. SÍNTESIS DEL INVENTARIO. El área del proyecto: Diseño, Procura y Construcción de Oleogasoducto de 16” ø x 36

Km. de longitud de las Plataformas Carpa “B” – Marsopa – Bagre “A”, presenta un tipo

de clima clasificado como Aw, Cálido-Subhúmedo con lluvias en verano, de humedad

media. Los eventos metereológicos más importantes son los nortes y huracanes que se

dan en los meses de julio a octubre.

El tipo de proyecto se refiere a la instalación de un oleogasoducto que comunicará a 3

Plataformas Carpa “B” (por instalar), Marsopa y Bagre “A”, realizándose 3 disparos

submarinos (uno en el primer tramo y 2 en el segundo tramo), para futuras

interconexiones, dicho proyecto se construirá en un ecosistema marino de ambiente

netamente nerítico, teniendo una profundidad promedio de 50 m, con presencia de

algas rodofíceas y cianofíceas, observándose que en el corredor Carpa “B” – Marsopa

de 238




se presenta un lecho marino formado por arena fina calcárea, arena fina arcillosa

calcárea y arcilla arenosa calcárea y para el corredor Marsopa – Bagre “A” el lecho

marino está formado principalmente por arcilla arenosa muy blanda y arena fina

arcillosa con fragmentos de conchas y rocas.

La comunidad vegetal en general se encuentra formada por diversas algas tales como

Ulva fasciata, asociada a varias especies de Enteromorpha o de Cladophora

(Enteromorpha flexuosa, E. Linguata, E. Salina, Cladophora fasciculata, C. Flexuosa,

etc.) que se encuentran formando tapices, mantos o prados en rocas, los impactos

mayores se realizan sobre el bentos de manera puntual ya que el “arado” perforará una

zanja de 1m de ancho por 1 m de profundidad en el lecho marino enterrándose la línea

regular mediante bombas de succión - taponamiento que a la vez que se draga el lodo,

éste es removido e inyectado sobre la misma zanja cubriendo en buena medida la zanja

recién abierta, el efecto de las corrientes terminará por cubrir dicha zanja en un periodo

de tiempo relativamente corto, y los sedimento levantados por igual se asentarán una

vez que cesen las actividades.

Las comunidades planctónicas, las cuales son organismos microscópicos que se

encuentran en la superficie del mar y se mueven de acuerdo a sus corrientes,

presentarán un impacto bajo y temporal por los sedimentos generados.

Con respecto a la ictiofauna hay que hacer mención que debido a su movilidad

independiente de estos organismos, aún siendo de hábitos bentónicos, les permite

desplazarse rápidamente a otros lugares en caso de verse perturbado su nicho, lo cual

ocurre con la presencia de la actividad humana. Por otro lado hay que recordar que

debido a las plataformas y estructuras ya instaladas dentro del área, no se permite el

libre transito marítimo ni la pesca. De tal manera que la ictiofauna que se menciona es

la que se encuentra cercana a esta zona.

de 238




Las especies características de la zona están representadas por diversas especies de

peces y crustáceos de interés comercial, como son: camarón café (Penaeus aztecus),

jurel (Caranx hippos), bonito (Sarda orientalis), entre otros,

La productividad biológica en los mares está determinada por varios factores como son

la composición y las relaciones entre los organismos, la cantidad de nutrientes en el

medio, la intensidad de la radiación solar y los mecanismos de urgencia o reproducción.

El principal factor hidrológico que determina las características de la fauna en la región,

es la corriente del Golfo de México que lo penetra 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. Por otro lado, como en la mayoría de las regiones subtropicales, la

alta temperatura del agua ocasiona un crecimiento rápido de los organismos y al mismo

tiempo hace que estos maduren a una edad temprana y por lo tanto con tallas más

pequeñas.

Debido a la ubicación del proyecto, el área solamente es una vía transitoria de los

peces, y otros organismos nectónicos y de vida libre, ya que dentro de esta área no se

considera como área de alimentación, crianza o reproducción ya que no se presentan

características necesarias para clasificarlas de forma diferente (áreas de protección,

biodiversidad o arrecifal)

El área de instalación del proyecto presenta desarrollo petrolero por instalación de

plataformas de producción, mismas que incluso aparecen marcadas en la carta

batimétrica publicada por la Dirección General de Oceanografía Naval Costa Este, de la


1:154 000, por lo que el proyecto será la continuación de dicho desarrollo.

de 238




Como se ha descrito en los Estudios Geotécnicos desarrollados para éste proyecto

petrolero (ver Anexo “D”), no se localizan arrecifes coralinos en la zona, los más

próximos se localizan a una distancia de 7 Km. (Arrecife Tuxpan), 13 Km. (Arrecife En

medio)y a 16.75 Km. (Arrecife Tanhuijo), la dirección de las corrientes en la zona es

NW principalmente (corriente del Lazo y del Golfo), con giros anticiclónicos, que

alejarían sedimentos de dichas zonas ya que dicha dirección apunta hacia mar adentro

(séptima provincia).

En la zona de desarrollo del proyecto no se aplican los límites político - administrativos,

ya que se presenta en una zona marina de Jurisdicción Federal y también por esta

razón la aplicación de la administración del mismo será Federal.

En el Anexo “F”, se presentan croquis y planos del conjunto del proyecto con la

distribución total de la infraestructura permanente destacando que para éste caso no

existirán obras asociadas y obras provisionales, los cuáles esquematizan de manera

más clara (síntesis) tanto el sitio de instalación (fondo marino), como los alineamientos

y perfiles proyectados (ruta), así como los afloramientos presentes.

de 238




V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES.

Con base en lo expuesto en los capítulos anteriores, se realiza la identificación y

descripción de impactos sobre el sistema ambiental, que pudiesen generar efectos de

carácter positivo o negativo, durante el desarrollo de las diferentes etapas de trabajo

para la realización del proyecto, desarrollando en el presente capítulo el análisis de

cada uno de ellos, realizando una evaluación, caracterización y proyección de sus

posibles efectos en el sistema ambiental.

Con el propósito de tener una mayor objetividad en cuanto a la relación del impacto

ambiental (identificado) y/o medida de mitigación (propuesta), consideramos útil

establecer que después del análisis y discusión de cada impacto ambiental identificado

se propongan las medidas de mitigación prevención, mitigación y/o compensación que

le correspondan a cada uno de los impactos determinados (capitulo VI), permitiendo de

esta manera, una mejor interpretación de esta relación para el análisis integral del

proyecto y en concordancia con los puntos a desarrollar de la guía emitida por la

Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (SEMARNAT), de presentación para

la Manifestación de Impacto Ambiental en su Modalidad Particular.

de 238




Tabla No. V.1.- Matriz de los impactos ambientales generados por proyectos petroleros marinos sobre los componentes ambientales en un sistema ambiental particular.

SISTEMA AMBIENTAL

(1) COMPONENTES AMBIENTALES

IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES

LECHO MARINO AGUA AIRE FLORA Y FAUNA

(2,3) Modificación temporal del Lecho Marino por las actividades de dragado y tendido de la tubería lastrada.

(2) Turbidez temporal en la columna de agua.

(2, 3) Descarga de aguas residuales proveniente de las embarcaciones. (2, 3) Aplicación de inhibidores de corrosión.

(2) Residuos de concreto, Colchacreto

(3) Aplicación de anticorrosivos y solventes producto de instalación y mantenimiento de la tubería aérea.

(2, 3) Emisiones atmosféricas de las barcazas o chalanes, grúa de izaje y equipo de tendido.

(2,3,4) Modificación temporal (espacio, y tiempo determinado) del hábitat de las especies bentónicas (crustáceos, cefalópodos, moluscos) que les impiden la alimentación. Reducción de la luz en la columna de agua necesaria para la fotosíntesis del fitoplancton.

Nota: Los números arábigos entre paréntesis corresponden a las etapas de desarrollo del proyecto:

preparación del sitio (1), construcción (2) operación y mantenimiento (3) y abandono (4).

V.1 Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales. Para la identificación de los impactos ambientales generados durante la construcción e

instalación del oleogasoducto marino, se realizó un listado de todas las actividades que

se efectuarán en cada una de las etapas del proyecto, el estado actual de las

condiciones físicas y biológicas del sitio, las restricciones ambientales de la zona, la

actividad petrolera desarrollada y la vinculación con áreas concesionadas a

cooperativas de la región, con respecto al uso de la zona marina actual, para tener los

elementos necesarios con el fin de seleccionar las técnicas metodológicas de

identificación de impactos ambientales más adecuadas al proyecto.

de 238




Para el caso de este estudio, se determinó evaluar el proyecto, con dos diferentes

técnicas de estudio las cuales se interrelacionan entre sí.

Técnica de listado simple Matriz de interacción (Matriz de Efectos y Matriz Cribada o de Leopold

Modificada)

La primera básicamente identifica los impactos generales esperados en la realización

del proyecto, mientras que en la segunda se realiza la evaluación de las interacciones

posibles de las actividades con los diferentes Indicadores ambientales y sus

componentes. De esta manera, mediante dos metodologías diferentes se determinan

los posibles efectos negativos y positivos sobre el medio.

Ambas metodologías interrelacionan las actividades con los diferentes indicadores de

impacto o factores ambientales que pudieran afectarse durante el desarrollo de la obra

en sus diferentes etapas.

Para la creación de la Matriz de Interacción o Matriz de Leopold Modificada, es

necesaria la descripción de las acciones que implican el desarrollo del proyecto. El que

nos ocupa en esta ocasión, tiene desarrolladas actividades que se muestran en la tabla

V.1.1, en la cual pueden identificarse cuatro etapas principales.

de 238




Tabla No. V.1.1.- Actividades del proyecto más representativas y clasificadas por su etapa de realización.

PREPARACIÓN DEL SITIO

Trazo y reconocimiento topográfico marino (alineado).

Recepción de equipo y materiales.

Transporte al área de instalación

Servicios de comedor, hospedaje y sanitarios

CONSTRUCCIÓN

Posicionamiento de embarcación

Dragado (chorro de agua impulsada con aire a presión)

Tendido de líneas marinas.

Obras especiales (cruces).

Pruebas a la tubería (no destructivas)

Embarcaciones de apoyo (remolcador, abastecedor, lancha de transporte de personal,

chalanes de transporte de tubería).

Instalación de Tubería Ascendente, Cuello de Ganso e Interconexiones en cubierta.

Interconexiones submarinas.


OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Capacitación personal técnico de operación y mantenimiento

Mantenimiento a la instalación en general

Corridas de diablos


Inspección a tubería aérea

ABANDONO DEL SITIO

Limpieza del ducto.




de 238




V.1.1 Indicadores de Impacto

Para efectuar el análisis de los diferentes indicadores de impacto a evaluar en el

presente estudio, se conformó un equipo multidisciplinario para el análisis detallado de

todas las actividades a ejecutar en las diferentes etapas del proyecto, que pudiesen

incidir sobre alguno de los indicadores o sus componentes, de acuerdo a las

características particulares del proyecto y que dichos indicadores reuniesen las

características exigidas por la Autoridad Ambiental, para el desarrollo de la presente

guía como son:

1. Representatividad

2. Relevancia

3. Excluyente

4. Cuantificable

5. Fácil identificación.

Como ya se mencionó anteriormente y derivado del análisis de las actividades y de los

indicadores de impacto que pudiesen verse afectados, se determinó que los indicadores

ambientales más relevantes para el presente proyecto a evaluar, son los siguientes:

Agua, Aire, Fondo Marino, Flora, Fauna, Factores Socioeconómicos y Factores Estéticos; los que cumplen perfectamente con las exigencias de análisis por parte de

la Autoridad, y que las actividades a desarrollar presentan incidencias sobre estos, los

que se enlistan en el punto siguiente incluyendo sus componentes.

de 238




V.1.2 Lista indicativa de indicadores de impacto Una vez establecidos los indicadores de impacto para su análisis, según los distintos

componentes del ambiente y en concordancia con el sitio del proyecto, se enlistan a

continuación la relación de dichos componentes a evaluar.

Tabla No. V.1.2.1.- Listado simple de los Indicadores de Impacto y sus Componentes Físicos.

Indicador de Impacto Componente

Calidad de agua en lagunas costeras

Calidad de agua en zona marina

Cambios en características fisicoquímicas

Turbidez, coloración, transparencia

Calidad de agua transportada de otros lugares

Agua

Uso de agua

Calidad del aire

Afectación al microclima

Olores Aire

Atmósfera (inversión térmica, lluvia ácida, paso de rayos

solares, nubes tóxicas, etc.)

Características del relieve

Calidad del bentos marino Fondo Marino

Características del fondo marino

de 238




Continuación… Tabla No. V.1.2.1.- Listado simple de los Indicadores de Impacto y sus Componentes Físicos.


Uso actual

Fertilidad del fondo marino Fondo Marino

Uso potencial del fondo marino

Fitoplancton

Fitobentos

Productividad primaria

Especies de interés comercial

Especies de interés comunal

Flora marina

Especies según NOM-059-SEMARNAT/2001

Modificación al hábitat

Cefalópodos

Crustáceos

Moluscos

Elasmobranquios

Peces

Aves

Mamíferos

Concesiones zona marina

Fauna marina


de 238




Continuación… Tabla No. V.1.2.1.- Listado simple de los Indicadores de Impacto y sus Componentes Físicos.


Especies de interés comercial

Fauna marina Rutas de migración o zonas de reproducción de especies

de interés comercial

Generación de empleo

Migración de mano de obra

Conflictos sociales

Demanda de energéticos combustibles

Incremento embarcaciones en la zona

Zonas de captura

Actividades pesqueras

Mejoramiento Económico Nacional

Incremento en producción de Hidrocarburos

Factores socioeconómicos

Zonas de refugio para embarcaciones pesqueras

menores (en caso de fenómenos atmosféricos)

Perturbación del paisaje natural

Obstrucción de la visual

Olores desagradables Factores estéticos

Erección de construcciones ajenas al medio

de 238




V.1.3 Criterios y Metodologías de Evaluación

V.1.3.1 Criterios.

Técnica de Listado Simple

El argumento para la utilización de la técnica de evaluación (Listado simple), tanto para

identificación como para el análisis de los distintos indicadores ambientales y sus

componentes a evaluar, es que dichas listas se elaboran de acuerdo a la experiencia y

con un criterio interdisciplinario del equipo humano de trabajo que interviene en este

estudio, esto es que el grupo de especialistas se reúne para analizar e identificar cuáles

acciones del proyecto pueden causar impactos significativos (Benéfico o Adverso), de la

misma manera se determinan los indicadores de impacto (componentes ambientales),

susceptibles de ser modificados.

Para desarrollar la tabla correspondiente a los Indicadores ambientales se procedió de

la siguiente manera:

En la primera columna se colocan los indicadores de impacto, que los

especialistas en el área determinan que pueden ser modificados.

En la segunda columna se colocan algunos de los componentes de cada uno de

los indicadores de impacto, arriba seleccionados.

En la tercer y cuarta columnas, cada uno de los especialistas en el área evalúa si

los componentes ambientales (indicadores de impacto) son o no afectados. Por

último, se realiza una breve discusión de la tabla.

Es importante señalar que las acciones de la obra y los componentes ambientales

identificados por esta técnica, se corroborarán con los resultados que arroje la matriz de

impacto desarrollada paralelamente por un segundo grupo de especialistas (Matriz de

de 238




interacción), los que a su vez en caso de no llegar a resultados semejantes, discutirán

los puntos divergentes para un mejor análisis del presente proyecto.

Matriz de Interacción (Matriz de Efectos y Matriz Cribada o de Leopold Modificada)

Para la identificación de impactos ambientales que se generarán por las diferentes

actividades que se llevarán a cabo por el proyecto Diseño, Procura y Construcción de

Oleogasoducto de 16” ø x 36 km. de Longitud de las Plataformas Carpa “B” – Marsopa

– Bagre “A”, se empleó la Matriz de interacción o de Leopold ponderada modificada

(matriz de efectos y matriz cribada), para lo cual se necesitó establecer los siguientes

criterios:

Los valores de significación se establecieron en intervalos que están dentro del número

0 al número 5; donde el número 0 corresponde a la ausencia de un impacto ambiental a

los componentes ambientales, el número 1 corresponde a un valor no significativo, el 2

a un impacto considerado como poco significativo, el 3 a uno significativo, el 4 a un

impacto Muy significativo y el 5 a uno Altamente significativo.

Cabe hacer mención que en la matriz cribada no se escribirá un número cero en el

cuadro cuando no exista impacto alguno, esto es, el cuadro vacío es equivalente a cero.

A continuación se describe la ponderación correspondiente a los impactos favorables y

a los impactos desfavorables que se determinaron en la matriz:

de 238




Tabla No. V.1.3.1.1.- Ponderación de impactos favorables y desfavorables.

PONDERACIÓN DESCRIPCIÓN

+5 Existe un impacto favorable Altamente significativo

+4 Existe un impacto favorable muy significativo

+ 3 Existe un impacto favorable significativo

+ 2 Existe un impacto favorable poco significativo

+ 1 Existe un impacto no significativo

0 No existe impacto alguno a los factores ambientales

- 1 Existe un impacto desfavorable no significativo

- 2 Existe un impacto desfavorable poco significativo

- 3 Existe un impacto desfavorable significativo

-4 Existe un impacto desfavorable muy significativo

-5 Existe un impacto desfavorable Altamente significativo

Los impactos serán valorizados por etapa del proyecto de acuerdo a la siguiente

clasificación como efecto bajo, medio y alto, ya sean adversos o benéficos, para

obtener esta información se obtiene un total de cada una de las etapas, esta cifra

indicará el valor de la actividad, en la siguiente tabla se encuentran los valores de los

impactos ambientales.

Tabla No. V.1.3.1.2.- Valores de impactos ambientales.

Valor Efecto

139 a 170 Benéfico Altamente significativo

107 a 138 Benéfico Muy significativo

de 238




Continuación ...Tabla No. V.1.3.1.2.- Valores de impactos ambientales.

Valor Efecto

65 a 106 Benéfico significativo

33 a 64 Benéfico poco significativo

1 a 32 Benéfico no significativo

0 Sin ningún efecto

-1 a -32 Adverso no significativo

.-33 a -64 Adverso poco significativo

-65 a -106 Adverso significativo

-107 a -138 Adverso Muy significativo

-139 a -170 Benéfico Altamente significativo

Al finalizar la valoración de las actividades del proyecto y su interrelación con los

componentes ambientales, se podrá observar de manera general el tipo de impacto

que generará al área el desarrollo del proyecto denominado DISEÑO, PROCURA Y

CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS

PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”.

Una vez identificados los impactos ambientales, se describirá su categoría, es decir,

impactos ambientales temporales, permanentes, reversibles, irreversibles y su

combinación con cada uno de estos.

Posteriormente, se describirán los impactos ambientales y sus medidas de mitigación

respectivas (capitulo VI), para atenuar al máximo dichos impactos generados por las

actividades, por lo que el contratista y PEMEX Exploración y Producción como

de 238




supervisor, deberán apegarse a las medidas de mitigación para que este proyecto sea

lo más sustentable posible a la economía y al equilibrio ecológico de la zona.

Los Indicadores ambientales y sus componentes antes señalados del entorno y la

probable interacción entre las actividades específicas a desarrollarse en el proyecto con

éstos, se evaluaron de acuerdo a los siguientes criterios:

1. Carácter del impacto

2. Duración de la acción

3. Reversibilidad del impacto

4. Magnitud del efecto

5. Importancia del factor afectado

6. Evaluación del impacto identificado

Los criterios de evaluación se describen a continuación:

1.- Carácter del impacto. Se analiza si la acción del proyecto deteriora o mejora las

características del componente ambiental, esto es, si el impacto es:

Benéfico (+)

Adverso (-)

2.- Duración de la acción. Se considera a la permanencia del impacto con relación a

la actividad que lo genera, en función de este criterio se tienen los siguientes

parámetros:

-Temporal. El efecto del impacto dura el mismo periodo de tiempo que la actividad que

lo genera.

-Prolongado: El efecto del impacto dura más tiempo que la actividad que lo genera, de

uno hasta cinco años.

de 238




-Permanente: El efecto del impacto permanece en el componente ambiental afectado

por un tiempo mayor de cinco años.

3.- Reversibilidad del impacto. Se evalúa si al cesar la acción del proyecto, el efecto

permanece o si el factor ambiental afectado regresa a sus condiciones originales.

En función de este criterio los impactos se consideran:

-Reversible a corto plazo.- Cuando las condiciones del componente ambiental se

restablecen en un periodo menor a un año.

-Reversible a largo plazo.- cuando las condiciones del componente ambiental se

restablecen en un periodo mayor a un año.

-Irreversible.- cuando el componente ambiental no recupera sus características

originales sin la intervención del hombre.

4.- Magnitud del efecto. Establece el área que puede resultar afectada por el efecto

del impacto y de acuerdo al alcance el impacto puede ser:

-Lineal.- El efecto se presenta en el sentido donde se ejecuta la acción que lo genera.

-Local.- el efecto se presenta a más de 200 m del punto donde ocurre la acción que lo

genera.

-Regional.- el efecto se presenta a más de 1 km del punto donde ocurre la acción que

lo genera.

5.-Importancia del factor afectado. Esta determinada por las condiciones actuales del

factor ambiental afectado (calidad, abundancia, valor económico, etc.) así como de la

magnitud de las obras del proyecto. Se asignan los siguientes valores:

No significativo ( 1 )

Poco significativo ( 2)

Significativo ( 3 )

Muy significativo ( 4 )

Altamente significativo ( 5 )

de 238




6.- Para la evaluación de los impactos ambientales mediante esta técnica, se procedió de la siguiente manera:

En las columnas de la matriz de impacto o matriz cribada, se colocaron los indicadores

de impacto y sus componentes susceptibles de ser alterados, los cuales se tomaron de

la Técnica de listado simple, y de la matriz de efectos (Anexo “I”).

En los renglones se colocaron las acciones de la obra que fueron identificadas en la

Técnica de Listado Simple, como posibles generadoras de impactos ambientales. En

cada una de las interacciones existentes, se procedió a determinar si existía o no un

impacto potencial, identificándolo mediante el uso de distintas formas en cada una de

las casillas de la matriz de efectos para indicar su interacción y posteriormente una

valoración en la matriz de impacto o cribada (Anexo “J”).

Para determinar el carácter del impacto, en cada casilla que presenta una interacción

en la matriz de efectos, se le dio una valoración en la matriz de impacto ponderada o

cribada; siendo el valor del impacto con un signo negativo (-) el impacto adverso, y

anotando el número solamente para un signo positivo (+) al impacto benéfico.

Para indicar la duración del impacto se utilizaron 3 formas diferentes; la casilla

completamente rellena, para impactos temporales; la casilla con rayas diagonales, para

los prolongados y la de cuadros para los permanentes. (Anexo “I”)

Para indicar la importancia del factor afectado, se utilizo la numeración anteriormente

descrita y se realizó una discusión y se elaboró un texto explicativo de los principales

impactos ambientales identificados, en este apartado se determinan la reversibilidad de

los impactos analizados.

de 238




Al finalizar esta tarea, y con los resultados de los impactos observados con la técnica

del listado simple y la matriz de efectos (Anexo “I”), se procede a analizar en la matriz

de impacto ponderada o cribada las actividades que puedan generar impacto, para

posteriormente proceder a la evaluación integral del proyecto dándole una valoración de

acuerdo a lo descrito anteriormente, identificando y cuantificando cada uno de los

posibles impactos para la construcción del escenario con el proyecto incluido en el

sistema ambiental, para observar sus efectos y proponer las medidas de mitigación o

atenuación, para obtener una evaluación lo más cuantitativa posible para determinar

que el proyecto es o no, sustentable con el medio socioeconómico y el ambiente.

V.1.3.2 Metodologías de evaluación y justificación de la metodología seleccionada.

Como ya se mencionó las metodologías de evaluación a emplear son las siguientes:

1.- Técnica de Listado simple

2.- Matriz de interacción (Matriz de Efectos y Matriz Cribada o de Leopold Modificada).

1.- Técnica de Listado simple

Una vez recopilada la información, tanto en sitio como en bibliografía, se procede a

realizar la evaluación de los impactos ambientales que pudieran generarse, en las

diferentes etapas del proyecto DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE

OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS

CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”, que se efectuará en zona marina.

A continuación, se utiliza la técnica de listado simple, en la cual se determina la

incidencia de algún posible impacto sobre el medio ambiente de acuerdo a cada una de

las actividades a desarrollar en el presente proyecto.

de 238




En forma general el proyecto se divide en las siguientes 4 etapas:

Etapa de Preparación Del Sitio

Etapa de Construcción

Etapa de Operación y Mantenimiento

Etapa de Abandono del Sitio

En cada una de estas etapas existen diversas actividades las cuales se evalúan en su

totalidad, siendo tomadas en cuenta aquellas que tienen alguna relación con los

diferentes factores bióticos y abióticos del medio, así como las actividades que

repercutan económicamente en la zona, las siguientes actividades enlistadas se

consideraron presentan incidencia sobre los Indicadores de Impacto.

Tabla No. V.1.3.2.1 .- Actividades que inciden sobre los indicadores de impacto.




CONSTRUCCIÓN

Posicionamiento de embarcación

Dragado.

Tendido de líneas marinas.

Obras especiales (cruces).

Instalación de Tubería Ascendente, Cuello de Ganso e Interconexiones en cubierta.

Interconexiones Submarinas

Pruebas a la tubería (Pruebas no destructivas a la tubería, prueba hidrostática, Inspección ultrasónica,

radiografiado, Protección Catódica,)

de 238




Tabla No. V.1.3.2.1 .- Actividades que inciden sobre los indicadores de impacto Continuación …

CONSTRUCCIÓN

Embarcaciones de apoyo remolcador, abastecedor, lancha de transporte de personal, chalanes de

transporte de tubería.

Servicios de comedor, alojamiento y sanitarios



Mantenimiento a la instalación en general

Corridas de Diablos de limpieza


ABANDONO DEL SITIO

Limpieza del ducto




Como se aprecia en el listado anterior, existen diversos aspectos de cada actividad que

pueden interactuar con el medio ambiente, además cada proyecto en sí tiene

características particulares que deben de tomarse en cuenta para la identificación de

los impactos, prosiguiendo con la técnica de Listado Simple, se determina la incidencia

de algún posible impacto sobre los indicadores o componentes ambientales, de acuerdo

a cada una de las actividades a desarrollar en el presente proyecto, realizándose el

análisis preliminar de afectación.

de 238




Tabla No. V.1.3.2.2.- Listado simple de los Indicadores de Impacto, sus componentes físicos y Análisis preliminar de afectación.

Afectación Indicador de Impacto Componente

Si No

Calidad de agua en lagunas

costeras

√

Calidad de agua en zona marina √

Cambios en características

fisicoquímicas

√

Turbidez, coloración,

transparencia

√

Calidad de agua transportada de

otros lugares

√

Agua

Uso de agua √

Calidad del aire √

Afectación al microclima √

Olores √ Aire

Atmósfera (inversión térmica,

lluvia ácida, paso de rayos

solares, nubes tóxicas, etc.)

√

Características del relieve √

Calidad del bentos marino √ Fondo Marino

Características del fondo marino √

de 238




Continuación… Tabla No. V.1.3.2.2.- Listado simple de los Indicadores de Impacto, sus componentes físicos y Análisis preliminar de afectación.


Si No

Uso actual √

Fertilidad del fondo marino √

Erosión √ Fondo Marino

Uso potencial del fondo

marino

√

Fitoplancton √

Fitobentos √

Productividad primaria √

Especies de interés

comercial

√


comunal

√

Flora marina

Especies según NOM-059-

SEMARNAT/2001

√

Modificación al hábitat √

Cefalópodos √

Crustáceos √

Moluscos √

Elasmobranquios √

Fauna marina

Peces √

de 238






Si No

Aves √

Mamíferos √

Concesiones zona marina √

Especies según NOM-059-

SEMARNAT/2001

√


comercial

√ Fauna marina

Rutas de migración o zonas

de reproducción de

especies de interés

comercial

√

Generación de empleo √

Migración de mano de obra √

Conflictos sociales √

Demanda de energéticos

combustibles

√

Incremento embarcaciones

en la zona

√

Zonas de captura √


Actividades pesqueras √

de 238






Si No

Mejoramiento Económico

Nacional

√

Incremento en producción

de Hidrocarburos

√


Zonas de refugio para

embarcaciones pesqueras

menores (en caso de

fenómenos atmosféricos)

√

Perturbación del paisaje

natural

√

Obstrucción de la visual √

Olores desagradables √ Factores estéticos

Erección de construcciones

ajenas al medio

√

Como se aprecia en el listado anterior, hay Indicadores de Impacto ó factores

ambientales que no se ven afectados por las diferentes actividades desarrolladas

durante el proyecto, los cuales son:

de 238




Tabla No. V.1.3.2.3.- Indicadores de Impacto ó Factores ambientales y sociales sin posibles afectaciones.

Rubro Factor ambiental

Calidad de agua en lagunas costeras Agua

Cambios en características fisicoquímicas del agua marina

Aire Afectación al microclima

Atmósfera (Inversión térmica, lluvia ácida, paso de rayos solares, nubes

tóxicas, etc.)

Características del relieve Fondo marino

Uso potencial del fondo marino


Especies de interés comercial Flora

Especies de interés comunal


Especies de interés comercial Fauna

Rutas de migración de especies de interés comercial

Concesiones en zona marina

Actividades pesqueras

Zonas de captura

Migración de mano de obra


Conflictos sociales

Factores estéticos Obstrucción de la visual

de 238




Los factores ambientales mencionados anteriormente no se consideraron como

afectados por las siguientes razones:

AGUA Calidad de agua en Lagunas Costeras: Los trabajos a realizar en el presente

proyecto no implican de ninguna manera la actividad o disposición de residuos dentro

de Lagunas Costeras.

Cambios en características fisicoquímicas del agua marina: Los trabajos de instalación del oleogasoducto no implican la utilización de sustancias

que puedan cambiar las características del agua marina.

AIRE Afectación al microclima: De acuerdo al tipo de actividades no se modificará de ningún modo las condiciones

climáticas del entorno.

Atmósfera (Inversión térmica, lluvia ácida, paso de rayos solares, nubes tóxicas, etc.): El presente proyecto no implica en alguna de sus fases la creación de cualquiera

de éstas situaciones.

FONDO MARINO Características del relieve: Por tratarse de una zona de plataforma marina de

ambiente netamente nerítico, el relieve del fondo marino no será afectado ya que no se

modificará éste con las actividades de instalación de la barcaza y la acción del tendido

de la tubería lastrada (línea regular), ya que éste estará enterrado, y una vez terminado

las corrientes marinas restituyen de manera natural la conformación del fondo marino.

de 238




FLORA Fitoplancton: Las actividades inherentes a la construcción del oleogasoducto no

afectarán los organismos fitoplanctónicos contenidos en él.

Productividad primaria: Las actividades relacionadas al proyecto en sus distintas

etapas no inciden sobre este indicador de impacto en alguna forma ya que no se libera

al mar sustancias de carácter peligroso.

Especies según NOM-059-SEMARNAT-2001: De acuerdo a la vegetación reportada

para las zonas donde se realizará el proyecto, no existen especies vegetales

endémicas o en peligro de extinción según la Norma Oficial Mexicana

NOM-059-SEMARNAT/2001 que determina a estas especies. Especies de interés comercial: En la zona del proyecto no existe a la fecha especies

reportadas de flora explotadas comercialmente.

Especies de interés comunal: En la zona del proyecto no existe a la fecha especies

reportadas de flora con algún grado de interés comunal.

FAUNA De las especies animales reportadas en la Norma Oficial Mexicana

NOM-059-SEMARNAT-2001 que determina las especies y subespecies de flora y fauna

silvestres terrestres y acuáticas en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas

a protección especial, y que establece especificaciones para su protección, en la zona

del proyecto no se reportan especies en peligro de extinción. Es en los arrecifes

Tuxpan, Enmedio y Tanhuijo, (localizados aproximadamente a 7 Km, 13 Km y 16.75 Km

respectivamente del sitio del proyecto), en donde se pueden encontrar diversas

especies de crustáceos, moluscos, peces y tortugas marinas, sin embargo, la

construcción del oleogasoducto no representa peligro para estas especies, ya que su

de 238




afectación será temporal y de acuerdo con la inspección submarina del trazo, éste no

incidirá sobre superficies con crecimientos florísticos densos, hábitat de estos

organismos.

Especies de interés comercial: La actividad de construcción e instalación de

oleogasoducto marino no es una amenaza para especies de interés comercial de la

zona.

Rutas de migración o zonas de reproducción de especies de interés comercial: La

construcción e instalación de oleogasoducto no representa cambios o daños al

comportamiento y desplazamiento de especies de interés comercial.

FACTORES SOCIOECONÓMICOS Concesiones en zona marina: El tipo de proyecto no interfiere en la captura de especies comerciales.

Migración de mano de obra: El proyecto no causará una migración poblacional ya que el tiempo en que se

desarrollará la obra no es significativo y el personal que labora en este tipo de barcazas

es altamente calificado y certificado. Conflictos sociales: El tipo de proyecto no interrumpe actividad alguna por el uso del agua en zona marina,

por actividades pesqueras, rutas de navegación, etc., que derivasen en algún conflicto. Zonas de captura: La instalación del oleogasoducto marino, es una actividad temporal que no causará

interferencias con la actividad pesquera de la región.

de 238




Actividades pesqueras: Las actividades de este tipo no se verán afectadas con la construcción del

oleogasoducto por tratarse de una zona marina de considerable profundidad y bastante

puntual en la zona a ocupar durante su construcción.

FACTORES ESTÉTICOS Obstrucción de la visual: La instalación de una barcaza de tendido en zona marina no representa una

obstrucción significativa para el entorno, por la temporalidad de la misma.

Erección de construcciones ajenas al medio. El proyecto contempla la interconexión de la Plataforma Carpa “B” pasando por la

Plataforma Marsopa hasta llegar a la Plataforma Bagre “A”, para satisfacer la demanda

y los compromisos de explotación de pozos, para el aprovechamiento del aceite y gas.

2.- Matriz de interacción (Matriz de Leopold Modificada).

En la Matriz de Interacción, se dan a conocer las actividades del proyecto que podrían

ocasionar daños al sistema ambiental al influir de manera adversa o de manera positiva

en él, así como su grado de afectación a éste, al medio socioeconómico y a los factores

estéticos.

En los renglones se colocaron las acciones de la obra que fueron identificadas en la

Técnica de Listado Simple y corroboradas en ésta por un segundo grupo de

especialistas, como posibles generadoras de impactos ambientales. En cada una de

las interacciones existentes, se procedió a determinar si existía o no un impacto

potencial, indicando su interacción y posteriormente una valoración en la matriz.

de 238




Se realizó una discusión y se elaboró un texto explicativo de los principales impactos

ambientales identificados, en este apartado se determinan la reversibilidad de los

impactos analizados.

Lo anterior puede apreciarse de manera más clara en la tabla siguiente, en la que se

indica el tipo de impacto generado, su signo (Adverso – Benéfico), su temporalidad, su

magnitud, grado de afectación (valor), y descripción de cada impacto, durante el

desarrollo del proyecto, por actividad a ejecutar:

Tabla No. V.1.3.2.4.- Tipo de impacto generado.

Efectos Actividad del proyecto

Valor Adverso Benéfico

Descripción de los impactos


Transporte al área de

instalación -6

Adverso No

significativo Reversible Temporal

Perturbación de la fauna por la generación de ruido.

Generación de residuos peligrosos (aceites gastados de la

maquinaria a utilizar) que podrían afectar el entorno marino

si se dispusiesen inadecuadamente.

Generación de aguas aceitosas de sentinas, que podrían

afectar la calidad del agua de mar en caso de mal manejo.

Servicios de comedor,

hospedaje y sanitarios

-6

Adverso No


Generación de residuos sólidos de carácter doméstico

(restos de comida) que se vierten al mar, que podrían

afectar a especies marinas.

Generación de residuos sólidos como papel, cartón,

plásticos, restos de embalajes, etc, que podrían agregar

materiales ajenos al medio si se lanzan al mar, afectando

al bentos marino.

Generación de aguas residuales domésticas que contienen detergentes que podrían afectar al plancton.

de 238







ETAPA DE CONSTRUCCIÓN

Posicionamiento de embarcación -15

Adverso No



Afectación de la calidad del aire por las emisiones

producidas por los motores de combustión interna






Afectación al bentos marino por el garreo de anclas de

embarcación de tendido.

Dragado. -14

Adverso No

Significativo Reversible Temporal

Perturbación de la fauna por la generación de ruido,

alterando su distribución.



Afectación al bentos marino por la apertura de zanja en el

fondo marino.






Generación de sedimentos - turbiedad que afectará al

plancton, bentos, y nectón marino.

Tendido de líneas marinas. -14

Adverso No


Perturbación de la fauna por la generación de ruido,

alterando su distribución.








de 238







Generación de turbiedad que afecta la calidad de agua de

mar.

Obras especiales (cruces). -14

Adverso No






mar.

Afectación al fondo marino al agregar componentes ajenos

al medio.

Generación de residuos peligrosos (solventes, latas de

aceites lubricados gastados, guantes, estopas, restos de

sacos de materiales como cemento), por los residuos que

contienen.

Pruebas a la

tubería (no

destructivas)

prueba

hidrostática,

Inspección

ultrasónica,

radiografiado

+1

Adverso No






mar.

Generación de agua proveniente de Pruebas hidrostáticas

que podrían afectar la calidad de agua marina.

Embarcaciones de apoyo

remolcador, abastecedor,

lancha de transporte de

personal, chalanes de transporte de

tubería.

+6

Adverso No











mar.

Instalación de Tubería

Ascendente, Cuello de Ganso e Interconexiones

+7

Adverso No





de 238







en cubierta. Generación de turbiedad que afecta la calidad de agua de

mar.

Interconexiones

submarinas 0

Adverso No






mar.



+12

Adverso No



(restos de comida) que se vierten al mar, que podrían

afectar a especies marinas.

Generación de residuos sólidos como papel, cartón,

plásticos, restos de embalajes, etc, que podrían agregar

materiales ajenos al medio si se lanzan al mar.

Generación de aguas residuales domésticas que contienen

detergentes que podrían afectar al plancton.






+10

Benéfico No

significativo Permanente

Genera impactos positivos al asegurar la operabilidad del

sistema con personal calificado, lo contrario podría

desencadenar contingencias ambientales difíciles de

controlar con la afectación de organismos marinos y

personal de operación.

Mantenimiento a

la instalación en

general

+3

Benéfico No


Generación de residuos sólidos que agregarían

componentes ajenos al medio.

Generación de residuos peligrosos (solventes, latas de

aceites lubricados gastados, guantes y estopas

impregnadas con aceites, pinturas o grasas), por los

residuos que contienen.

Corridas de

diablos

+5

Benéfico No


Genera impactos positivos tendientes a garantizar la

funcionalidad óptima del ducto, verificando la confiabilidad

de 238







del sistema.

Transporte de personal. -6

Adverso No




producidas por los motores de combustión interna.


como plásticos, latas de refresco, etc), que podrían ser

tirados al mar agregando componentes ajenos al medio.









ETAPA DE ABANDONO DEL SITIO

Limpieza del

ducto

-14

Adverso No


Generación de residuos peligrosos (Aguas residuales

impregnadas con aceites).que si son vertidas al mar

podrían ocasionar mortandad de organismos marinos.

Desinstalación

de

interconexiones

-19

Adverso No



componentes ajenos al medio (remanentes de tuberías,

varillas de soldadura), e impactarían al ambiente si son

dejados en contenedores sin tapas, o arrojados al fondo

marino con posibles afectaciones a la calidad del agua,

fondo marino y biota.

Retiro de

instrumentos y

abandono de

tubería

-14

Adverso No









de 238








Disposición final del material. +6

Adverso No



componentes ajenos al medio (remanentes de tuberías,

válvulas, varillas de soldadura), e impactarían al ambiente

al ser arrastrados en el fondo por las corrientes afectando

posibles estructuras bentónicas.

JUSTIFICACIÓN DE LA METODOLOGÍA SELECCIONADA. Referente a la justificación de la metodología utilizada, es importante resaltar que las

matrices de interacción (Matriz de Efectos y Matriz Cribada) permiten identificar las

acciones que pueden causar impactos sobre una serie de factores del medio y

corroborada por la técnica del listado simple o viceversa, analizando de manera integral

el proyecto ya que se revisaron todas y cada una de las actividades a desarrollar en lo

particular, realizando un examen exhaustivo de la afectación a generar, y como se

puede apreciar el impacto a generar será del orden bajo, temporal y lineal a la zanja

realizada por el dragado, ya que los impactos observados son puntuales a ésta.

De la matriz de impactos (matriz de efectos y cribada), se aprecia que la etapa de

Preparación del Sitio no genera impactos significativos ya que las aguas residuales

(impacto más relevante) serán tratadas en las embarcaciones, por otra parte la etapa

que más impactos genera, es la etapa de Construcción por el Dragado, actividades de

fondeado de anclas de la barcaza de tendido al fondo marino y el tendido de línea

lastrada, actividades del proyecto que arrojan resultados confiables, hablando que el

impacto sobre el fondo marino se efectuará sobre estrato arenoso-limoso, con lo que no

se afectaría el medio de modo significativo.

En cuanto a la etapa de Operación y Mantenimiento se observa que la disposición

correcta de los residuos generados por el mantenimiento, redundará en las

de 238




expectativas en cuanto a Seguridad Industrial y Protección ambiental que PEMEX

Exploración y Producción prevé en sus proyectos, referente al abandono del sitio las

actividades (Limpieza del ducto, Desinstalación de interconexiones, Retiro de

instrumentos - abandono de tubería y Disposición final del material), entran dentro de

los rangos normales de operación en zona marina y no repercuten de manera

significativa en la zona ya que los materiales de limpieza se dispondrán de manera

adecuada en contenedores y sitios de disposición final adecuado al tipo de residuo.

Una vista global de los efectos causados por los impactos posibles en los indicadores

de impacto (medio natural y los factores socioeconómicos) se describe a continuación:

Agua El agua resultante de la prueba hidrostática y del servicio doméstico, son elementos

que no prevén impactos de importancia en relación directa con el medio marino, ya que

por una parte el agua de servicio doméstico será vertida al mar una vez procesada en la

planta de tratamiento existente en la embarcación, y al efectuarse limpieza de la tubería

antes de efectuar la prueba hidrostática se garantiza que el agua resultante esté libre

de contaminantes por lo que podrá ser vertida al mar, sin que esto cause afectación de

alguna índole a la flora y fauna o medio marino. Dichas aguas deberán ser manejadas

y dispuestas conforme lo establece la Ley de Aguas Nacionales (LAN) y su

Reglamentación, 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 de dominio público, cuando el agua residual sea

descargada en dichos bienes.

Aire Los probables impactos a la calidad del aire fueron considerados mínimos y temporales,

vinculados a la presencia de motores de combustión interna, generadores, etc. y/o

equipos que se empleen, los cuales son mínimos en las instalaciones.

de 238




Fondo marino La construcción e instalación de oleogasoducto marino ha sido ubicada a 21.5 Km. de

la costa de Tuxpan, Ver., en aguas territoriales del Golfo de México, en zona de

desarrollo petrolero existente, por lo que actividades como pesca, navegación, etc.,

están restringidas. La disposición adecuada de soldaduras (colillas y escoria) o

cualquier tipo de residuo tanto sólido como líquido, permitirá impedir daños al fondo

marino.

El alineamiento de la tubería tomando como base los Estudios Geotécnicos y Geofísico

ya realizados, nos permite inferir que no se dañarán estructuras o desarrollos

bentónicos, ya que el trazo definitivo será aprobado por PEMEX- Exploración y

Producción, aunado a que al momento de situar las embarcaciones en el área serán

guiadas por el Sistema de Sonar de Barrido Lateral para efectuar dicho reconocimiento

topográfico, utilizándose a lo largo de la ruta de la línea de Proyecto, para instalar el

oleogasoducto bajo un fondo marino arenoso en el corredor de ductos Carpa – “B” -

Marsopa - Bagre – “A”.

Flora El área donde se efectuará la instalación presenta bajo contenido de vegetación

ficológica por su profundidad (tirante de 49.00 a 51.00 m) por lo que componentes de

detergentes no actuarán sobre este estrato al disolverse compuestos como dodecil

bencen sulfonato de sodio, sulfato de alkil bencen y sulfonato de sodio (que integran a

las principales marcas de detergentes) que tienden a disolver las algas marinas

bénticas, en cuerpos de agua someros.

Las aguas residuales producto del servicio doméstico y prueba hidrostática, deberán

disponerse adecuadamente, de acuerdo a lo mencionado y a los procedimientos de

construcción de PEMEX y los propios de la contratista encargada de la construcción,

de 238




tales como procedimientos de Construcción y supervisión de oleogasoductos marinos,

procedimientos de calidad, etc.

La compañía encargada del proyecto deberá contar con infraestructura apropiada para

la actividad que se pretende desarrollar, para no disponer de manera inadecuada los

deshechos de construcción causando daño al entorno.

Fauna En el área en donde se ubicará el proyecto no se considera probable la presencia de

fauna de interés endémico, en peligro de extinción, o con algún grado de protección de

acuerdo a la norma oficial mexicana NOM-059- SEMARNAT-2001 que establece las

especies protegidas, amenazadas o en peligro de extinción, por otra parte el proyecto

representa impactos de carácter benéfico para peces y elasmobranquios así como

mamíferos como el delfín por los restos de alimentos que son vertidos al mar.

Factores socioeconómicos La realización de proyectos como la construcción e instalación del oleogasoducto

marino, viene a generar empleos y divisas para el país al disponer de las reservas de

hidrocarburos, causando un mejoramiento económico a Nivel Nacional.

Generando requerimientos de servicios diversos, tales como:

La adquisición y/o renta de materiales, equipos, insumos, y todo lo necesario

para la ejecución de la obra.

Subcontratación de empresas.

Demanda de servicios marítimo y terrestre.

Presencia de personal en el área de proyecto.

Uso de maquinaria, equipo, embarcaciones y transporte terrestre, marítimo y

aéreo.

Servicios de Hospedaje en tierra (Renta de casa-habitación).

de 238




Las actividades pesqueras no se ven disminuidas por la instalacion ni interrumpidas las

rutas de navegación.

El tiempo requerido para la instalación y desarrollo de la construcción e instalación será

de un plazo de 12 meses (01 de marzo del 2005 al 28 de febrero de 2006), debido a

ello las obras generarán empleos cuyo impacto será mínimo, pero podría generar

recursos económicos importantes al satisfacer la demanda.

Factores Estéticos

El paisaje natural es perturbado durante la realización de la obra y representa un punto

de desarrollo de organismos nectónicos y bentónicos (peces, elasmobranquios, etc.)

que obtendrán alimentación de los desechos derivados de la etapa de preparación del

sitio, construcción, operación y mantenimiento.

La zona donde se pretende instalar la nueva infraestructura (Oleogasoducto Carpa “B”

– Marsopa – Bagre “A”), corresponde a un área modificada por la actividad petrolera,

ver Anexo “A” croquis tomado de una sección de la carta publicada por la Dirección

General de Oceanografía Naval Costa Este, de la Secretaría de Marina, carta

batimétrica S.M. 810 Tampico a Punta del Morro; Escala 1:250,000, para mostrar el

sitio de ubicación del proyecto, donde se observa la infraestructura existente. El

presente proyecto corresponde a una ampliación de la actual infraestructura del Activo

Integral Poza Rica – Altamira, Zona Marina.

Pretendiendo realizar el proyecto con un valor monetario esperado de

$553´000,000.00 (Quinientos cincuenta y tres millones de pesos 00/100 M.N.), que

incluye el Diseño, Procura y Construcción del Oleogasoducto, para una producción

estimada en 40,000 BPD, iniciando las actividades el 01 de Marzo de 2005 con fecha

de terminación al 28 de febrero de 2006, teniendo una vida útil estimada en por lo

menos 20 años.

de 238




Las fuentes de cambio que afectarán al sistema ambiental serán las emisiones a la

atmósfera que se producirán por los equipos de combustión interna de las

embarcaciones participantes como barcaza de tendido, barco abastecedor, remolcador,

grúas, etc., los cuales producen principalmente Bióxido de carbono (CO2).

Otra fuente de cambio será el ruido que se producirá en las diferentes embarcaciones,

producto de la operación de los equipos con los que se contará para la realización del

proyecto, siendo éstas afectaciones de carácter temporal, la emisión de ruido por

equipo y maquinaria será generada por el funcionamiento de la mismas, alguna de esta

maquinaria operará en forma continua mientras que otra lo hará de manera

intermitente.

La calidad del agua marina podría ser alterada por los residuos que se generarán en

las etapas del proyecto, cada una de ellas generará diferentes tipo de residuos entre

los que destacan los no peligrosos y los peligrosos. Los no peligrosos estarán

conformados principalmente por residuos domésticos, papel, cartón, madera, plástico,

vidrio, chatarra, cabo de vida, cables, restos de comida, aguas residuales domésticas,

entre otros.

Los residuos peligrosos estarán compuestos por tambores con aguas aceitosas,

guantes de algodón y carnaza impregnados con aceite, trapo impregnado con aceite,

lubricante gastado, aguas aceitosas de sentinas, entre otros.

La instalación del oleogasoducto bajo el lecho marino será el impacto residual

presente, sin embargo esto se califica como un impacto bajo ya que las corrientes

marinas presentes contribuyen a la restitución de las condiciones originales al cubrir

nuevamente la zanja abierta para su instalación,

de 238




Por lo anterior las medidas de seguridad y medidas de mitigación para las diferentes

actividades a realizarse, durante los trabajos de construcción e instalación serán

observadas y supervisadas cuidadosamente por parte del personal de la compañía

encargada de la construcción del oleogasoducto y de PEMEX Exploración y Producción

(PEP), de acuerdo a lo establecido en los procedimientos tanto de construcción como

de supervisión de oleogasoductos marinos de PEP.




Lobos-Tuxpan” propuesta para su decreto (Ver Anexo “N”).

Así mismo, para actividades Costa Afuera la contratista cumplirá con lo establecido en

el Convenio Internacional del SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el Convenio

Internacional MARPOL 73/78 y de sus enmiendas emitidas a la fecha de la

formalización del contrato y durante la vigencia del mismo, de igual manera deberá

cumplir con el Protocolo de Montreal incluyendo sus Enmiendas y Modificaciones a la

fecha del contrato, así como del Decreto de Promulgación del Convenio sobre la

Diversidad Biológica.

En cuanto a los efectos que se tendrán en el sistema ambiental debido a los posibles

impactos en la realización de esta obra, estos son minimizados ya que actualmente se

evitan impactos ambientales en zona marina empleando plantas de tratamiento a bordo

para tratar las aguas resultantes del servicio doméstico, aguas de sentinas (aguas

aceitosas), agua de pruebas hidrostáticas (en caso de ser necesario), ver Anexo “P”

Procedimientos para Manejo, Tratamiento y Disposición de Aguas Residuales Aceitosas y Aguas Residuales de Servicio Doméstico, utilización de compactadores

de residuos sólidos no peligrosos, incineradores, trituradores de comida, y trasladando

de 238




los aceites gastados, o residuos peligrosos que se pudiesen generar, a lugares donde

se dispondrán adecuadamente, por medio de compañías autorizadas para su manejo y

disposición; el empleo de sonar de barrido lateral para ubicar el alineamiento del trazo

evitando el garreo innecesario de anclas al situar correctamente a las embarcaciones al

momento del dragado y tendido de la tubería lastrada (línea regular), será muy

importante para evitar cualquier desarrollo bentónico presente en el área y evitar

movimientos innecesarios que provoquen reinstalación de anclas, dando cumplimiento

a lo proyectado, siguiendo en todo momento el trazo aprobado por PEP y derivado de

los estudios geotécnicos del fondo marino, realizados para instalar el ducto sobre el

trazo más idóneo. Lo anterior garantiza que el presente proyecto no signifique un

impacto significativo al medio natural.

Resultados de la Matriz de Interacción

En la Técnica de Listado Simple y en la Matriz de Interacción modificada, se incluyeron

7 factores relevantes del sistema o entorno ambiental, integrados a su vez con un total

de 32 criterios de análisis. El número de indicadores del ambiente de la matriz

cuantitativa guarda relación con el número de componentes que serían afectados y las

principales actividades relacionadas con cada etapa del proyecto, que posteriormente

permitan obtener una valoración objetiva de los mismos.

Con los resultados de los impactos observados con la técnica del listado simple y la

matriz de interacción, se procede a la evaluación integral del proyecto dándole una

valoración de acuerdo a lo descrito anteriormente, identificando y cuantificando cada

uno de los posibles impactos para la construcción del escenario con el proyecto incluido

en el sistema ambiental, para observar sus efectos y proponer las medidas de

mitigación o atenuación (capitulo VI), para obtener una evaluación lo más cuantitativa

posible para determinar que el proyecto es o no sustentable, con el medio

socioeconómico y el ambiente. En el ANEXO “I” se muestra la matriz de efectos y en el

de 238




anexo “J” la matriz cribada o de interacción calificada, donde la evaluación proyecta

como resultado, la identificación de los siguientes impactos.

Tabla V.1.3.2.5.- Resultados de impactos de la Matriz de Interacción por Etapa

Etapa Valoración

Etapa de preparación del sitio -23

Etapa de Construcción -31

Etapa de Operación y Mantenimiento 12

Etapa de Abandono de sitio -41

La suma de las valoraciones obtenidas en la matriz cribada de todas las actividades a

realizar por etapa del proyecto, no presentan resultados de significancia, ya que

recapitulando en la información presentada en el punto V.1.3.1 Criterios. Tabla No.

V.1.3.2.- Valores de impactos ambientales. El valor asignado como Adverso no significativo cae dentro de los valores de -1 a -32 (por actividad), lo anterior se

puede observar más claramente en la siguiente tabla:

Tabla V.1.3.2.6.- Resultados de la Matriz de Interacción por Actividad más representativa.

PREPARACIÓN DEL SITIO Resultados

Transporte al área de instalación -6

Servicios de comedor, hospedaje y sanitarios -6

CONSTRUCCIÓN

Posicionamiento de embarcación -15

Dragado. -14

Tendido de líneas marinas. -14

Obras especiales (cruces) -14

de 238




Tabla V.1.3.2.6.- Resultados de la Matriz de Interacción por Actividad más representativa.

CONSTRUCCIÓN

Instalación de Tubería Ascendente, Cuello de Ganso e

Interconexiones en cubierta. 7

Interconexiones Submarinas 0

Pruebas a la tubería (Pruebas no destructivas a la tubería,

prueba hidrostática, Inspección ultrasónica, radiografiado,

Protección Catódica,)

1

Embarcaciones de apoyo remolcador, abastecedor, lancha

de transporte de personal, chalanes de transporte de

tubería.

6

Servicios de comedor, alojamiento y sanitarios 12


Capacitación personal técnico de operación y

mantenimiento 10

Mantenimiento a la instalación en general 3

Corridas de Diablos de limpieza 5

Transporte de personal. -6

ABANDONO DEL SITIO

Limpieza del ducto -14

Desinstalación de interconexiones -19

Retiro de Instrumentos y Abandono de la Tubería -14

Disposición Final del Material 6

Visto lo anterior se observa que las actividades que presentan más impactos caen

dentro del rango Adverso no significativo ( -1 a -32 ).

de 238




Realmente se puede asegurar que durante la realización del proyecto no se presentará

ningún problema ambiental que cause un cambio significativo en el medio, ya que se

trata de tuberías sin productos químicos, y durante las actividades de instalación, se

realizará la supervisión sobre los procedimientos de construcción, pruebas de calidad a

los materiales, siguiendo procedimientos de calidad y de trabajo certificados, además

de pruebas hidrostáticas, ultrasónicas e inspección subacuática para garantizar la

operación eficiente durante la vida útil del ducto a instalar (20 años), y en la etapa de

operación y mantenimiento se seguirá por igual un programa de mantenimiento y

capacitación al personal operativo..

Con respecto a los impactos benéficos ocasionados durante las etapas de Preparación

del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento, se considera en este análisis, que

serán positivos debido a que se elevará el nivel de empleo y los ingresos en la

economía nacional por la obtención de gas-aceite.

En cuanto a los impactos adversos no significativos, estos tendrán que ver con

residuos sólidos derivados de restos de comida, etc., los cuales requerirán eficientes

sistemas de control y manejo, para no ocasionar alteraciones en la calidad del agua,

aunque es práctica común que estos restos se viertan al mar directamente, previa

trituración, por constituir alimento para peces, cefalópodos, crustáceos,

elasmobranquios, etc.

PEMEX Exploración y Producción, para cumplir con el compromiso de proteger el

medio ambiente así como los factores socioeconómicos y estéticos de las zonas

aledañas a la obra a realizar, ha concentrado esfuerzos en el diseño y ejecución de sus

proyectos que se desarrollan acorde con la política ambiental planteada para alcanzar

un crecimiento sustentable, por lo que la contratista encargada de la construcción

excederá con los requerimientos para realizar la instalación del oleogasoducto marino,

transporte de residuos de filtros y aceites gastados, así como disposición final tanto de

de 238




estos como de residuos sólidos (botes de pintura pedacería metálica, etc.,), manejo,

almacenamiento de sustancias peligrosas y personal altamente calificado en el puesto,

cumpliendo con las Normatividades en materia de Seguridad Industrial y Protección

Ambiental.

de 29




VI MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES.

VI.1 Descripción de la medida o programa de medidas de mitigación o correctivas por componente ambiental. En el capítulo anterior se plantearon los posibles impactos que podrían generar las

diferentes actividades a realizarse durante el desarrollo de la obra, así como las

características y niveles de los probables impactos ambientales, respecto al proyecto:

DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM.

DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”. Con

este antecedente, en el presente capítulo se establecen las medidas de prevención y de

mitigación requeridas para disminuir o amortiguar las alteraciones ambientales que

podrían ocasionarse en las diferentes fases del proyecto a desarrollar. Prevenir o corregir

el Impacto Ambiental significa introducir medidas preventivas y/o correctivas, en la

actuación con el fin de:

• Explotar en mayor medida las oportunidades que brinda el medio en aras al mejor logro

ambiental del proyecto o actividad.

• Anular, atenuar, evitar, corregir o compensar los efectos negativos que las acciones

derivadas del proyecto producen sobre el medio ambiente.

• Incrementar, mejorar y potenciar los efectos positivos que pudieran existir.

En las siguientes secciones se presentan las medidas de prevención y mitigación de los

impactos ambientales reconocidos del proyecto. Para este propósito, estas medidas se

presentan en el orden correspondiente a la identificación del impacto ambiental generado

en cada Etapa y por actividad de ejecución del proyecto.

de 29




ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO

Actividad Medidas Preventivas y de Mitigación


Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Se evitarán ruidos innecesarios por golpeteo con partes metálicas. Se deberá identificar en las zonas de trabajo las fuentes emisoras de ruido para delimitar y señalar las áreas en las que será obligatorio el uso de equipo de protección conforme lo dispone la Ley Federal del Trabajo en su norma NOM-017-STPS-1994. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna. Antes de iniciar las actividades y durante la ejecución de las obras, se dará mantenimiento preventivo y correctivo a las embarcaciones a utilizar, así como efectuar las medidas correctivas en las unidades con alta emisión de contaminantes, como lo establece el artículo 28 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Registro DE Emisiones y Transferencia de contaminantes (2 de junio del 2004). Dichas embarcaciones, maquinaria y equipo de combustión interna que se utilice, estarán en óptimas condiciones de operación con la finalidad de evitar la generación considerable de contaminantes, cumpliendo con la NOM-043-SEMARNAT-1993. “Que establece los límites máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas”, y con la NOM-085-SEMARNAT-1994 “Que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión”. Generación de residuos peligrosos (aceites gastados de la maquinaria a utilizar) que podrían afectar el entorno marino si se disponen inadecuadamente. 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. En esta etapa (los residuos peligrosos), serán recolectados y almacenados en contenedores apropiados, para luego ser dispuestos por una empresa especializada en el ramo (Con Autorización vigente por parte de SEMARNAT, como empresa prestadora de servicios para tratamiento, manejo y disposición de Residuos peligrosos), quien se hará responsable del tratamiento o disposición final de acuerdo a la normatividad vigente, por lo tanto se deberá verificar el cumplimiento normativo de ésta. Para actividades Costa Afuera la contratista cumplirá con lo establecido en el Convenio Internacional del SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el Convenio Internacional MARPOL 73/78 y de sus enmiendas emitidas a la fecha de la formalización del contrato y durante la vigencia del mismo, de igual manera deberá cumplir con el Protocolo de Montreal incluyendo sus Enmiendas y Modificaciones a la fecha del contrato, así como del Decreto de Promulgación del Convenio sobre la Diversidad Biológica. Las embarcaciones que trabajen en el proyecto deberán cumplir con lo establecido en el Anexo I del Convenio Internacional MARPOL 73/78, en lo referente a contar con sistemas de

de 29





tratamiento (separadores agua-aceite), de las aguas aceitosas (sentinas) con alarma audible para detectar concentraciones de hidrocarburos por encima de 15 ppm (hidrocarburómetro) y para poder ser descargadas al mar previo tratamiento, cumpliendo así con la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento, La Ley Federal de Derechos y los límites máximos permisibles que establece la NOM-001-SEMARNAT-1996. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Toda la obra. Especificaciones de operación: La supervisión de PEP (para la construcción), y el superintendente de construcción de la compañía, serán los encargados de la verificación en el cumplimiento de la actividad verificando que el trazo se corrobore mediante uso de sonar de barrido lateral de la embarcación. La contratista tomará pláticas en Seguridad Industrial y Protección Ambiental antes del inicio de actividades, para capacitar a su personal sobre las condiciones y desarrollo de los trabajos. El mantenimiento de los equipos deberá ser registrado en bitácora.



Generación de residuos sólidos de carácter doméstico (restos de comida) que se vierten al mar, que podrían afectar a especies marinas. Los residuos provenientes de los desechos de comida deberán ser triturados (con diámetro no mayor de 25 mm), y posteriormente arrojados al mar para que puedan ser consumidos por la fauna marina, en un sitio no menor a las 12 millas náuticas de la costa más cercana (el sitio del proyecto cumple con ésta distancia), de acuerdo como se especifica en el anexo V del Convenio Internacional MARPOL 73/78, se deberá limitar la incineración de residuos domésticos a lo estrictamente necesario. Generación de residuos sólidos como papel, cartón, plásticos, restos de embalajes, etc, que podrían agregar materiales ajenos al medio si se lanzan al mar. Para evitar que los residuos sólidos domésticos se acumulen en sitios no destinados para este fin, se colocarán tambores de 200 L con tapa, al alcance de todos los trabajadores, en los cuales serán depositados estos residuos para después ser traslados al basurero municipal de Túxpan, Ver., previa autorización del Municipio. Los residuos sólidos no peligrosos deberán ser separados en orgánicos e inorgánicos para cumplir con lo dispuesto en el Anexo I del Convenio Internacional MARPOL 73/78. Se deberá limitar la incineración de residuos domésticos a lo estrictamente necesario, no incinerando residuos de carácter peligroso, ya que éstos se dispondrán en tierra por compañía autorizada. Generación de aguas residuales domésticas que contienen detergentes, grasas y aceites que podrían afectar al plancton. Las embarcaciones que trabajen en el proyecto deberán contar con sistema de tratamiento de aguas negras y/o residuales domésticas para su posterior vertimiento al mar cumpliendo con lo estipulado para las condiciones de efluentes señalado en la NOM-001-SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en Aguas y Bienes Nacionales, y conforme lo establece la Ley de Aguas Nacionales (LAN) y su Reglamento. Además se efectuará lo señalado en los Procedimientos para Manejo, Tratamiento y Disposición de Aguas Residuales Aceitosas y Aguas Residuales de Servicio Doméstico (Ver Anexo “P”).Grado de éxito esperado: 100% Duración: Toda la obra. Especificaciones de operación: La supervisión de PEP (para la construcción), y el superintendente de construcción de la compañía, serán los encargados de la verificación en el cumplimiento de lo señalado, corroborando mediante análisis efectuados al agua que ésta cumpla con lo estipulado en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996, para su vertimiento al mar. El personal de la contratista tomará pláticas en Seguridad Industrial y Protección Ambiental antes del inicio de actividades para capacitar a su personal sobre las condiciones y desarrollo de los trabajos y contará con un

de 29





departamento especializado en Seguridad Industrial y Protección ambiental que cumpla con lo estipulado en el Anexo “S” última versión (Disposiciones en materia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental que deben cumplir los proveedores o contratistas de PEP) de los contratos celebrados por contratistas con PEMEX-Exploración y Producción y con la normatividad vigente en todas sus etapas

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN


Posicionamiento de Embarcación

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Se evitarán ruidos innecesarios por golpeteo con partes metálicas. Se deberá identificar en las zonas de trabajo las fuentes emisoras de ruido para delimitar y señalar las áreas en las que será obligatorio el uso de equipo de protección conforme lo dispone la Ley Federal del Trabajo en su norma NOM-017-STPS-1994. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna También se contempla el mantenimiento continuo a la maquinaria y equipo, utilizados durante esta actividad y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión. Antes de iniciar las actividades y durante la ejecución de las obras, se dará mantenimiento preventivo y correctivo a las embarcaciones a utilizar, así como efectuar las medidas correctivas en las unidades con alta emisión de contaminantes, como lo establece el artículo 28 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Registro de Emisiones y Transferencia de contaminantes (2 de junio del 2004). Dichas embarcaciones, maquinaria y equipo de combustión interna que se utilice, estarán en óptimas condiciones de operación con la finalidad de evitar la generación considerable de contaminantes, cumpliendo con la NOM-043-SEMARNAT-1993. “Que establece los límites máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas”, y con la NOM-085-SEMARNAT-1994 “Que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión”. Se verificará que el estado de los tubos de escape y de los dispositivos de control de emisiones de los equipos, así como la colocación de venteos y chimeneas en equipos que lo requieran, se localicen sus emisiones en lugares elevados, a favor de la dirección de los vientos, para facilitar su dispersión natural.

de 29





Generación de residuos peligrosos (aceites gastados de la maquinaria a utilizar) que podrían afectar el entorno marino si se disponen inadecuadamente. 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. En esta etapa los aceites gastados (los residuos peligrosos), serán recolectados y almacenados en contenedores apropiados, para luego ser dispuestos por una empresa especializada en el ramo (Con Autorización vigente por parte de SEMARNAT, como empresa prestadora de servicios para tratamiento, manejo y disposición de Residuos peligrosos), quien se hará responsable del tratamiento o disposición final de acuerdo a la normatividad vigente, por lo tanto se deberá verificar el cumplimiento normativo de ésta. Generación de aguas aceitosas de sentinas, que podrían afectar la calidad de agua de mar en caso de mal manejo. Las embarcaciones que trabajen en el proyecto deberán cumplir con lo establecido en el Anexo I del Convenio Internacional MARPOL 73/78, en lo referente a contar con sistemas de tratamiento (separadores agua-aceite), de las aguas aceitosas (sentinas) con alarma audible para detectar concentraciones de hidrocarburos por encima de 15 ppm (hidrocarburómetro) y para poder ser descargadas al mar previo tratamiento, cumpliendo así con la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento, La Ley Federal de Derechos y los límites máximos permisibles que establece la NOM-001-SEMARNAT-1996. Afectación al bentos marino por el garreo de anclas de embarcación de tendido. Derivado que los impactos al lecho marino son puntuales y temporales y que estas afectaciones volverán a su estado normal cuando termina la actividad constructiva, (el impacto cesa cuando la fuente es eliminada), no se requerirá ningún tipo de medida especial; sin embargo se deberá cumplir estrictamente el programa de tendido y se contara con los procedimientos de tendido y fondeo de anclas, para evitar repeticiones innecesarias de estas maniobras. Igualmente deberán consultarse los reportes geotécnicos realizados por Fugro, S.A. de C.V. y DIAVAZ, S.A. de C.V., de la zona realizando una planeación previa sobre el posicionamiento más adecuado para evitar los afloramientos bentónicos, teniendo especial cuidado al anclar embarcaciones en el alineamiento elegido para el oleogasoducto, utilizando en todo momento el equipo de sonar de barrido lateral para la verificación tanto el trazo como el posicionamiento de la embarcación (es). Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de construcción de la obra, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación y con lo referente a la Protección Ambiental Seguridad e Higiene en el trabajo, así como con los contratos de servicios de recolección de residuos, registrando en bitácora las acciones emprendidas y realizadas.

Dragado

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a la Barcaza de tendido y Remolcador (es), encargados de dicha actividad en lo referente a sistemas de amortiguamiento de ruido previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Se evitarán ruidos innecesarios por golpeteo con partes metálicas.

de 29





Se propone mitigar el impacto por ruido laboral a los trabajadores que operen maquinaria y equipo, así como el personal que se encuentre llevando actividades en el área del cuarto de maquinaria de remolcadores o embarcaciones, y que cuente con el equipo de protección personal de acuerdo a la NOM-017-STPS-1993. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna Se Prevé el mantenimiento continuo a la maquinaria y equipo utilizados durante esta actividad, y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX. Afectación al bentos marino por la apertura de zanja en el fondo marino. La presente afectación no tiene una medida de mitigación (apertura de la zanja), por lo que se recomienda restringir la apertura de ésta exclusivamente a la trayectoria del ducto, para no modificar el relieve del fondo ni afectar posibles estratos o desarrollos bentónicos existentes, basándose para esto, en los estudios del fondo marino ya realizados para el área, para minimizar los impactos al limitar la magnitud del proyecto a zonas desprovistas de vegetación y sin cambios importantes tanto en la batimetría como en la composición del suelo marino (debiendo quedar el relieve lo más homogéneo que sea posible con el resto del lecho marino). La zanja se dragará en un área estimada de 1.0 m de profundidad X 1 m de ancho de acuerdo a la ingeniería a desarrollar. 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. En esta etapa los aceites gastados (los residuos peligrosos), serán recolectados y almacenados en contenedores apropiados, para luego ser dispuestos por una empresa especializada en el ramo (Con Autorización vigente por parte de SEMARNAT, como empresa prestadora de servicios para tratamiento, manejo y disposición de Residuos peligrosos), quien se hará responsable del tratamiento o disposición final de acuerdo a la normatividad vigente, por lo tanto se deberá verificar el cumplimiento normativo de ésta. Generación de aguas aceitosas de sentinas, que podrían afectar la calidad de agua de mar en caso de mal manejo. Las embarcaciones que trabajen en el proyecto deberán cumplir con lo establecido en el Anexo I del Convenio Internacional MARPOL 73/78, en lo referente a contar con sistemas de tratamiento (separadores agua-aceite), de las aguas aceitosas (sentinas) con alarma audible para detectar concentraciones de hidrocarburos por encima de 15 ppm (hidrocarburómetro) y para poder ser descargadas al mar previo tratamiento, cumpliendo así con la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento, La Ley Federal de Derechos y los límites máximos permisibles que establece la NOM-001-SEMARNAT-1996. Generación de sedimentos - turbiedad que afectará al plancton, bentos, y nectón marino. La actividad de dragado deberá realizarse ubicando el trazo mediante el equipo de sonar de barrido lateral de las embarcaciones, para no desviarse de dicho trazo; se revisará que el “arado” a utilizarse durante el dragado esté en perfectas condiciones de operación para minimizar los sedimentos a levantar durante la actividad, aunque no existe una medida de mitigación para evitar la turbiedad, ésta irá disminuyendo una vez que se termine con la actividad, regresando a su nivel habitual. Se deberá cumplir con los procedimientos de construcción presentados a PEMEX durante el tendido y dragado, para evitar repetición de actividades (generación de turbiedad), que generen impactos innecesarios.

de 29





Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción (para la construcción del oleogasoducto), y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de Construcción, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación y con lo referente a la seguridad e higiene en el trabajo, así como con los contratos de servicios de recolección de residuos, registrando en bitácora las acciones emprendidas y realizadas.

Tendido de líneas marinas

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Se evitarán ruidos innecesarios por golpeteo con partes metálicas. Se deberá identificar en las zonas de trabajo las fuentes emisoras de ruido para delimitar y señalar las áreas en las que será obligatorio el uso de equipo de protección conforme lo dispone la Ley Federal del Trabajo en su norma NOM-017-STPS-1994. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna El contratista deberá dar mantenimiento a la maquinaria y al equipo a utilizar, que genere emisiones a la atmósfera, antes del inicio de actividades de tendido. Generación de turbiedad que afecta la calidad de agua de mar. Se deberá cumplir con los procedimientos de construcción presentados a PEMEX durante el tendido y dragado, para evitar repetición de actividades (generación de turbiedad), que generen impactos innecesarios. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción (para la construcción del oleogasoducto), y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de Construcción, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación y con lo referente a los tiempos programados para la construcción, registrando en bitácora las acciones emprendidas y realizadas.

Obras especiales

(cruces)

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna Se Prevé el mantenimiento continuo a la maquinaria y equipo, utilizados durante esta actividad y de esta manera evitar la generación de emisiones por mal funcionamiento de los motores de combustión. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX.

de 29





Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Para lograr este objetivo las embarcaciones, vehículos y maquinaria pesada que utilice combustibles fósiles deberán 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 y control preventivo de las embarcaciones y maquinaría pesada. Generación de turbiedad que afecta la calidad de agua de mar. Se deberá cumplir con el procedimiento de construcción para evitar generación de impactos innecesarios por la repetición de actividades, se utilizará en todo momento el Sonar de Barrido Lateral para la ubicación del trazo (cruces). Afectación al fondo marino al agregar componentes ajenos al medio (acolchonamiento con matrices de concreto). La construcción de cruces de línea submarina estarán protegidos por matrices de concreto en toda el área expuesta, evitando que la línea se desplace lateral y verticalmente por fuerzas del oleaje, así como por garreo de anclas de barcos, el cajón deberá realizarse por el método Air Lift o Hand Jet (Dragado Manual), con las dimensiones que determine la ingeniería, para alojar el acolchonamiento mediante matrices de concreto, realizándose antes del tendido de la línea regular sobre estos cruces. Aunque no existe una medida de mitigación para esto, su inclusión es necesaria para dar soporte y confiabilidad al sistema. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción (para la Construcción del oleogasoducto), y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de Construcción, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación, verificando que la instalación se realice de acuerdo a los procedimientos constructivos y a la ingeniería de diseño, registrando en bitácora las actividades emprendidas y realizadas.

Pruebas a la tubería

(Pruebas no destructivas a la tubería, Prueba hidrostática, Inspección ultrasónica, Radiografiado, Protección catódica).

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Los equipos como compresores, bombas de presión, etc., que se utilicen para la realización de las pruebas (hidrostáticas), durante la construcción deben de estar ubicados preferentemente en áreas cerradas con la finalidad de disminuir la propagación del ruido. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna Se Prevé el mantenimiento continuo a la maquinaria y equipo y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión de los motores. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX. Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Para lograr este objetivo las embarcaciones, vehículos y maquinaria pesada que utilice

de 29





combustibles fósiles deberán 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 y bitácoras de mantenimiento y control preventivo de las embarcaciones, vehículos y maquinaría pesada. Generación de turbiedad que afecta la calidad de agua de mar. Se deberá cumplir con los procedimientos de construcción presentados a PEMEX para evitar repetición de actividades (prueba hidrostática), que generen impactos innecesarios. Generación de residuos sólidos que agregarían componentes ajenos al medio (remanentes de tuberías, varillas de soldadura, embalajes de ánodos,), e impactarían al ambiente si son dejados en contenedores sin tapas, o sobre la superficie de las embarcaciones, siendo arrastrados por acción del viento con posibles afectaciones a la calidad del agua y fondo marino. Los residuos sólidos se deberán disponer adecuadamente en contenedores con tapa, efectuándose recolección diaria de todos los residuos generados, para su posterior disposición en tierra en lugares adecuados para ello. Generación de residuos peligrosos (solventes, cemento, latas de aceites lubricados gastados, guantes, estopas, restos de sacos de materiales como cemento). Las grasas y aceites no reutilizables, así como la ropa de trabajo, guantes, caretas, vidrios, etc., impregnadas de grasas, aceites o solventes será dispuesta por la compañía encargada (subcontratista) de la recolección de estos residuos la que deberá contar como ya se mencionó con su autorización vigente para el manejo y disposición de este tipo de residuos. Generación de agua proveniente de Pruebas hidrostáticas que podrían afectar la calidad de agua marina. Al terminar la instalación de la tubería se realizará la Prueba Hidrostática, para lo cual se utilizará agua de mar, previo permiso por la autoridad correspondiente, adicionándole colorante biodegradable para detección de posibles fugas en la línea regular o interconexiones de la línea sobrecubierta y demás conexiones y accesorios a probar, y en caso de ser necesario, se adicionará también inhibidores de corrosión. La aplicación del inhibidor de corrosión, será de acuerdo al tipo de fluido a manejar con el objeto de proteger el interior del ducto, equipos y accesorios, la selección y el método de aplicación del inhibidor de corrosión será de acuerdo a lo indicado en la norma NRF-005-PEMEX-2000 “PROTECCIÓN INTERIOR DE DUCTOS CON INHIBIDORES”, y al documento P.6.0301.01 “PRUEBA HIDROSTÁTICA PARA TUBERÍAS SUBMARINAS DE RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS” (Especificación Técnica para puesta en servicio y Mantenimiento). El supervisor por parte de PEP, deberá verificar que el llenado de las tuberías y la inyección de inhibidores de corrosión y de incrustación, deben ser de acuerdo a la Ficha Técnica y Hoja de Seguridad del fabricante, el producto debe contar con las características necesarias para trabajar con agua salada de mar, y a su vez ser biodegradable y su aplicación se efectúe de acuerdo con lo especificado en el procedimiento aprobado. En virtud que antes de realizarse el llenado con agua de mar de la tubería, se realizará una corrida con diablos de limpieza a la tubería, ésta se encontrará libre de residuos sólidos (limpia), aunado a lo anterior, se inyectará inhibidores de corrosión para efecto de protección de la tubería por la prueba hidrostática, por lo que una vez finalizada la prueba, dicha agua mediante filtrado en una malla de 100 hilos por pulgada, se verterá de nuevo al mar, asegurándose mediante análisis de laboratorio que ésta (el agua resultante de la prueba hidrostática), se encuentre libre de partículas en suspensión, y que cumpla con lo señalado en la NOM- 001- SEMARNAT-1996, en el caso de no cumplir con lo señalado en ésta, deberá canalizarse hacia la planta de Tratamiento de la embarcación, hasta cumplir con lo señalado en la NOM- 001- SEMARNAT-1996 “Que establece los límites máximos

de 29





permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. En lo relacionado al siguiente punto: TRANSITORIO

UNICO. A partir de la entrada en vigor de esta Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996, el responsable de la descarga de aguas residuales:

1) Que cuente con planta de tratamiento de aguas residuales, está obligado a operar y mantener dicha infraestructura de saneamiento, cuando su descarga no cumpla con los límites máximos permisibles de esta Norma.

Puede optar por cumplir con los límites máximos permisibles establecidos en esta Norma Oficial Mexicana, o los establecidos en sus condiciones particulares de descarga, previa notificación a la Comisión Nacional del Agua, (en este caso en particular la notificación será a la Secretaría de Marina).

Los que no cumplan, quedarán sujetos a lo dispuesto en la Ley Federal de Derechos.

Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción (para la Construcción del oleogasoducto), y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de Construcción, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación y con lo referente a que los equipos utilizados para la medición de las pruebas deberán estar calibrados y certificados por una empresa acreditada ante la EMA., se verificará que tanto el colorante como el inhibidor de corrosión a utilizarse en la prueba hidrostática sean biodegradables, registrando en bitácora las acciones emprendidas y realizadas.

Embarcaciones de apoyo

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a todas las embarcaciones que participen en el proyecto, tales como Barcaza de tendido, Remolcador (es), Barco abastecedor, Helicópteros (en caso de requerirse), Lanchas de transporte de personal, etc., en lo referente a sistemas de amortiguamiento de ruido previo al inicio de los trabajos, lo cual deberá ser registrado en bitácora. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna. Se Prevé el mantenimiento continuo a todas las embarcaciones, maquinaria y equipo, utilizados durante esta actividad y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX. Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Para lograr este objetivo las embarcaciones, vehículos y maquinaria pesada que utilice combustibles fósiles deberán 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 y bitácoras de mantenimiento y control preventivo de las embarcaciones, vehículos y maquinaría pesada. Grado de éxito esperado: 100%

de 29





Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción (para la construcción del oleogasoducto), y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de Construcción, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación y con lo referente a los tiempos programados para la construcción, registrando en bitácora las actividades emprendidas y realizadas, así como la documentación que ampare el mantenimiento.

Instalación de Tubería

Ascendente, Cuello de Ganso e

Interconexiones en cubierta

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Se evitarán ruidos innecesarios por golpeteo con partes metálicas. Se deberá identificar en las zonas de trabajo las fuentes emisoras de ruido para delimitar y señalar las áreas en las que será obligatorio el uso de equipo de protección conforme lo dispone la Ley Federal del Trabajo en su norma NOM-017-STPS-1994. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna Se Prevé el mantenimiento continuo a todas las embarcaciones, maquinaria y equipo, utilizados durante esta actividad y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX. 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. Así mismo se deberán llevar los registros y bitácoras de mantenimiento y control preventivo de las embarcaciones y maquinaría pesada. Generación de turbiedad que afecta la calidad de agua de mar. Se deberá cumplir con los procedimientos de construcción presentados a PEMEX durante la colocación de la Tubería Ascendente, Cuello de Ganso e Interconexiones en cubierta, procurando que las embarcaciones realicen su posicionamiento de acuerdo tanto a instrumentación como a procedimiento para evitar movimientos innecesarios, evitando repetición de actividades (generación de turbiedad), colocándose señalamientos preventivos. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la etapa. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción (para la construcción del oleogasoducto), y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de Construcción, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación y con lo referente a los procedimientos programados para la construcción, registrando en bitácora las actividades emprendidas y realizadas, así como la documentación que ampare el mantenimiento.

Interconexiones submarinas

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos.

de 29





Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Se evitarán ruidos innecesarios por golpeteo con partes metálicas. Se deberá identificar en las zonas de trabajo las fuentes emisoras de ruido para delimitar y señalar las áreas en las que será obligatorio el uso de equipo de protección conforme lo dispone la Ley Federal del Trabajo en su norma NOM-017-STPS-1994. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna Se Prevé el mantenimiento continuo a todas las embarcaciones, maquinaria y equipo, utilizados durante esta actividad y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX. 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. Así mismo se deberán llevar los registros y bitácoras de mantenimiento y control preventivo de las embarcaciones y maquinaría pesada. Generación de turbiedad que afecta la calidad de agua de mar. Se deberá cumplir con los procedimientos de construcción presentados a PEMEX durante las interconexiones submarinas, procurando que las embarcaciones realicen su posicionamiento de acuerdo tanto a instrumentación como a procedimiento para evitar movimientos innecesarios, se colocarán señalamientos para indicar la actividad submarina, los trabajos deberán restringirse al área del trazo, se prohibirá la pesca, captura, caza o introducción de especies de flora y fauna. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: La supervisión de PEMEX Exploración y Producción (para la construcción del oleogasoducto), y el superintendente de construcción de la compañía encargada de realizar las labores de Construcción, verificarán que se cumpla con las medidas de mitigación y con lo referente a los procedimientos programados para la construcción (interconexiones submarinas), registrando en bitácora las actividades emprendidas y realizadas.



Generación de residuos sólidos de carácter doméstico (restos de comida) que se vierten al mar, que podrían afectar a especies marinas. Los residuos provenientes de los desechos de comida deberán ser triturados (con diámetro no mayor de 25 mm), y posteriormente arrojados al mar para que puedan ser consumidos por la fauna marina, en un sitio no menor a las 12 millas náuticas de la costa más cercana (el sitio del proyecto cumple con ésta distancia), de acuerdo como se especifica en el anexo V del Convenio Internacional MARPOL 73/78, se deberá limitar la incineración de residuos domésticos a lo estrictamente necesario. Generación de residuos sólidos como papel, cartón, plásticos, restos de embalajes, etc, que podrían agregar materiales ajenos al medio si se lanzan al mar. Para evitar que los residuos sólidos domésticos se acumulen en sitios no destinados para este fin, se colocarán tambores de 200 L con tapa, al alcance de todos los trabajadores, en los cuales serán depositados estos residuos para después ser traslados al basurero municipal de Túxpan, Ver., previa autorización del Municipio. Los residuos sólidos no peligrosos deberán ser separados en orgánicos e inorgánicos para cumplir con lo dispuesto

de 29





en el Anexo I del Convenio Internacional MARPOL 73/78. Generación de aguas residuales domésticas que contienen detergentes, grasas y aceites que podrían afectar al plancton. Los residuos líquidos generados durante las actividades del tendido del ducto 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. Las embarcaciones que trabajen en el proyecto deberán contar con sistema de tratamiento de aguas negras y/o residuales domésticas para su posterior vertimiento al mar cumpliendo con lo estipulado para las condiciones de efluentes señalado en las normas NOM-001-SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de Aguas Residuales en Aguas y Bienes Nacionales, y conforme lo establece la Ley de Aguas Nacionales (LAN) y su Reglamento, y lo señalado en la NOM-004-SEMARNAT-2002. “Protección ambiental- Lodos y Biosólidos–Especificaciones y límites máximos permisibles de contaminantes para su aprovechamiento y disposición final”. 1.2 Campo de aplicación Es de observancia obligatoria para todas las personas físicas y morales que generen lodos y biosólidos provenientes del desazolve de los sistemas de alcantarillado urbano o municipal, de las plantas potabilizadoras y de las plantas de tratamiento de aguas residuales. Para dar cumplimiento a lo anterior se efectuará lo señalado en los Procedimientos para Manejo, Tratamiento y Disposición de Aguas Residuales Aceitosas y Aguas Residuales de Servicio Doméstico (Ver Anexo “P”). Grado de éxito esperado: 100% Duración: Toda la obra. Especificaciones de operación: La supervisión de PEP (para la construcción), y el superintendente de construcción de la compañía, serán los encargados de la verificación en el cumplimiento de lo señalado, verificando mediante análisis efectuados al agua que ésta cumpla con lo estipulado en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996, para su vertimiento al mar. La contratista tomará pláticas en Seguridad Industrial y Protección Ambiental antes del inicio de actividades para capacitar a su personal sobre las condiciones y desarrollo de los trabajos, y contará con un departamento especializado en Seguridad Industrial y Protección ambiental que cumpla con lo estipulado en el Anexo “S” última versión (Disposiciones en materia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental que deben cumplir los proveedores o contratistas de PEP).



Capacitación al personal

técnico de operación y

mantenimiento

En virtud que la actividad no generará impactos al ambiente (impacto benéfico), ésta no requerirá de medidas de mitigación de acuerdo a lo manifestado.

de 29




Mantenimiento a la instalación

en general

Generación de residuos sólidos que agregarían componentes ajenos al medio. Para evitar que los residuos sólidos domésticos se acumulen en sitios no destinados para este fin, se colocarán tambores de 200 L con tapa, al alcance de todos los trabajadores, en los cuales serán depositados estos residuos para después ser traslados al basurero municipal de Túxpan, Ver. y/o Poza Rica, Ver. Generación de residuos peligrosos (solventes, latas de aceites lubricados gastados, Brochas con pintura seca o con recubrimientos, guantes y estopas impregnadas con aceites, pinturas o grasas), por los residuos que contienen. Para las etapas de Operación y Mantenimiento, los Residuos Peligrosos generados serán manejados de acuerdo a la Legislación Ambiental Vigente. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Toda la obra. Especificaciones de operación: La supervisión de PEP (para la operación y mantenimiento), será el encargado de la verificación en el cumplimiento de lo señalado, verificando que los residuos considerados peligrosos sean dispuestos por compañía especializada que cuente con su Autorización para la disposición y manejo de este tipo de residuos (peligrosos). Los operarios encargados del mantenimiento tomarán pláticas en Seguridad Industrial y Protección Ambiental antes del inicio de actividades (Etapa de operación y mantenimiento) para capacitar a su personal sobre las condiciones y desarrollo de los trabajos, las compañías deberán cumplir con lo estipulado en el Anexo “S” última versión (Disposiciones en materia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental que deben cumplir los proveedores o contratistas de PEP).

Corridas de

diablos Genera impactos positivos tendientes a garantizar la funcionalidad óptima del ducto.

Transporte de personal

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de amortiguamiento de ruido como chimeneas o dispositivos de motores en embarcaciones a utilizar, previo al inicio de los trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna Se Prevé el mantenimiento continuo a todas las embarcaciones, maquinaria y equipo, utilizados durante esta actividad y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX. Las embarcaciones, deberán de implementar un Programa de Mantenimiento durante la vigencia de las etapas de instalación ó construcción en las que participen llevando registros y bitácoras de mantenimiento y control preventivo Generación de residuos peligrosos (aceites gastados de la maquinaria a utilizar) que podrían afectar el entorno marino si se disponen inadecuadamente. 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. En esta etapa (los residuos peligrosos), serán recolectados y almacenados en contenedores apropiados, para luego ser dispuestos por una empresa especializada en el ramo (Con Autorización vigente por parte de SEMARNAT, como empresa prestadora de servicios para tratamiento, manejo y disposición de Residuos peligrosos), quien se hará

de 29




responsable del tratamiento o disposición final de acuerdo a la normatividad vigente, por lo tanto se deberá verificar el cumplimiento normativo de ésta. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Toda la obra La supervisión de PEP (para la operación y mantenimiento), será el encargado de la verificación en el cumplimiento de lo señalado, verificando que los residuos considerados peligrosos sean dispuestos por compañía especializada que cuente con su Autorización para la disposición y manejo de este tipo de residuos (peligrosos). Especificaciones de operación: La supervisión de PEP (para la operación y mantenimiento), será el encargado de la verificación en el cumplimiento de lo señalado, verificando que los residuos considerados peligrosos sean dispuestos por compañía especializada que cuente con su Autorización vigente para la disposición y manejo de este tipo de residuos (peligrosos). La contratista tomará pláticas en Seguridad Industrial y Protección Ambiental antes del inicio de actividades, para capacitar a su personal sobre las condiciones y desarrollo de los trabajos. El mantenimiento deberá ser registrado en bitácora.

ABANDONO DEL SITIO


Limpieza del

ducto

Generación de residuos peligrosos (Aguas residuales impregnadas con aceites).que si son vertidas al mar podrían ocasionar mortandad de organismos marinos. Durante el abandono de la tubería se realizará la limpieza de la tubería, los residuos líquidos o semisólidos de hidrocarburos se incorporarán a la corriente de producción. Una vez limpia la tubería se inertizará y se taponeará para su abandono en el área del proyecto. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la etapa. Especificaciones de operación: La supervisión de PEP (para la operación y mantenimiento), será el encargado de la verificación en el cumplimiento de lo señalado. El producto contenido en el oleogasoducto será incorporado a la corriente de producción del Activo Integral Poza Rica - Altamira.

Desinstalación

de

interconexiones

Generación de residuos sólidos que agregarían componentes ajenos al medio (remanentes de tuberías, varillas de soldadura), e impactarían al ambiente si son dejados en contenedores sin tapas, o arrojados al fondo marino con posibles afectaciones a la calidad del agua, fondo marino y biota. Los residuos sólidos y materiales remanentes se deberán disponer adecuadamente en contenedores con tapa, para su posterior disposición en tierra en lugares adecuados para ello, efectuándose recolección de todos los residuos generados para su correcta disposición.Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la etapa. Especificaciones de operación: El personal de operación por parte de PEP o compañía contratada, deberá supervisar las acciones de desinstalación de interconexiones, dando cumplimiento de lo señalado.

de 29




Retiro de

instrumentos y

abandono de

tubería

Perturbación de la fauna por la generación de ruido. Se deberá dar mantenimiento preventivo y correctivo a todas las embarcaciones que participen en el retiro de instrumentos y abandono de tubería, en lo referente a sistemas de amortiguamiento de ruido previo al inicio de dichos trabajos. Los niveles de ruido generados por la maquinaria y equipo, no deberán sobrepasar los niveles máximos normados, de acuerdo a lo especificado en la NOM-081-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. Afectación de la calidad del aire por las emisiones producidas por los motores de combustión interna. Se Prevé el mantenimiento continuo a todas las embarcaciones, maquinaria y equipo, utilizados durante esta actividad y de esta manera evitar la generación de emisiones por mala combustión. La contratista deberá presentar el programa de mantenimiento a sus equipos a la supervisión de PEMEX. Para la mitigación de las emisiones a la atmósfera se deberá de cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. Para mitigar el impacto por ruido laboral a los trabajadores que operen maquinaria y equipo, en el área del cuarto de maquinaria de remolcadores o embarcaciones, se deberá contar 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. Para evitar que el ruido sea constante y molesto se les indicará al personal que dicho equipo solo permanecerá encendido el tiempo que sea utilizado. Generación de residuos peligrosos (aceites gastados de la maquinaria a utilizar) que podrían afectar el entorno marino si se disponen inadecuadamente. 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. En esta etapa los aceites gastados (los residuos peligrosos), serán recolectados y almacenados en contenedores apropiados, para luego ser dispuestos por una empresa especializada en el ramo (Con Autorización vigente por parte de SEMARNAT, como empresa prestadora de servicios para tratamiento, manejo y disposición de Residuos peligrosos), quien se hará responsable del tratamiento o disposición final de acuerdo a la normatividad vigente, por lo tanto se deberá verificar el cumplimiento normativo de ésta. Generación de aguas aceitosas de sentinas, que podrían afectar la calidad de agua de mar en caso de mal manejo. Las embarcaciones que trabajen en cualquier etapa del proyecto deberán cumplir con lo establecido en el Anexo I del Convenio Internacional MARPOL 73/78, en lo referente a contar con sistemas de tratamiento (separadores agua-aceite), de las aguas aceitosas (sentinas) con alarma audible para detectar concentraciones de hidrocarburos por encima de 15 ppm (hidrocarburómetro) y para poder ser descargadas al mar previo tratamiento, cumpliendo así con la Ley de Aguas Nacionales y su Reglamento y los límites máximos permisibles que establece la NOM-001-SEMARNAT-1996. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: El personal de PEMEX supervisará a la contratista, encargada de ejecutar las acciones de abandono de tubería, dando cumplimiento de lo señalado.

de 29




Disposición

final del

material

Generación de residuos sólidos que agregarían componentes ajenos al medio (remanentes de tuberías, válvulas, varillas de soldadura), e impactarían al ambiente al ser arrastrados en el fondo por las corrientes afectando posibles estructuras bentónicas. Los residuos sólidos se deberán disponer adecuadamente en contenedores con tapa, para su posterior disposición en tierra en lugares adecuados para ello, efectuándose recolección de todos los residuos generados para su correcta disposición. Los restos de soldadura, pedaceria de tubería, válvulas, varilllas etc., se dispondrán como desecho ferroso. Grado de éxito esperado: 100% Duración: Durante la actividad. Especificaciones de operación: El personal de PEMEX supervisará a la contratista, encargada de ejecutar las acciones de abandono de tubería, dando cumplimiento de lo señalado.

de 29




Tabla No. VI.1.- Impactos a la calidad del fondo marino.

ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO MEDIDAS PREPARACIÓN DEL SITIO (TRÁSLADO Y

POSICIONAMIENTO DE LA BARCAZA) ETAPA DE CONSTRUCCION

(INSTALACION E INTERCONEXION) ABANDONO DEL SITIO

Control en la topografía del terreno.

Localización exacta del tendido de la tubería regular. Restringirse exclusivamente al área del proyecto.

Realizar las diversas actividades únicamente en el área autorizada. Se prohíbe tirar al fondo del mar residuos de carácter peligroso o Residuos no peligrosos inorgánicos, los que se dispondrán en tierra, utilizando para su traslado contenedores adecuados al tipo de residuo.

Evitar dejar abandonados materiales o escombros utilizados en la obra.

Control de la contaminación. (Permanente)

Supervisión periódica a recipientes, equipos y áreas de almacenamiento de combustible. Efectuar inspección y mantenimiento a las plantas tratadoras de aguas residuales de las embarcaciones. Aplicación del convenio internacional para prevenir la contaminación marina provocada por los Buques (MARPOL 73/78). Contar con el plan local de contingencias y el equipo necesario para tratar situaciones de riesgo ambiental, realizando pláticas de capacitación con el personal operativo, para la correcta atención de emergencias (realizar simulacros).

Supervisión periódica a recipientes, equipos y áreas de almacenamiento de combustible, pinturas y sustancias utilizadas. Realizar el tratamiento periódico y oportuno de aguas residuales en las embarcaciones, para reducir la probabilidad de contaminación. cumpliendo con lo dispuesto en la NOM- 001- SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Efectuar inspección y mantenimiento a las plantas tratadoras de aguas residuales de las embarcaciones. Contar con el plan local de contingencias y el equipo necesario para tratar situaciones de riesgo ambiental, realizando pláticas de capacitación con el personal operativo, para la correcta atención de emergencias (realizar simulacros). Aplicación del convenio internacional para prevenir la contaminación marina provocada por los Buques (MARPOL 73/78).

Verificación continua de motores de combustión interna de fuentes fijas para minimizar emisiones. Realizar el tratamiento periódico y oportuno de aguas residuales en las embarcaciones, para reducir la probabilidad de contaminación, cumpliendo con lo dispuesto en la NOM- 001- SEMARNAT-1996. Efectuar inspección y mantenimiento a las plantas tratadoras de aguas residuales de las embarcaciones. Evitar tirar restos de residuos sólidos inorgánicos al fondo marino. Aplicación del convenio internacional para prevenir la contaminación marina provocada por los Buques (MARPOL 73/78).

de 29




Tabla No. VI.2.- Impactos a la Calidad del Agua ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO

MEDIDAS (DURACIÓN) PREPARACIÓN DEL SITIO

(TRÁSLADO Y POSICIONAMIENTO DE LA BARCAZA)

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN (INSTALACION E INTERCONEXION)


Conservación de la calidad del agua. (Durante el desarrollo del proyecto).

De manera preventiva, se debe supervisar que el manejo de sustancias, combustibles y residuos, se efectúen adecuadamente, conforme a las normas oficiales establecidas. Manejo y disposición adecuada de las aguas residuales domésticas y sanitarias. Aplicar la NOM- 001- SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Previo a la descarga de aguas residuales tratadas al mar. Efectuar Inspección y mantenimiento a las plantas tratadoras de aguas residuales de las embarcaciones.

De manera preventiva, se debe supervisar que el manejo de sustancias, combustibles y residuos, se efectúen adecuadamente, conforme a las normas establecidas. Manejo y disposición adecuada de las aguas residuales domésticas y las utilizadas durante la prueba hidrostática. Aplicar la NOM- 001- SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Previo a la descarga de aguas residuales tratadas al mar. Efectuar Inspección y mantenimiento a las plantas tratadoras de aguas residuales de las embarcaciones. Verificar y conservar la calidad de agua (análisis) utilizada durante la prueba hidrostática.

De manera preventiva, se debe supervisar que el manejo de sustancias, combustibles y residuos, se efectúen adecuadamente, conforme a las normas establecidas. Manejo y disposición adecuada de las aguas residuales domésticas y sanitarias Aplicar la NOM- 001- SEMARNAT-1996. “Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Previo a la descarga de aguas residuales tratadas al mar. Efectuar Inspección y mantenimiento a las plantas tratadoras de aguas residuales de las embarcaciones.

de 29




Tabla No. VI.3.- Impactos a la Calidad del Aire por Emisiones de Gases y Polvo. ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO

MEDIDAS (DURACIÓN) PREPARACIÓN DEL SITIO


ETAPA DE CONSTRUCCIÓN (INSTALACION E INTERCONEXION)

ETAPA DE ABANDONO DEL SITIO

Verificación de motores de combustión interna

Servicio periódico a las unidades y equipos de combustión interna.



Control de las emisiones de humo y partículas. (Durante todo el proyecto).

Inspección a los motores de combustión interna, (programa de mantenimiento) Control óptimo del funcionamiento de motores de combustión interna de fuentes fijas.

Control de polvos de materiales. Evitar dejar sacos abiertos de materiales que por efecto del viento sean arrastrados hacia el mar.

Inspección a los motores de combustión interna, (programa de mantenimiento) Control óptimo del funcionamiento de motores de combustión interna de fuentes fijas.

Control de combustibles. (Durante el desarrollo de la instalación).

Contar con recipientes y áreas de almacenamiento controlado de combustibles.



de 29




Tabla No. VI.4.- Impactos a la Flora y Fauna Marina. ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO

MEDIDAS PREPARACIÓN DEL SITIO


ETAPA DE CONSTRUCCION (INSTALACION E INTERCONEXION)


Verificación motores (Se desarrollará principalmente durante las 2 primeras etapas las cuales corren a cargo de la compañía contratista encargada de la construcción para evitar en el incremento de ruido en la zona



Programas de mantenimiento preventivo y correctivo a los equipos de combustión interna que realicen mantenimiento a la instalación.

Trazo de la línea

Trazo definitivo de la línea basado en los Estudios de Geotecnia realizados. Reglamentación interna para evitar cualquier aprovechamiento o introducción de flora y fauna.

Verificación del trazo mediante la utilización del sistema sonar de barrido lateral (SBL) de las embarcaciones para identificación de estructuras y coordenadas dispuestas en el trazo definitivo y posicionamiento de embarcaciones. Apoyo de buceo de operación y de inspección. Reglamentación interna para evitar cualquier aprovechamiento o introducción de flora y fauna.

Queda prohibida la captura, persecución, cacería, colecta y tráfico de la fauna existente en la zona, durante la realización de los trabajos de mantenimiento mayor e instalación de tuberías de conducción de hidrocarburos y petroquímicos, de acuerdo a la NOM-117-SEMARNAT-1998.

de 29




Tabla No.VI.5.- Impactos por Riesgos Catastróficos. ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO

MEDIDAS PREPARACIÓN DEL SITIO (TRÁSLADO Y POSICIONAMIENTO DE LA BARCAZA)



Supervisión y Control en las Actividades riesgosas. (Permanentemente, en especial durante la actividad de tendido y dragado de tubería lastrada).

Comunicación constante de todas las embarcaciones. Control de combustibles y materiales. Verificación de equipos de movimiento de cargas. Cumplir con los Reglamentos de la Ley de Aguas Nacionales.

Cumplimiento de programas de mantenimiento de medios de transportes: marítimos. Verificación de equipos de movimiento de cargas. Supervisión sobre el trazo del ducto, verificación física del trazo mediante la utilización del equipo de posicionamiento y el sistema sonar de barrido lateral (SBL) de las embarcaciones para identificación de estructuras y coordenadas dispuestas en el trazo definitivo y posicionamiento de embarcaciones. Apoyo de buceo de inspección. Aprobación por PEP del trazo del oleogasoducto (instalación sobre fondo arenoso-limoso)

Identificación y verificación de las unidades de control del sistema (instrumentación)

de 29




Tabla No. VI.6.- Impactos a la Seguridad del Personal y Propiedades. ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO




Control de Carga y descarga de materiales (Grúas,

duración todo el proyecto)

Colocación de señalamientos preventivos en sitios estratégicos y de gran visibilidad. Restringir el paso de personal ajeno a las instalaciones. Registro de personal autorizado y visitantes. Supervisión y seguimiento para el cumplimiento en el uso de equipo de protección personal.

Colocación de señalamientos preventivos en sitios estratégicos y de gran visibilidad. Restringir el paso de personal ajeno a las instalaciones. Bitácora de personal autorizado y visitantes. Supervisión y seguimiento para el cumplimiento en el uso de equipo de protección personal.

Mantenimiento a las señalizaciones preventivas Limpieza al área de Plataformas, disposición adecuada de residuos peligrosos y no peligrosos. Almacenamiento de materiales en contenedores o instalaciones adecuadas. Supervisión y seguimiento para el cumplimiento en el uso de equipo de protección personal.

de 29




Tabla No. VI.7.- Impactos a las actividades locales. ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO




Economía local. (Permanentemente)

Procurar empleo considerando mano de obra local. Procurar el consumo de materiales dentro de la región.

Proponer el consumo de materiales dentro de la región.

Generación de empleo considerando mano de obra local.

de 29




Tabla No. VI.8.- Impactos en la Seguridad e Higiene Industrial al personal de la compañía ejecutora de la obra. ACCIONES EN LAS DIFERENTES ETAPAS DEL PROYECTO

MEDIDAS PREPARACIÓN DEL SITIO (TRÁSLADO

Y POSICIONAMIENTO DE LA BARCAZA)



Reglamento Permanente de Seguridad e Higiene

Proveer al personal del equipo necesario para desarrollar las actividades de forma segura.

Capacitación y adiestramiento del personal. Proveer al personal del equipo necesario para desarrollar las actividades de forma segura. Identificar las zonas riesgosas durante los trabajos de construcción

Adiestramiento en planes de contingencias locales y de Activo. Señalamientos en las zonas de peligro.

Control de Ruido. (Permanente en las 2 primeras etapas).

Cumplir con los límites permisibles de ruido para motores de combustión interna de fuentes fijas.

Cumplir con los límites permisibles de ruido para motores de combustión interna para fuentes fijas. ---

Plan de Contingencias. (En Forma Permanente)

Cursos de capacitación al personal Difusión de las acciones de emergencia. Simulacros de accidentes.

Equipo necesario para la atención a contingencias Cursos de capacitación al personal Difusión de las acciones de emergencia. Simulacros de accidentes.

Equipo necesario para la atención a contingencias Cursos de capacitación al personal Difusión de las acciones de emergencia. Simulacros de accidentes.

de 29

MANIFIESTO DE IMPACTO AMBIENTAL MODALIDAD PARTICULAR PROYECTO: DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A” EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN


VI.2 Impactos residuales. La construcción e instalación del Proyecto: DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN

DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS

CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”, se realizará en una zona cuyo tirante máximo

de agua es de 50.00 m, lo que hace que el sitio de instalación sea una zona de poca

presencia de algas; como se puede observar en la matriz de impacto en los rubros de

Flora y Fauna, éstos indicadores ambientales no alcanzan valores elevados en cuanto a

impactos debido a la profundidad y al tipo de proyecto, por lo que las acciones

planteadas como medidas de mitigación serán efectuadas de tal forma que

indubitablemente, se podrá tener la seguridad que éstos resultarán impactados de

manera poco significativa.

PEMEX Exploración y Producción y la Contratista, determinarán el trazo definitivo

basado en los resultados de los estudios de Geotécnia Y Geofísicos efectuados, de tal

manera que el corredor Carpa “B” – Marsopa – Bagre “A” esta definido para efectuar la

alineación del trazo definitivo basado en dichos estudios (Ver Anexo “F” Croquis y

Planos del Conjunto del Proyecto), por lo que el tendido de la línea submarina se

situará sobre fondos formados en el caso de Carpa “A” (Carpa – 101) a Marsopa por

arena fina calcárea, arena fina arcillosa calcárea y arcilla arenosa calcárea y en el caso

del corredor Marsopa a Bagre “A” el lecho marino está formado principalmente por

arcilla arenosa muy blanda y arena fina arcillosa con fragmentos de conchas y rocas,

para el caso del tercer corredor (Carpa-101 a Carpa “B”), el fondo marino se describe

como una delgada capa de sedimentos no consolidados que están constituidos por

suelos arcillo – limoso de consistencia muy blanda con presencia de numerosos

fragmentos de conchas. El espesor de sedimentos no consolidados presenta un

comportamiento sin tendencia definida y discontinuo debido a la presencia de

formaciones Arrecifales aflorantes y sepultadas bajo el lecho marino. Los espesores

fluctúan aproximadamente de 0.00 m a 4.50 m Los materiales están constituidos

principalmente por arcillas con alto contenido de carbonatos, Arcilla limosa, muy

de 29



arenosa, muy blanda, de color gris obscuro, con numerosos fragmentos de conchas y

Arena fina a gruesa.

Dicho trazo evitará cualquier desarrollo bentónico, basado en dichos estudios, por lo

que se contemplan impactos de carácter residual poco significativos, ya que el dragado

contempla el depósito de los lodos del dragado sobre la misma zanja que se va

abriendo por medio del dispositivo llamado arado, dicho dragado se efectúa con chorro

de agua impulsada con aire a presión.

Cabe señalar que el estudio de geotécnia se realizó tomando retículas efectuadas de la

siguiente manera:




resolución, incluyendo información general de suelos de cuatro muestras del fondo marino.

El segundo, describe el corredor del levantamiento geofísico de 0.4 km por 14.17 km (5.67 km2) o (0.25 millas por 8.8 millas) denominado MARSOPA a BAGRE-“A”. Este








de 29



Éstos reportes se presentan en el Anexo “D” (Evaluación Ingenieril-Geológica del

corredor CARPA-101 a MARSOPA; Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Marsopa

“A” a Bagre “A” y Estudio Geofísico de Alta resolución Acústica en la localización

denominada Carpa-101 (Incluye Carpa “B”).

Por otra parte, la preparación de la tubería (Limpieza, Recubrimientos anticorrosivos,

protección mecánica, lastrado, etc.), se realizará en los patios o talleres de la contratista

encargada de la construcción, por lo que no existirán impactos de carácter residual

generados por estas actividades en el sitio de instalación (zona marina). El único

impacto de carácter residual identificado durante la etapa de operación y mantenimiento

es por los restos de comida triturada que se podrían arrojar al mar, sin embargo esto es

poco significativo por el número bajo de trabajadores y por el impacto un tanto benéfico

para organismos nectónicos y bentónicos.

Dentro del análisis de los impactos generados por el proyecto, se identifica que la

mayoría son temporales, dado por los mecanismos de autorregulación de la naturaleza,

duración de las actividades, características de las obras y aplicación de medidas de

prevención y mitigación.

El único impacto residual detectado, es el del abandono de la tubería (previa limpieza y taponamiento), cuando concluye su tiempo de vida útil, dado al factor

geología y geomorfología, ya que no se recuperará el espacio que ocupa el ducto. Sin

embargo, dado a la profundidad de ubicación y características físicas, no representa un

riesgo al ambiente, por lo que no se requiere de un programa de monitoreo ambiental.

Así mismo, los valores subjetivos de las medidas de mitigación para el caso de la fauna

de la zona, indican que éstos serán aceptables considerando que en la zona y la región

destacan especies de interés comercial, cabe señalar, que si bien en la zona se conoce

de 29



de la existencia de especies faunísticas incluidas en la Norma Oficial Mexicana 059-

SEMARNAT-2001, estas no se verán afectadas por ninguna de las etapas del proyecto.

Por último, se manifiesta que las medidas de mitigación propuestas para este rubro,

alcanzarán un alto grado de efectividad de tal forma que los elementos adversos

detectados durante la evaluación, se verán abatidos en su totalidad, no apreciándose

efectos de carácter residual importantes al entorno.

de 29



VII PRONÓSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS.

VII.1 Pronóstico del escenario. En los capítulos anteriores fueron descritos los impactos que potencialmente podrían

ocasionar las actividades inherentes al desarrollo de la obra DISEÑO, PROCURA Y


PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”, de igual forma fue

desarrollada para cada caso la(s) medida(s) de mitigación propuestas, los elementos de

juicio utilizados para elaborar las medidas de mitigación correspondientes a cada una

de las actividades consideradas en la matriz de Leopold ponderada (designada como

matriz de impacto, en el Anexo J), están dados por la Normatividad vigente en materia

de Impacto Ambiental de acuerdo a Normas Nacionales e Internacionales de calidad

verificadas por la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA),

Secretaría de Marina (SM), Organización Marítima Internacional (OMI) y Secretaría de

Comunicaciones y transportes (SCT) respectivamente y las Normas de la Ley General

del Equilibrio Ecológico aplicables a los sistemas ambientales emitidas por SEMARNAT,

incluyendo los Reglamentos de la propia Ley y la Normatividad Oficial Mexicana en

materia ambiental para cada caso específico, así como los Procedimientos específicos

para actividades de instalación de este tipo de Proyecto de PEMEX-Exploración y

Producción.

Por lo anterior, de acuerdo a los resultados arrojados por los estudios de geotecnia y

Geofísicos realizados para los corredores Carpa 101 (que incluye Carpa “B”), Carpa

101 – Marsopa y Marsopa – Bagre “A”, se infiere que el desarrollo del Proyecto, se

instalará en fondo marino eligiéndose el trazo más idóneo para su instalación, siendo

éste un fondo arenoso a limoso sin desarrollos de carácter arrecifal o bentónico, siendo

aprobado el trazo por PEMEX Exploración y Producción, una vez presentados los

planos definitivos.

de 29



La mayoría de los impactos identificados son temporales, los cuales serán recuperados

por los mecanismos de autorregulación y estabilización de la naturaleza o en su defecto

se les aplicarán medidas de prevención y mitigación.

Una vez concluidas las obras, el escenario ambiental volverá a sus condiciones

naturales, siendo permanente el mantenimiento al oleogasoducto (tiempo de vida útil),

sin que ello implique la alteración del medio natural o socioeconómico.





VII.2 Programa de Vigilancia Ambiental. En lo referente a la verificación de la realización de las actividades de mitigación debe

mencionarse que deben realizarse las anotaciones adecuadas de todas las acciones

que se llevan a cabo, mediante los procedimientos ya establecidos para ello. En el

Anexo “M”, se incluye el “Procedimiento para registrar dentro de la bitácora ambiental,

el cumplimiento de los términos y condicionantes emitidos por el Instituto Nacional de

Ecología” (actualmente DGIRA de SEMARNAT), clave 249-22100-AD-01, que utiliza

PEMEX Exploración y Producción en todas las áreas de la Región Norte involucradas

dentro del proceso de construcción, operación y mantenimiento de las obras. Cabe

mencionar que incluido dentro del transporte de personal en la etapa de Operación y

Mantenimiento, se realizan sobrevuelos con helicóptero, verificando que no existan

impactos al entorno por las instalaciones.

de 29



VII.3 Conclusiones. Con base en las características ambientales que presenta el área donde se realizará el

proyecto: DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø

X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE

“A”, se identificaron los impactos ambientales positivos y negativos, a través de

metodología actual y congruente al tipo de proyecto, así mismo se generaron

alternativas para mitigar o atenuar los efectos ambientales negativos que en su mayoría

se identifican como poco significativos al medio ambiente, logrando su recuperación

paulatina y a corto plazo cuando finalicen las actividades proyectadas, permitiendo

concluir:

1. Durante las diferentes actividades que se realizarán no se aprovecharán los

recursos naturales de la zona marina en donde se realizará el proyecto, a excepción

del agua a utilizar para las pruebas hidrostáticas que será tomada del mar.

2. El área actual donde se desarrollará la construcción e instalación del oleogasoducto

marino se encuentra frente al municipio de Tuxpan, Ver., aproximadamente entre 20

y 34 Km. en dirección Este – Sureste de Túxpan, Veracruz, con un tirante de agua

de 49.00 a 50.5 m de profundidad.

3. La flora esta representada por especies de algas y la fauna por diferentes especies

de peces, crustáceos, elasmobranquios, cefalópodos, etc.

4. En relación con las 4 Etapas del proyecto, se presentan repercusiones mínimas en

el medio, considerando que las actividades que podrían generar residuos peligrosos,

se desarrollarán en los patios o talleres de la contratista encargada de la realización

de los trabajos, por lo que estos serán dispuestos de acuerdo a Normas en tierra.

5. Las afectaciones más significativas al medio serán en la fase de instalación de línea

regular (Tendido y Dragado de la línea), afectando principalmente a factores del

ambiente como son el aire, agua y el fondo marino, sin embargo, estas afectaciones

serán mínimas y temporales, desapareciendo al término de la etapa, así mismo,

serán atenuadas mediante las medidas de mitigación propuestas para cada

de 29



actividad desarrollada durante esta etapa, por lo que se deben realizar programas

de inspección y supervisión del proyecto.

6. El presente proyecto a realizarse es factible desde el punto de vista ambiental, ya

que se deduce no habrá afectación severa o moderada al entorno, dicho proyecto es una ampliación de la infraestructura petrolera presente en el área, la cuál se

puede observar en la carta publicada por la Dirección General de Oceanografía

Naval Costa Este, de la Secretaría de Marina, carta batimétrica S.M. 810 Tampico a

Punta del Morro; Escala 1:250,000.

7. En el desarrollo de las diferentes actividades en las fases de instalación,

construcción, operación-mantenimiento y abandono del sitio deberán observarse

todas las medidas y disposiciones dados por la normatividad vigente en materia de

Impacto Ambiental de acuerdo a Normas Nacionales e Internacionales de calidad

verificadas por la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA),

Organización Marítima Internacional (OMI) y Secretaría de Comunicaciones y

transportes (SCT) respectivamente, y las Normas de la Ley General del Equilibrio

Ecológico aplicables a los sistemas ambientales emitidas por SEMARNAT,

incluyendo los Reglamentos de la propia Ley y la Normatividad Oficial Mexicana en

Materia Ambiental para cada caso específico.

8. Durante la fase de construcción:

a).- Se incorporan procedimientos de control de calidad a las instalaciones, así

como a los medios de transportes marítimos según el reglamento de la Secretaría

de Marina para embarcaciones rápidas.

b).- Las tuberías de líneas regular, ascendente y cuello de ganso que se suministre

a PEP y/o accesorios por la contratista considerando las características de

construcción e instalación serán adecuadas a los estándares Nacional e

Internacional vigentes.

c).- En la tubería aérea a instalar se aplicará el procedimiento de protección

anticorrosiva, empleando la normatividad vigente para evitar el inicio de procesos

corrrosivos por intemperismo.

de 29



d).- Se establecerá la supervisión, verificación, inspección y vigilancia en las

diferentes fases del proceso, desde la instalación – posicionamiento de la barcaza,

construcción, instalación de la línea regular, interconexión de Oleogasoducto,

pruebas y puesta en operación.

e).- Se supervisará y documentará que las aguas residuales de carácter doméstico,

sean tratadas antes de su disposición en el mar (planta de tratamiento de la

embarcación), cumpliendo dicha descarga con lo señalado en la Norma Oficial

Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996, efectuándose lo señalado en los

Procedimientos para Manejo, Tratamiento y Disposición de Aguas Residuales

Aceitosas y Aguas Residuales de Servicio Doméstico (Ver Anexo “P”). f).- Supervisar que los productos que se empleen para la realización de la prueba

hidrostática (Colorante e Inhibidor de corrosión), sean biodegradables y que se

puedan utilizar con agua de mar.

g).- El agua resultante de la prueba hidrostática deberá estar libre de sólidos


h).- Antes y después de efectuada la prueba hidrostática, se tomará una muestra de

agua (análisis por laboratorio acreditado por la EMA), para que al finalizar dicha

prueba se constate que el agua a verter al mar cumpla con los parámetros

señalados en la NOM-001-SEMARNAT-1996 “QUE ESTABLECE LOS LÍMITES

MÁXIMOS PERMISIBLES DE CONTAMINANTES EN LAS DESCARGAS DE

AGUAS RESIDUALES EN AGUAS Y BIENES NACIONALES”.

9. Durante la etapa de operación y mantenimiento, no se deberá:

a).- Exceder la presión de operación establecida, para tuberías de conducción,

(capacitar al personal que opera los dispositivos de control y las operaciones

fundamentales de las instalaciones que se encuentran en el área del proyecto).

b).- Capacitar al personal para que opere en forma correcta los dispositivos

manuales de control, evitando al máximo los errores humanos de operación.

c).- Implementar el uso de una bitácora en donde se registren todas las actividades

de operación y mantenimiento, el cual deberá indicar el responsable y el ejecutor.

de 29



10. El proyecto se encuentra en estrecha vinculación con el PLAN NACIONAL DE

DESARROLLO 2001-2006, el PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2001-2006,

el PLAN DE DESARROLLO DEL ESTADO DE VERACRUZ 1999–2004,

fortaleciendo al sector energético y coadyuvando de forma indirecta en el desarrollo

económico de los gobiernos involucrados.

11. Todas las embarcaciones cumplirán con lo estipulado en cuanto a equipo de

tratamiento de aguas negras y de sentinas señalado en el Convenio Internacional del

SOLAS 74/78 (Safety of Life AT SEA) y el Convenio Internacional MARPOL 73/78 y de

sus enmiendas emitidas a la fecha de la formalización del contrato y durante la

vigencia del mismo, de igual manera deberá cumplir con el Protocolo de Montreal

incluyendo sus Enmiendas y Modificaciones a la fecha del contrato, así como del

Decreto de Promulgación del Convenio sobre la Diversidad Biológica.

12. El proyecto estará de acuerdo y con estricto apego a lo especificado en la última




ecológico de la región,

13. Se contará dentro de la organización de la contratista (etapas de Preparación del sitio

y Construcción) para el desarrollo del proyecto, con las áreas de Seguridad Industrial y

Protección Ambiental quienes serán los responsables de la planeación y cumplimiento

en estas materias para la ejecución de los trabajos objeto del contrato, así como de la

implantación y seguimiento del(os) plan(es) de control (gestión) de Seguridad e

Higiene, Salud Ocupacional y Protección Ambiental.

14. Se exigirá el uso obligatorio del equipo de protección personal requerido de acuerdo a

las actividades a desarrollar en las diferentes etapas del proyecto.

15. El contratista y PEMEX-Exploración y Producción serán responsables del manejo y

disposición final de los residuos que se generen por la ejecución del presente proyecto

para lo cual se contará con empresas autorizadas en el manejo y disposición de

de 29



residuos peligrosos que se requieran, así como con una supervisión rigurosa de dicho

manejo.

16. Se cumplirá con los requerimientos del sistema para permisos de trabajos con riesgo.

17. El contratista deberá de llevar una bitácora ambiental durante la ejecución de los

trabajos del proyecto, en la que se registre el seguimiento del cumplimiento de

términos y condicionantes del(s) oficio(s) resolutorio(s), para lo cual podrá usar el

formato de P.E.P. S1-SIPA-F-0006 o similar.

18. El contratista deberá desarrollar sus procedimientos o Planes de Atención a

Emergencias (huracanes, fugas, derrames, fuego, explosión, emergencias médicas,

etc.) de acuerdo al lineamiento de P.E.P. y a los planes internos de P.E.P., que serán

proporcionados al formalizar el contrato.

19. Para garantizar la integridad del personal durante sus actividades costa afuera, el

contratista debe considerar durante el desarrollo del proyecto tener disponible en los

sitios de trabajo el equipo de sobrevivencia de acuerdo a lo establecido en la Ley de

Navegación, título primero y título tercero, capítulo VII, OMI Convenio Internacional

para la Vida Humana en el mar/1974, Convenio Internacional de la Seguridad IGS,

SOLAS 74/78 y de sus enmiendas emitidas a la fecha de la formalización del contrato

y durante la vigencia del mismo.

Por último y de conformidad con el análisis de la información contenida en el presente

estudio, se determinó que con la ejecución del proyecto se generarán impactos a los

componentes ambientales susceptibles de ser modificados; en su mayoría serán

temporales, reversibles y de magnitud en un ámbito puntual, por lo que la importancia

será no significativa, concluyendo que el proyecto denominado: DISEÑO, PROCURA Y


PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”, bajo el cumplimiento de la

normatividad señalada, condiciones y bases establecidas en este estudio es AMBIENTALMENTE FACTIBLE.

de 29



VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES.

VIII.1 Formatos de presentación. VIII.1.1 Planos definitivos. Los croquis y planos del área del proyecto, se exhiben en el apartado VIII.2 Otros Anexos mostrándose de la siguiente manera:

Anexo “A”: Plano General de Localización tomado de una sección de la carta

publicada por la Dirección General de Oceanografía Naval Costa Este, de la Secretaría

de Marina, carta batimétrica S.M. 810 Tampico a Punta del Morro; Escala 1:154,000.

Anexo “E”: Carta de Ubicación Física del proyecto tomado de la carta topográfica

emitida por INEGI escala 1: 250 000.

Anexo “F”: Croquis y planos del conjunto del proyecto con la distribución total de la

infraestructura permanente, los cuales se describen en el punto siguiente, VIII.2 Otros

anexos.

VIII.1.2 Fotografías. Para este proyecto el grupo interdisciplinario de trabajo, ha elaborado el Anexo “O”

(Fotografías) que se adjunta en el presente documento. En ellas se han incluido

elementos representativos de la zona dado que recordamos es una obra marina.

VIII.1.3 Videos (Opcional). Como se ha venido indicando es un proyecto netamente marino optándose por la

elaboración de una memoria fotográfica Anexo “O” (Fotografías).

de 29



VIII.1.4 Listas de flora y fauna. En el capitulo IV se describen ampliamente la variedad de especies tanto de flora y

fauna dentro del área de influencia del proyecto, incluyendo especies protegidas, que

en su mayoría son migratorias o estacionales, no reportándose para la zona especies

endémicas, recordando que la obra es marina-subacuatica, la cuál tendrá una longitud

estimada de 36,000 metros y la línea regular estará instalada a una profundidad que va

de 49.00 a 50.90 m, por lo que no causará alteraciones o afectaciones al medio

ambiente, aun para las especies dentro de la NOM-059-SEMARNAT-2001; y

relacionadas a la 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, así como a las Zonas Naturales Protegidas.

VIII.2 Otros anexos. Se han incluido en el apartado de otros anexos, los que a continuación se describen:

Anexo “A”: Plano General de Localización tomado de una sección de la carta

publicada por la Dirección General de Oceanografía Naval Costa Este, de la Secretaría

de Marina, carta batimétrica S.M. 810 Tampico a Punta del Morro; Escala 1:154,000.

Anexo “B”: Copia simple de Ley Orgánica de PEMEX

Anexo “C”: Copia de oficio de nombramiento del Ing. Arturo Alfredo Musalem Solís

como Coordinador de Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación.

Anexo “D”: Evaluación Ingenieril-Geológica del corredor CARPA-101 a MARSOPA,

Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Marsopa “A” a Bagre “A” y Estudio Geofísico

de Alta resolución Acústica en la localización denominada Carpa-101 (Incluye Carpa

“B”).

Anexo “E”: Carta de Ubicación Física del proyecto tomado de la carta topográfica

emitida por INEGI escala 1: 250 000.

de 29



En el Anexo “F”, se presentan los siguientes croquis y planos del conjunto del proyecto

con la distribución total de la infraestructura permanente destacando que para éste caso

no existirán obras asociadas y obras provisionales. 1. MAPA DEL ÁREA (MARSOPA – BAGRE “A”)


MARSOPA “A” A BAGRE “A”

3. SECCIONES MAPAS DE LA RUTA DE LA TUBERÍA MARSOPA “A” A BAGRE “A” (PLANO DE




MARSOPA “A” A BAGRE “A” (PLANO DE ISOPACAS).


CARPA 101 A MARSOPA (PLANO DE ISOPACAS).

6. SECCIÓNES MAPAS DE LA RUTA DE LA TUBERÍA CARPA 101 A MARSOPA (PLANO DE



7. TIPICO DE UNA ESTACIÓN DE BOTONES

8. DETALLE DE CONEXIÓN ELÉCTRICA

9. TIPO DE INSTALACIÓN DE VÁLVULA DE CORTE DE BOLA CON ACTUADOR

HIDRONEUMÁTICO.

10. LOCALIZACIÓN GENERAL DE LOS TRABAJOS.

11. LOCALIZACIÓN DE PLATAFORMAS CARPA, CARPA “B” y MARSOPA).

12. ARREGLO GENERAL DE INFRAESTRUCTURA MARSOPA - BAGRE “A”.

13. LOCALIZACIÓN DE PLATAFORMAS MARSOPA - BAGRE “A”.

14. ARREGLO GENERAL DE LA INFRAESTRUCTURA CARPA – MARSOPA.

15. ABRAZADERA TIPO PARA DUCTO ASCENDENTE.

16. DEFENSA TIPO PARA DUCTO ASCENDENTE.

17. CUBIERTA INFERIOR DE LA PLATAFORMA BAGRE “A”.

18. CUBIERTA INFERIOR DE LA PLATAFORMA MARSOPA.

19. PERFIL DE ALINEAMIENTO.

Planos Estudio Geofísico en Localización Carpa 101:

20. ANÁLISIS SÍSMICO ESTRATIGRÁFICO

21. PERFIL LÍNEA CENTRAL (W-E)

de 29



22. PERFIL LÍNEA CENTRAL (N-S)

23. RIESGOS

24. ESTRUCTURAL PROFUNDO

25. ESTRUCTURAL SOMERO

26. ISOPACAS

27. BATIMETRÌA Y EVENTOS EN EL LECHO MARINO

28. POSICIONAMIENTO

29. ESTRUCTURAL PROFUNDO 2

30. ESTUDIO GEOFÍSICO CARPA-101 (LINEA CENTRAL –8) N-S, E-W, S-N.




Anexo “G” Catálogo de conceptos para el presente proyecto.

Anexo H: Procedimientos y/o Documentos Constructivos para la instalación del

oleogasoducto marino.









TEMPERATURAS







de 29


















PRODUCCIÓN).





PRODUCCIÓN).








SUBSIDIARIOS (SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PGPB).DOCUMENTO NRF-

001-PEMEX-2000 (AGOSTO 2000) TUBERIA DE ACERO PARA RECOLECCION Y

TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS AMARGOS COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE

de 29



PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS (SUBCOMITÉ TÉCNICO DE

NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN)








Anexo I: Matriz de efectos.

Anexo J: Matriz de impacto o cribada.

Anexo K: Plan General PEMEX de Contingencia por Derrames de Hidrocarburos en el

Mar.

Anexo L: Plan General de Emergencias para los Sistemas de Transporte por Tubería

Anexo “M”: Procedimiento para registrar dentro de la bitácora ambiental, el

cumplimiento de los términos y condicionantes emitidos por el Instituto Nacional de

Ecología.

Anexo “N”: “documento técnico justificativo para la creación de un área natural

protegida en el Sistema Arrecifal Lobos-Túxpan” elaborado por la Universidad

Veracruzana.

Anexo “Ñ”: Programa de Construcción Tentativo

Anexo “O”: Fotografías

Anexo “P”: Procedimientos para Manejo, Tratamiento y Disposición de Aguas

Residuales Aceitosas y Aguas Residuales de Servicio Doméstico.

Anexo “Q”: Hoja de Seguridad del Inhibidor de Corrosión.

Anexo “R”: Glosario de términos

Anexo “S”: Bibliografía

de 29



VIII.3 Glosario de términos. Para este proyecto se ha elaborado su glosario técnico correspondiente y se presenta

en el apartado de otros anexos de este documento (Anexo “R”).

de 5

ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL MODALIDAD RIESGO DE DUCTOS NIVEL 0 PROYECTO: DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”



I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

I.1 Promovente. 1. Nombre o Razón Social. PEMEX – Exploración y Producción.

Región Norte.

Activo Integral Poza Rica - Altamira

En el Anexo “A”, se muestra la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos

Subsidiarios publicada el 16 de julio de 1992 en el Diario Oficial de la Federación, el

organismo subsidiario PEMEX-Exploración y Producción, Región Norte, tiene como

objetivo la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su transporte,

almacenamiento en terminales y comercialización.

2. Registro Federal de Contribuyentes (anexar copia simple). PEP-920716-7XA

En el Anexo “B”, se muestra copia simple del Registro Federal de Contribuyentes de

PEMEX-Exploración y Producción.

3. Nombre y cargo del representante Legal (anexar copia certificada del poder respectivo en su caso).

Ing. Arturo Alfredo Musalem Solís Coordinador de Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación.

Edificio Administrativo Región Norte.

Col. Herradura, interior del campo PEMEX.

Poza Rica, Veracruz.

C.P. 93370

de 5




Teléfono directo: 01(782) 8261268

Correo electrónico: [email protected]

En el Anexo “C”, se muestra el nombramiento del Ing. Arturo Alfredo Musalem Solís

como Coordinador de Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación.

4. Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del Representante Legal.

Registro Federal de Contribuyentes: MUSA590925-00

Cédula Única de Registro de Población: MUSA590925HDFSLR02

En el Anexo “M”, se muestra copia simple del RFC y CURP del Representante Legal.

5. Dirección del promovente o de su Representante Legal para recibir u oír notificaciones.

Ing. Rogelio B. Morando Sedas Subdirector de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional, Protección Ambiental y

Calidad.

Pirámide de Petróleos Mexicanos Boulevard Adolfo Ruiz Cortines No. 1202, 10° piso,

Fraccionamiento Oropeza.

Villahermosa, Tabasco.

C. P.: 86030

Teléfono: (993) 316 5618, Ext. 21041, 21701

Conmutador: 01(993) 310 6262


Ing. Juan Raúl Gómez Obele Gerente de seguridad Industrial, Salud Ocupacional, Protección Ambiental y Calidad.

Edificio Administrativo PEMEX 2° piso

Col. Herradura, Interior del campo PEMEX.

de 5





C. P.: 93370

Teléfono Directo: 01(782) 826 1215 Ext. 33401


Ing. Arturo Alfredo Musalem Solís Coordinador de Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación.

Edificio Administrativo Región Norte.

Col. Herradura, interior del campo PEMEX.


C.P. 93370

Teléfono directo: 01(782) 8261268


6. Actividad productiva principal. De acuerdo a la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

publicada el 16 de julio de 1992 en el Diario Oficial de la Federación, el organismo

subsidiario PEMEX Exploración y Producción, Región Norte, tiene como objetivo la

exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento

en terminales y comercialización.

7. Número de trabajadores equivalente. En virtud que el presente proyecto se someterá a proceso licitatorio de acuerdo a la Ley

General de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas, el número de

trabajadores tanto obrero como especialistas es indeterminado.

Sin embargo y de acuerdo a datos aproximados obtenidos para obras similares,

proporcionados por el departamento de Servicios de Apoyo Operativo (SAO), del Activo

Integral Poza Rica - Altamira, se considera que el personal mínimo propuesto por la

de 5




compañía licitante, fluctuará alrededor de 240 personas en un periodo aproximado de

240 días, por lo que este valor se sitúa en un aproximado de 263.04 horas trabajadas.

8. Inversión estimada en Moneda Nacional. El costo total requerido de inversión del proyecto, que incluye el Diseño, Procura y

Construcción del Oleogasoducto, será del orden de los $553´000,000.00 (Quinientos

cincuenta y tres millones de pesos 00/100 M.N.).

I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental. 1. Nombre o Razón Social. Profesional Madero, S.A. de C.V.

En el Anexo “D” se muestra copia de Acta constitutiva de la empresa Profesional

Madero, S.A. de C.V. y sus modificaciones.

2. Registro Federal de Contribuyentes. PMA-000825-1N3

En el Anexo “E” se muestra copia simple de cédula Fiscal de Profesional Madero, S.A.

de C.V.

3. Nombre del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental. Biól. Carlos Hernández Rodríguez.

4. Registro Federal de Contribuyentes, Cédula Única de Registro de Población, y

número de cédula profesional del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental (anexar copia simple de cada uno).

RFC : HERC 610920 GN8

CURP : HERC 610920 HTSRDR 06

de 5




Cédula Profesional: 970395

En el Anexo “F” se muestra copia simple de los documentos del responsable de la

elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.

5. Dirección del Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental. Calle: Haití No. 1906

Colonia: Ricardo Flores Magón

Código Postal: 89460

Entidad Federativa: Tamaulipas

Municipio o delegación: Ciudad Madero

Teléfono/Fax: 01 (833) 2 10 15 77


de 5




II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL DUCTO.

II.1 Nombre del Proyecto. DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM.

DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A”

1. Descripción de la Instalación. El presente proyecto pertenece al Activo Integral Poza Rica - Altamira y se refiere a la

construcción de un oleogasoducto marino de 16” de diámetro; con una longitud

aproximada de 36 Km. El ducto estará conformado por dos tramos, el primero con una

longitud de 22 Km. que irá desde la Plataforma Carpa “B” hasta la Plataforma Marsopa

y el segundo con una longitud de 14 Km. que irá desde la Plataforma Marsopa hasta la

Plataforma Bagre “A”.

Las tres plataformas se encuentran localizadas al norte del Estado de Veracruz. En ese

sentido el Activo Integral Poza Rica Altamira de PEMEX-Exploración y Producción, ha

realizado anteriormente actividades semejantes en regiones terrestres y marinas del

noreste del país.

Caracterización Técnica Para el aprovechamiento del aceite y gas, es necesaria la construcción de dicho

oleogasoducto, que incluya trabajos de instalación, interconexión y puesta en servicio,

cabezales sobre cubierta e interconexión de separadores de prueba, considerando

como capacidad máxima para transportar hasta 40,000 BPD (Barriles por día).

La producción de mezcla gas/crudo será enviada a través de un oleogasoducto de 16’’

de Ø, de la Plataforma Carpa “B” pasando por la Plataforma Marsopa hasta llegar a la


de 5





existente.



un lastre de concreto, teniendo una longitud para el primer tramo del ducto, de 22,000

m.l. (22 Km.) y para el segundo tramo del ducto 14,000 m.l. (14 Km.), mismas que

estarán enterradas a 1 m bajo la superficie del lecho marino mediante el sistema de

dragado con agua impulsada por aire a presión.














abastecedor). En las tablas II.1.1.1 y II.1.1.2 se presentan las condiciones de operación



de 5




Tabla No. II.1.1.1- Condiciones de operación del cabezal de recolección de pozos de la Plataforma Carpa.




40 25 10 30 15 4 50 25 15 60 30 25

Tabla No. II.1.1.2.- Condiciones de operación del cabezal de recolección de pozos de la Plataforma Marsopa.

CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS DE LA PLATAFORMA MARSOPA PERFORACIÓN



20 20 2 15 13.5 1 45 37 28 45 30 20


Bagre-“A”.





de 5











siguiente:












técnica 3.0411.02. Lastre de concreto. Para que las tuberías submarinas tengan el peso requerido, de tal forma que venzan la


de 5











tendido.











Fase Constructiva. Fabricación de todos los elementos, instalación de ducto ascendente y curvas de

expansión, protección anticorrosiva, lastrado, manejo de tubería (lastrada, desnuda y

con recubrimiento anticorrosivo), soldaduras, inspección radiográfica, ultrasonido,

durezas, calificación de soldadores, tendido de línea marina, pruebas hidrostáticas en

línea y válvulas, corrida de diablos para limpieza inertizado, protección anticorrosiva y

todos los requeridos en la fase constructiva

de 5




Todo lo anterior estará conforme a la ingeniería de proyecto.

Caracterización Ambiental Para la realización de la caracterización ambiental del proyecto, se realizaron las

siguientes Evaluaciones del lecho marino, las que se tomarán como base (contratista),

para ubicar el trazo del oleogasoducto.

1.- Evaluación Ingenieril-Geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa.

2.- Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Marsopa a Bagre “A”.

3.- Estudio Geofísico de Alta resolución Acústica en la localización denominada Carpa-


Estos reportes geotécnicos engloban los 36 Km. estimados del corredor Carpa “B”-

Marsopa – Bagre “A”, así como las zonas de los disparos submarinos para

interconexiones futuras con otras plataformas, dichos reportes fueron elaborados por

Fugro-Chance de México S.A. de C.V., Constructora Subacuática Diavaz S.A. de C.V. y

Racal Survey Mexicana, S.A. de C.V., reportes que describen las condiciones generales

del fondo marino y las condiciones geológicas someras que pudieran afectar la

instalación, operación o el diseño de una tubería submarina.





marino.




de 5



















Válvulas: Las especificaciones de las válvulas serán de acuerdo al diseño de la ingeniería

(NACE-MR-0175 y API 6D y 6FA), mencionando entre otras: válvulas de bloque, de

desvío, de seguridad, de bola, etc.

La selección del material de la tubería para la fabricación de accesorios, será en

concordancia con las Normas PEMEX CID-NOR-N-SI-0001, API-5L, ASME B31.8,

DNV-OS-F101, API-RP-1111 considerando las condiciones de operación y ambientales.

de 5




2. ¿El ducto se encuentra en operación? No, el ducto entrará a la fase de licitación en concordancia con la Ley de Obras

Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.

3. Planes de crecimiento a futuro. A corto plazo se contempla la instalación de la Plataforma Carpa “B” y la interconexión

a futuro mediante los disparos submarinos a efectuarse de las plataformas Carpa “A”

(A futuro), Bagre “C” (a futuro) y Bagre “D” (a futuro); el proyecto cubre sin dificultad

una mayor demanda, de acuerdo a los requerimientos de capacidad de plataformas en

operación y en proyecto. Cabe hacer mención que la obra entrará en operación una

vez obtenidos los permisos correspondientes y aprobado el presupuesto.

4. Vida útil del ducto y sus instalaciones. Las etapas de preparación del sitio y construcción se estima se realicen en un periodo

aproximado de 365 días (doce meses), la etapa de operación y mantenimiento se

conforma por un periodo aproximado de 20 años. Una vez asignado el contrato bajo el

esquema de Diseño, Procura y Construcción, la compañía ganadora de la licitación

realizada conforme a la Ley de adquisiciones y Obras Públicas y Servicios relacionados

con las mismas, se elaborará el programa de construcción correspondiente.

5. Criterios de ubicación. 1. Evaluación Ingenieril-geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa (ver Anexo

“G”). 2. Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Marsopa a Bagre “A” (ver Anexo “G”).

3. Evaluación Ingenieril-Geológica del corredor Carpa-101 a Carpa “B” (ver Anexo “G”).

Estos estudios proporcionaron las condiciones mecánicas del subsuelo marino, la

resistencia lateral del subsuelo, los factores de seguridad y la capacidad de carga del

lecho marino.

de 5




4. Inexistencia de Ecosistemas críticos, así como de Zonas Arrecifales. Los

mencionados en los reportes del Anexo “G” (Estudios geotécnicos) se refieren a

arrecifes compactados en el subsuelo que existieron en otra época geológica, los

que se encuentran enterrados a 1 m y 2.8 m (debajo del lecho marino).

5. Zona no inmersa en áreas naturales protegidas.

Punto resaltante es el hecho de que la zona no esta considerada dentro de las 6 Áreas

Naturales Arrecifales Protegidas (INE 1997) Costas Mexicanas (Golfo de México).

El 5 de junio del 2003 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) un Decreto

en el que se pretende declarar como Área Natural Protegida con el carácter de Área de Protección de Flora y Fauna a la zona conocida como Sistema Arrecifal Lobos-Tuxpan que cuenta con una superficie total de 52,500 hectáreas, localizada

frente a las costas de los municipios de Tamiahua y Tuxpan, Ver. Incluye los arrecifes

Lobos, Tanhuijo, Enmedio, Blanquilla y Túxpan (21°32' N y 97°17' W).




Lobos-Tuxpan” propuesta para su decreto.

De los arrecifes anteriormente señalados, los que se encuentran más cercanos al sitio

del proyecto son:




de 5




Por la cercanía de dichas Zonas Arrecifales se optó por la realización de los estudios

Geotécnicos para la definición del trazo y ubicación de posibles afloramientos

bentónicos, para evitar la construcción del oleogasoducto sobre cualquiera de estas

estructuras, resaltando que en el supuesto de modificar el trazo se tomará en cuenta

dicho estudio para buscar un trazo más idóneo sin salirse del área estudiada.

CRITERIOS TÉCNICOS 1. Ubicación de las plataformas Carpa “B” (por instalar), Marsopa, Bagre “A”, Bagre

“C” (a futuro), Bagre “D” (a futuro) y Carpa “A” (A futuro).

2. Evaluación Ingenieril-geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa.

3. Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Carpa-101 a Bagre “A”.



4. Cruces de otras líneas submarinas (El menor número de cruzamientos con otras

líneas).

5. Optimización del aprovechamiento de la trayectoria (La menor distancia entre las

plataformas, que determinan los puntos de origen y término de los ductos).

6. Los requerimientos en la conducción de los hidrocarburos.

7. Los impedimentos topográficos (estudios geofísicos y Geotécnicos del corredor).

8. Todas las estructuras, tubería de conducción (oleogasoducto) y servicios

cumplirán las especificaciones correspondientes.

9. Seguridad de las instalaciones:

Las conexiones del oleogasoducto de la Plataforma Carpa “B” a la Plataforma Marsopa

y de la Plataforma Marsopa a la Plataforma Bagre “A”, estarán basados en criterios de

ingeniería y diseño, con una correcta ejecución de la construcción y operación del

oleogasoducto marino, así como en procedimientos de construcción, Calidad,

Seguridad Industrial y Protección Ambiental, procedimientos calificados y certificados

de 5




tanto en materiales como en equipos que cubrirán las especificaciones requeridas por

PEMEX Exploración y Producción, para evitar daños al medio ambiente.

CRITERIOS SOCIOECONÓMICOS La ubicación del sitio representa económicamente una producción esperada de

40,000 BPD, a explotar en un periodo de 20 años, suministrando una mezcla de

gas/crudo en forma continua, confiable y segura de la Plataforma Carpa ”B” pasando

por Plataforma Marsopa hasta llegar a la Plataforma Bagre “A”, contribuyendo a

satisfacer la demanda Nacional de crudo y gas.

En los casos de las etapas de preparación y construcción, éste trabajo será eventual y

en su mayoría para personal calificado, en las funciones propias de cada actividad.

Para el caso del personal operario de forma regular para cada equipo o función

especifica, será personal de un nivel técnico de medio a alto con calificación específica

para cada labor.

II.2 Ubicación del ducto. a).- Descripción detallada de la ubicación del trazo del ducto, incluyendo accesos marítimos y terrestres. La obra principal a desarrollar se refiere a la construcción de un oleogasoducto marino

de 16’’ de diámetro por 36 Km. de longitud. El ducto estará conformado por dos tramos

de tubería lastrada, el primero de 22 Km. de longitud que partirá de la Plataforma Carpa

“B” hasta llegar a la Plataforma Marsopa y el segundo de 14 Km. de longitud que partirá

de la Plataforma Marsopa hasta llegar a la Plataforma Bagre “A”.

Las vías de acceso al proyecto serán principalmente por vía marítima partiendo del

puerto de Tuxpan, Ver., u otro puerto para embarcaciones de gran calado, o bien por

vía aérea, para lo cuál la embarcación principal contará con un helipuerto para recibir

helicópteros, mismo que contará con lo siguiente:

de 5




Helipuertos que cumplan con la nomenclatura API RP2L y/o la Normatividad

Internacional de la OACI (Organización de Aviación Civil Internacional), además de

cumplir con el NFPA-418. Dichos helipuerto(s) también será(n) inspeccionado(s) para

determinar las condiciones en que se encuentra(n) y confirmar que las embarcaciones

cumplan con las especificaciones establecidas. Así mismo, se presentará con

oportunidad la siguiente información:

• Certificado del helipuerto que cumpla con la capacidad mínima para recibir

helicópteros con un peso máximo de 7,000 libras o superior.

• Plano en planta de instalación de helipuerto.

• Planos del sistema contraincendio del helipuerto.

• Programas de mantenimiento actualizados del sistema contraincendio del

helipuerto.

• Señalización e iluminación para operaciones nocturnas.

• Procedimiento de recepción de helicóptero en el helipuerto.

• Procedimiento de emergencia en el helipuerto.

Ubicación Origen y destino del ducto:

Tabla II.2.1.-Localización de la instalación.

ZONA : Región Norte

ACTIVO : Activo Integral Poza Rica -Altamira

CAMPO : Carpa-Marsopa-Bagre

LONGITUD APROXIMADA : 36 Km

COORDENADAS UTM PLAT. CARPA “B” : X: 695 237.00; Y: 2 349 733.00

TIRANTE : 49.00 m

COORDENADAS UTM PLAT. MARSOPA : X: 701,753.00; Y:2´329,985.00

TIRANTE : 47.60m

COORDENADAS UTM PLAT. BAGRE “A”: X: 703,550.80; Y: 2´316,061.00

TIRANTE : 47.00 m

de 5




INSTALACIONES INVOLUCRADAS Plataforma Carpa “B”

Plataforma Carpa “A” (interconexión a futuro)

Plataforma Marsopa

Plataforma Bagre “A”

Plataforma Bagre “C” (interconexión a futuro)

Plataforma Bagre “D” (interconexión a futuro)

Oleogasoducto de 16” de diámetro X 36 Km. de longitud a instalar de las

Plataformas Carpa “B”-Marsopa - Bagre “A”.

Oleogasoducto de 16” de diámetro X 16 Km. de longitud de Bagre “A” a Batería

Punta de Piedra.

b).- Incluir un plano topográfico actualizado. La compañía ganadora de la licitación para la realización del presente proyecto, será la

encargada de la definición del trazo final del ducto, y elaboración de planos de trazo y

perfil, así como el diseño de la ingeniería conducente.

Por tratarse de zona marina, no existen zonas vulnerables o de interés (cruzamientos

con cuerpos de agua, carreteras, ductos, líneas de transmisión, de energía eléctrica,

vías de ferrocarril, asentamientos humanos, hospitales, escuelas, parques, mercados,

centros religiosos, áreas naturales protegidas, y zonas de reserva ecológica), a una

distancia de 500 m.

En el Anexo “H” se incluyen los siguientes croquis de ubicación con datos relevantes

para la identificación del sitio de instalación del proyecto.

• Croquis de ubicación, tomado del extracto del Plano Batimétrico Tampico a

Punta del Morro, Escala 1:154,000 publicada por la Dirección General de

Oceanografía Naval Costa Este de la Secretaría de Marina.

de 5




• Ubicación del proyecto, tomado del extracto de las cartas topográficas INEGI

Tamiahua F14-9 y Poza Rica F14-12, Escala 1:125,000.

III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.

III.1 Descripción del (os) sitio(s) o área(s) seleccionada(s). No aplica debido a que se realizo o esta ligado a una Manifestación de Impacto

Ambiental Modalidad Particular.

III.2 Características climáticas.

• Clima. Con base en la Carta de Clasificación Climática de W. Köppen, modificada por

Enriqueta García A. (1970), en lo que se conoce como la carta CETENAL-UNAM, el

área del proyecto se ubica dentro de la región con tipo de clima Aw, Cálido-Subhúmedo

con lluvias en verano, de humedad media, tal como se muestra en la siguiente imagen.

MAPA DE CLASIFICACIÓN CLIMÁTICA DE W. KÖPPEN

de 5




El clima de la región es cálido, siendo algo uniforme entre los meses de marzo y

septiembre, con un ambiente sofocante al medio día, que al atardecer refresca con el

viento del sureste; de octubre a febrero el clima se vuelve variado debido a los vientos

del norte que abaten la temperatura. Las temperaturas medias anuales oscilan entre

los 24.1 °C y los 25.5 °C.

• Temperatura promedio mensual, anual y extrema

La temperatura media mensual del sitio es relativamente estable, esto se refleja en una

variación del orden de 9.1º C, la temperatura media en la zona varía de los 18.5º C a

los 27.6º C. Las temperaturas extremas tienen un rango de variación muy amplio la

temperatura mínima registrada es del orden de 3.5° C, la cual se presentó en el mes de

enero de 1986, la temperatura máxima registrada ocurrió en los meses de abril y mayo

de 1984, la temperatura media mensual es del orden de 24.3° C. Estos datos fueron

proporcionados por CNA, como datos representativos de la zona cercana al proyecto,

ver Tabla III.2.1.

Tabla No. III.2.1.- Datos de temperatura media en °C. COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA

GERENCIA �EGIONAL GOLFO NORTE SUBGERENCIA TÉCNICA


AÑO / MES


1980 S/D S/D S/D S/D S/D S/D 28.2 28.7 23.7 18.9 18.2 24.1

1981 16.2 18.2 22.0 24.8 27.4 27.5 27.1 27.7 25.0 22.1 20.3 23.7

1982 19.6 18.7 23.4 26.8 26.9 28.6 27.6 27.8 24.2 20.9 19.3 24.3

1983 17.2 20.1 21.8 24.6 28.1 29.2 26.9 27.1 25.0 23.0 18.3 24.0

1984 15.8 18.4 22.3 26.2 26.8 26.5 26.5 26.5 26.1 21.6 20.3 23.5

1985 16.6 17.1 22.9 25.2 27.7 27.3 26.9 27.9 25.1 23.5 19.1 23.9

de 5




1986 17.6 20.5 21.2 26.3 27.0 27.8 25.8 27.5 24.4 20.8 18.5 23.7

1987 17.6 24.7 20.1 21.8 27.7 28.4 28.1 27.5 S/D S/D S/D 24.5

1988 17.6 24.7 20.1 21.8 27.7 28.4 28.1 27.5 S/D S/D S/D 24.5

1989 20.0 18.4 S/D 25.4 S/D S/D 26.1 27.5 25.6 25.0 S/D 24.4

1990 S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D

Tabla No. III.2.1.- Datos de temperatura media en °C. COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA

GERENCIA �EGIONAL GOLFO NORTE SUBGERENCIA TÉCNICA

Continuación... REGIÓN HIDROLÓGICA No. MUNICIPIO: AMATLÁN ESTADO: VERACRUZ CUENCA: ESTACIÓN: NARANJOS COORDENADAS GEOGRÁFICAS: LAT. N 21° 21’ 14’’ LONG. W 97° 40’ 54’’ ALT. 60 m.s.n.m.

1991 19.9 21.7 22.3 25.0 27.1 27.8 27.0 26.5 24.0 22.6 19.4 24.2

1992 19.2 21.2 24.6 26.9 27.8 28.5 27.0 26.8 22.5 20.6 20.1 24.3

1993 17.1 20.0 23.5 24.1 24.9 25.6 24.6 23.8 22.5 22.5 22.1 22.8

1994 25.5 29.4 21.7 S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D 25.5


1996 S/D S/D S/D S/D S/D SD S/D S/D S/D S/D S/D S/D




2000 S/D S/D S/D 26.4 29.0 27.7 26.6 26.1 23.2 21.5 18.2 25.1

2001 18.4 20.6 22.9 25.0 25.9 26.1 27.7 27.7 28.4 27.4 25.9 25.3

2002 18.9 17.9 21.0 25.8 27.9 27.6 28.3 28.5 24.5

SUMA 277.2 311.6 309.8 376.1 381.9 387.0 432.5 435.1 319.7 290.4 239.7 412.3

MEDIA 18.5 20.8 22.1 25.1 27.3 27.6 27.0 27.2 24.6 22.3 20.0 24.3

S/D= Sin Datos

• Precipitación promedio mensual, anual y extrema (mm). La precipitación total en un periodo de mayo a octubre para la zona de estudio varia de

1 000 a 1 500 mm y en el periodo que comprende los meses de noviembre a abril varia

de 500 a 600 mm. Del análisis de datos de precipitación máxima y media anual,

proporcionados por la CNA, se registra para la zona del proyecto una precipitación

pluvial media anual de 1 362 mm para el periodo de 1981 a 1991, considerando que las

de 5




mediciones de precipitación presentan una brecha sin datos o datos dispersos de 1992

al 2002, por lo que no se consideran con fines estadísticos.

Tabla No. III.2.2- Datos de precipitación en mm.




AÑO / MES

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. ANUAL

1980 1.8 172.6 360.3 110.1 52.3 74.3 771.4

1981 84.2 37.9 15.1 201.3 287.2 287.2 92.0 261.5 458.1 42.9 27.0 101.9 1776.1

1982 10.0 59.6 31.54 46.5 113.0 113.0 88.5 39.0 99.2 156.2 61.9 23.7 856.8

1983 19.5 27.9 17.0 13.0 8.0 8.0 256.0 144.1 248.7 59.5 14.3 109.5 1011.7

1984 103.9 39.0 4.5 0.0 137.4 137.4 372.3 259.3 784.9 149.2 46.6 82.3 2357.3

1985 79.4 39.6 25.4 138.1 122.5 122.5 361.5 98.1 172.0 143.5 126.4 73.1 1466.8

1986 0.0 11.3 18.2 9.8 278.7 278.7 96.1 47.6 150.2 113.2 127.8 80.4 954.7

1987 8.0 28.7 60.7 14.0 84.8 84.8 168.9 194.5 25.3 29.3 105.8 26.5 805.3

1988 42.3 52.3 22.7 22.9 12.8 12.8 96.1 194.5 230.4 143.9 23.0 32.0 890.6

1989 2.5 55.4 0.0 168.0 150.3 150.3 248.9 389.1 247.0 72.5 248.3 124.2 1707.5

1990 61.0 32.0 21.0 182.0 188.0 188.0 92.5 517.0 251.1 181.0 100.5 17.0 1702.1

1991 31.0 16.0 3.0 4.5 234.0 234.0 233.6 44.0 336.5 304.0 86.0 141.5 1453.1

1992 47.0 38.0 25.0 185.0 5.0 5.0 0.0 17.5 0.0 0.0 0.0 0.0 368.0

1993 0.0 0.0 14.5 S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D 14.5

1994 S/D S/S S/S S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D S/D





de 5





2000 S/D S/D 18.6 199.1 199.1 22.0 327.0 146.1 242.0 77.0 50.0 1129.1

2001 31.0 17.0 5.0 148.0 44.0 44.0 85.0 190.0 0.0 193.6 102.0 12.5 985.1

2002 8.0 13.0 5.5 4.0 299.0 299.0 210.0 56.0 621.0

SUMA 527.8 497.7 269.1 1155.7 2163.8 2163.8 2425.2 2951.8 3509.8 1940.9 1198.9 948.9 18871.1

MEDIA 35.2 33.2 17.9 77.0 144.3 144.3 151.6 184.5 234.0 129.4 79.9 63.3 820.5

S/D= Sin Datos

• Humedad relativa. La humedad relativa media anual registrada para zona es de 80%.

• Velocidad y dirección de los vientos En lo que respecta a los vientos, durante los meses de marzo a septiembre se mantiene

en velocidades promedios de 3 m/s, en el mes de diciembre son más frecuentes los

vientos del norte con una velocidad entre 3.07 y 6.13 m/s.

III.3 Intemperismos severos: (NO) Terremotos (sismicidad)?

(NO) Corrimientos de tierra?

(NO) Derrumbes o hundimientos?

(NO) Inundaciones? (historial de 10 años)

(NO) Perdidas de suelo debido a la erosión?

(NO) Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos?.

(NO) Riesgos Radiactivos?

(SI) Huracanes?

de 5




En los dos espacios marítimos cercanos, Océano Atlántico y Océano Pacífico se

presentan seis regiones matrices o de generación de ciclones; para México son

relevantes cuatro:

La primera se ubica en el Golfo de Tehuantepec y es activa generalmente durante la

última semana de mayo. Los huracanes que surgen en esta época tienden a viajar

hacia el Oeste alejándose de México; los generados de julio en adelante, describen una

parábola paralela a la costa del Pacífico y a veces llegan a penetrar en tierra.

La segunda región se localiza en la porción Sur del Golfo de México, en la denominada

"Sonda de Campeche"; los huracanes nacidos ahí aparecen a partir de junio con ruta

Norte, Noroeste, afectando a Veracruz y Tamaulipas.

La tercera se encuentra en la región oriental del mar Caribe, y sus huracanes aparecen

desde julio y especialmente entre agosto y octubre. Estos huracanes presentan gran

intensidad y largo recorrido, afectando frecuentemente a Yucatán y a la Florida (EUA).

La cuarta se encuentra en la región oriental del Atlántico y se activa principalmente en

agosto. Los huracanes de esta zona son de mayor potencia y recorrido, generalmente

se dirigen al Oeste penetrando en el Mar Caribe, Yucatán, Tamaulipas y Veracruz, pero

también tienden a tomar dirección hacia el Norte, afectando a las costas de EUA.

En la siguiente tabla se registra la clasificación Saffir/Simpson de los huracanes:

Tabla No. III.3.1.- Clasificación de huracanes de acuerdo a la escala Saffir/Simpson

Categoría Uno Dos Tres Cuatro Cinco

Vientos en Km/h 119-153 154-177 178-209 210-249 Mayor 250

de 5




A continuación se muestra una tabla con los diferentes nombres de los huracanes

generados en los años 2000 y 2001.

Tabla No. III.3.2.- Huracanes importantes de acuerdo a la escala Saffir/Simpson.

2000 2001

Alberto Leslie Allison Lorenzo

Berly Michael Barry Michelle

Chris Nadine Chantal Noel

Debby Oscar Dean Olga

Ernesto Patty Erin Pablo

Florence Rafael Félix Rebekah

Gordon Sandy Gabrielle Sebastián

Helene Tony Humberto Tanya

Isaac Valerie Iris Van

Joyce William Jerry Wendy

Keith Karen

Particularmente por las condiciones de su situación geográfica, el territorio norte

veracruzano se encuentra influido por el centro de las bajas presiones ecuatoriales y

por el de las altas presiones de la latitud de 30º Norte y su vecindad al Golfo de México

lo ha colocado dentro de la influencia de los centros ciclónicos y anticiclónicos.

Los municipios del norte de Veracruz están expuestos al paso de ciclones y huracanes,

durante los períodos comprendidos entre los meses de julio a octubre, los cuales se

generan tanto en el Mar de las Antillas como en el propio Golfo de México.

Las precipitaciones que acompañan a un huracán y los vientos que generan estos

fenómenos causan deslaves e inundaciones, aunque estos se presentan sobre todo hacia

la región de Tuxpan de Rodríguez Cano, Santiago de la Peña, y Poza Rica.

de 5




Por otra parte, los ciclones tropicales constituyen una clase especial de grandes

sistemas de vientos en rotación y poseen características únicas de circulación,

completamente distintas a los sistemas ciclónicos típicos de latitudes medias y de los

tornados de escala menor, de las trombas marinas y de los remolinos de polvo.

En las últimas décadas en México, con el proceso de urbanización creciente, se han

vuelto más evidentes los daños potenciales en áreas de grandes concentraciones

humanas que provocan los ciclones tropicales. También pueden verse afectados los

medios de comunicación y el transporte aéreo, terrestre, fluvial y marítimo.

De acuerdo con los registros de penetración a tierra de los ciclones tropicales, la

SEMARNAT a través de la Comisión Nacional del Agua, ha identificado áreas o

entidades federativas en las que ha penetrado, al menos un ciclón tropical a tierra. Con

base en las zonas de ingreso se puede notar que los estados con mayor ocurrencia de

penetración son: Baja California Sur, Sinaloa, Michoacán, Guerrero, Quintana Roo y

Tamaulipas, aunque no se descarta la posibilidad de su ingreso en territorio Veracruzano.

Entre los ciclones costeros que han penetrado en el estado de Veracruz se tienen

registrados 43 en un periodo de 100 años, de 1886 a 1996. El ciclón tropical más

intenso que penetró a la zona de Veracruz en el año de 1990 con vientos máximos de 158

km/h y registrado como h2 en la escala de Saffir/Simpson fue el ciclón Diana, el cual

impactó en Tuxpan, Veracruz.

IV INTEGRACION DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.

IV.1 Programa de Desarrollo Municipal.

de 5




El Municipio de Tuxpan, Veracruz, cuenta con su Programa de Desarrollo Municipal, en

él se establecen los objetivos y políticas a seguir a través de estrategias específicas,

donde la mayoría se encuentra enfocada al desarrollo de obras y el manejo del

presupuesto asignado.

IV.2 Programa de Desarrollo Urbano Estatal. Plan Veracruzano de Desarrollo 1999 – 2004.

El Plan Veracruzano de Desarrollo 1999-2004, tiene como objetivo principal que Veracruz

ofrezca más oportunidades de desarrollo personal y colectivo a sus habitantes en un

entorno de libertades y justicia social. Este plan es el elemento obligatorio de referencia

para:

• La determinación de acciones y proyectos prioritarios;

• La programación de actividades;

• La promoción de la participación ciudadana;

• La promoción de la inversión privada;

• La gestión de participaciones federales;

• La definición de participaciones a municipios;

• La presupuestación de ingresos y gastos estatales; y

• El seguimiento y la evaluación de su cumplimiento.

El Plan Estatal de Desarrollo 1999-2004 es referencia máxima para que, entre otros

aspectos, se permita la gestión de participaciones federales. Tal es el caso particular

de la Empresa Petrolera Nacional, puesto que tres cuartas partes de su producción

manufacturera proviene de subsectores industriales que generan beneficios mediante la transformación de hidrocarburos. Consideremos, entonces los siguientes puntos:

de 5




Sector manufacturero

Los establecimientos industriales de la industria manufacturera Veracruzana

representan el 5.5% del total nacional y convierte a la entidad en la quinta economía

industrial del país. A continuación se muestra la estructura de acuerdo al tamaño.

Distribución de la industria en el territorio

La actividad industrial se concentra en los municipios de: Coatzacoalcos, Minatitlán,

Cosoleacaque, Poza Rica, Córdoba, Orizaba, Tuxpan y Veracruz, con más de 5 mil

establecimientos que emplean el 53% de la mano de obra. En el resto de los municipios

de la entidad se ubican 10 mil 592 establecimientos, que emplean el 47% de la mano

de obra. Es importante mencionar que en Veracruz hay 73 empresas altamente

exportadoras (ALTEX), ubicando a la entidad en el sexto lugar en el país, siendo esto

una manifestación del potencial que ofrece la ventaja de localización del estado.

Productos químicos

La producción veracruzana en la rama de sustancias químicas aportó a la de

manufacturas el 28.1%, siendo la segunda en importancia, después de la de bebidas y

alimentos. De ese aporte, casi el 50% corresponde a la producción de la petroquímica

básica, que ocupa el primer lugar de producción en el país.

Petroquímica

La industria petroquímica se concentra principalmente en Cangrejera, Morelos, Poza

Rica, Cosoleacaque y Pajaritos, donde se realiza el 60% de sus procesos. Cuenta con

22 plantas, además de la refinería de Minatitlán. Esta industria representa un gran

potencial de desarrollo en beneficio del estado, por lo que es importante inducirse una

política en ese sentido.

Debido a la naturaleza y tamaño de las instalaciones industriales que integran la

industria de los fertilizantes y la petroquímica, su actividad rebasa en mucho al resto de

de 5




los sectores productivos de la entidad y a las decisiones del propio gobierno estatal.

Ello explica que hasta ahora Veracruz no cuente con una política de fomento o

tratamiento del sector o con directrices que orienten su evolución en función de los

intereses de los veracruzanos.

Actualmente la administración pública del estado reconoce que esta situación debe

modificarse para poder aprovechar las ventajas que representa para la entidad el contar

con un importante núcleo industrial y que las vinculaciones con el estado pueden

mejorarse. El programa de gobierno para este subsector propone entonces, centrar los

esfuerzos en tres directrices programáticas:

Respecto a los proyectos petroquímicos

Realizar convocatorias a inversionistas nacionales y extranjeros para ampliar el núcleo

petroquímico del estado, que si bien es de magnitud considerable, se encuentra

prácticamente estancado desde hace varios años.

Respecto al equilibrio ecológico

Garantizar que la planta industrial transformadora de hidrocarburos establecida en el

estado adopte las medidas necesarias que reviertan la tendencia de deterioro del medio

ambiente originado por estas actividades, y convertir las áreas industriales de Veracruz

en un modelo de recuperación ecológica.

Respecto al Desarrollo Sustentable

La estrategia de desarrollo sustentable que plantea el Plan Veracruzano de Desarrollo

1999-2004 tiene fundamento en una visión integradora en la que se contempla la

cohesión de la política social y económica con el plan de recuperación, preservación y

desarrollo del medio ambiente.

de 5




En Veracruz se encuentra de una importante riqueza biótica; no obstante, se han

perdido a lo largo del presente siglo importantes áreas de bosque y selva. Algunas

especies de flora y fauna endémicas del estado se han extinguido o se encuentran en

riesgo de desaparecer. Ciertas actividades económicas como la ganadería extensiva, la

extracción de petróleo, las agroindustrias de exportación y la urbanización, como

resultado de la explosión demográfica, han afectado también a los ecosistemas.

El desarrollo del Plan Estatal tiene un marco jurídico moderno y eficaz que hace

compatible el crecimiento de actividades agropecuarias, industriales y de desarrollo de

infraestructura con el cuidado del ambiente, como lo es el Programa Nacional de Medio

Ambiente y Recursos Naturales 2001-2006.

La tendencia anterior ha sido consecuencia de las diferentes pautas de desarrollo en la

última década de la economía nacional en promedio y la de Veracruz. Así, mientras el

conjunto de la economía nacional mostró una mayor orientación hacia la actividad

manufacturera, los servicios modernos y la apertura, Veracruz (así como es el caso del

sitio donde se llevará a cabo la obra), continuaron basadas en el sector agropecuario y

la extracción petrolera, con poco énfasis en el crecimiento industrial y la competitividad

en mercados externos.

Al coincidir la apertura externa del país con el desplazamiento del crecimiento de la

actividad petrolera extractiva hacia Tabasco y Campeche, Veracruz perdió rápidamente

posición relativa en el conjunto nacional. Conforme a las estimaciones realizadas, esta

tendencia pareció detenerse a mediados de la presente década.

A partir de este punto, Veracruz muestra un mayor potencial para elevar su

participación en la economía nacional.

IV.3 Plan Nacional de Desarrollo.

de 5




El PND presentado por el gobierno federal a través de sus tres unidades

administrativas, Comisión para el Desarrollo Social y Humano, Comisión para el

Crecimiento con Calidad y Comisión de Orden y Respeto, establece los objetivos

rectores y estrategias a seguir para el desarrollo de todos los sectores del país. El

presente proyecto se encuentra vinculado principalmente con algunos de los objetivos

delineados por las dos primeras comisiones, a saber:

Desarrollo en Armonía con la Naturaleza. Objetivo rector 5 del Área de Desarrollo Social

Humano del Capítulo 5 del Plan Nacional de Desarrollo.

En materia de energía, el objetivo para 2006 es contar con empresas energéticas de

alto nivel con capacidad de abasto suficiente, estándares de calidad y precios

competitivos. En cuanto a los hidrocarburos, se incrementará su oferta y aumentará la

capacidad de refinación a menores costos.

Crear Infraestructura y Servicios Públicos de Calidad. Estrategia b] del Objetivo Rector

2 del Área de Crecimiento con Calidad del Capítulo 6 del Plan Nacional de Desarrollo.

En el terreno de los energéticos, México participará en el ordenamiento de la oferta y la

demanda en los mercados mundiales de energía.

Promover una Inserción Ventajosa del País en el Entorno Internacional y en la Nueva

Economía. Estrategia e].

Se debe fortalecer la cooperación internacional para concretar acuerdos trilaterales

energéticos con América del Norte en 2002, así como con los socios del Plan Puebla

Panamá, a fin de integrar mercados energéticos regionales que faciliten el intercambio

de energía eléctrica e hidrocarburos, y contribuyan al desarrollo económico del país.

de 5




Garantizar la Sustentabilidad Ecológica del Desarrollo Económico en todas las

Regiones del País. Estrategia c] del Objetivo rector 4: Promover el Desarrollo

Económico Equilibrado.

La protección y restauración del hábitat natural de las diferentes zonas se mantendrán

como propósitos no discutibles en los procesos de desarrollo económico. Existen

grandes retos relacionados con la integridad de los ecosistemas. El saneamiento y

aprovechamiento de aguas residuales, la conservación del suelo fértil evitando la

conversión de suelo agrícola en suelo urbano y del suelo forestal en suelo agrícola, la

recuperación de los mantos acuíferos, el manejo adecuado de desechos agrícolas e

industriales, la preservación de la diversidad biológica y una explotación racional de los

recursos naturales renovables y no renovables serán aspectos a contemplarse y

respetarse por quienes deseen emprender o mantener actividades económicas.

Se deberá promover el establecimiento de políticas y lineamientos ambientales que

puedan ser aplicados en todos los procesos operativos y toma de decisiones de las

instituciones gubernamentales, así como una cultura de responsabilidad ambiental que

contribuya al bienestar de la sociedad. El Estado mexicano posee empresas del sector

energético que, por su naturaleza, se ubican en regiones donde existen ecosistemas

altamente susceptibles de ser dañados y que están en riesgo constante por su

operación. Por ello, se mejorarán en forma continua los procesos industriales de las

empresas paraestatales y se asegurará el pleno cumplimiento de la normatividad

ambiental.

Mejorar el Desempeño Ambiental de la Administración Pública Federal. Estrategia e] del

Objetivo rector 5: Crear condiciones para un desarrollo sustentable.

IV.4 Decretos y programas de manejo de áreas naturales protegidas. México por su situación geográfica y su conformación geológica, tiene una gran riqueza

general. Las tierras templadas del Altiplano y las tropicales, la selva y el desierto, así

de 5




como las costas marinas y las lagunas constituyen un conjunto complejo de

ecosistemas. Actualmente SEMARNAT, a través del Sistema Nacional de Áreas

Naturales Protegidas, administra 44 parques nacionales, 13 reservas especiales de la

Biosfera, 8 reservas de la biosfera, un área de protección de flora y fauna silvestres y

acuáticas, así como un monumento natural, lo que representa el 2.8% del territorio

nacional.

No se encuentran en la zona de estudio áreas decretadas con algún tipo de protección

especial; el área no cuenta con programas de recuperación y restablecimiento de las

zonas de restauración ecológica. Tampoco es considerada como región prioritaria para

la conservación de la biodiversidad, establecidas por la Comisión Nacional para el

Conocimiento y uso de la Biodiversidad (CONABIO).

Tabla No. IV.1.1. .- Áreas Naturales Protegidas del Estado de Veracruz.

Fecha de Decreto

Denominación Áreas Naturales

Protegidas

Latitud Norte Longitud Oeste

Grados Minutos Grados Minutos AREAS NATURALES PROTEGIDAS DE CONTROL FEDERAL

Reserva de la Biosfera 1 NA NA NA NA 23-XI-98 Los Tuxtlas 1 18 30 95 05

Parques Nacionales 4 NA NA NA NA 04-V-37 Cofre de Perote 1 19 26 97 08 04-I-37 Pico de Orizaba 1 19 02 97 15 04-V-38 Cañón del Río Blanco 1 18 47 97 15 24-XI-94 Sistema Arrecifal Veracruzano 1 19 05 95 50

Tabla No. IV.1.1. .- Áreas Naturales Protegidas del Estado de Veracruz. Continuación...

Fecha de Decreto

Denominación Áreas Naturales

Protegidas

Latitud Norte Longitud Oeste

de 5




Grados Minutos Grados Minutos ÀREAS NATURALES PROTEGIDAS DE CONTROL ESTATAL

Zonas Sujetas a Conservación Ecológica

9 NA NA NA NA

25-XI-99 Arroyo Moreno 1 19 07 96 08 26-XI-99 Ciénega del Fuerte 1 20 29 97 00 29-VIII-91 Pacho Nuevo 1 19 30 96 48 04-II-97 Punta Canales o Isla del Amor 1 19 05 96 06

11-VIII-92 Río Filobobos 1 19 49 97 16 23-I-92 Río Pancho Poza 1 19 45 97 15 30-X-80 San Juan del Monte 1 19 33 97 06 17-XI-99 Santuario del Loro Huasteco 1 22 07 98 08 11-VI-91 Tatocapan 1 18 27 95 18

Parques Urbanos 8 NA NA NA NA 30-X-80 Barragán 1 19 32 96 55 05-V-92 Cerro de las Culebras 1 19 27 96 58

23-VIII-80 Cerro de la Galaxia 1 19 32 96 55 23-IX-86 El Tejar-Garnica 1 19 32 96 55 27-XI-76 Francisco Javier Clavijero 1 19 32 96 55 28-XI-78 Macuiltépetl 1 19 32 96 55 27-XI-86 Médano del Perro 1 19 12 96 07

23-IX-86 Molina de San Roque 1 19 32 96 55

de 34




V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.

V.1 Bases de diseño. Proporcionar el mayor detalle posible ya que facilita el proceso de evaluación, y por lo tanto expedita la emisión de la opinión técnica. La producción de mezcla gas/crudo será enviada a través de un oleogasoducto de 16’’

de Ø, de la Plataforma Carpa “B” pasando por la Plataforma Marsopa hasta llegar a la



existente.



un lastre de concreto, teniendo una longitud para el primer tramo del ducto, de 22,000

m.l. (22 Km.) y para el segundo tramo del ducto 14,000 m.l. (14 Km.), mismas que

estarán enterradas a 1 m bajo la superficie del lecho marino mediante el sistema de

dragado con agua impulsada por aire a presión.










de 34






Tabla No. V.1.1.- Características de la tubería regular.

Diámetro nominal 16’’ Diám.

Espesor 0.500’’ (12.7 mm)

Factor de corrosión 0.125’’

Especificación de la tubería: API-5L X 52

Vida Util: 20 años

Longitud de la línea regular marina: 20 Km. (20 000 m.l.)

Servicio: Mezcla Gas-Aceite



abastecedor). En las tablas V.1.2. y V.1.2 se presentan las condiciones de operación



Tabla No. V.1.2.- Condiciones de operación del cabezal de recolección de pozos de la Plataforma Carpa.




40 25 10 30 15 4 50 25 15 60 30 25

de 34




Tabla No. V.1.3.- Condiciones de operación del cabezal de recolección de pozos de la Plataforma Marsopa.

CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS DE LA PLATAFORMA MARSOPA



20 20 2 15 13.5 1 45 37 28 45 30 20


Bagre-“A”.












siguiente:

de 34















técnica 3.0411.02. Lastre de concreto. Para que las tuberías submarinas tengan el peso requerido, de tal forma que venzan la









tendido.

de 34














OBRAS ESPECIALES (cruces). De acuerdo al Estudio Geotécnico realizado por Fugro-Chance de México S.A. de C.V.

y Constructora Subacuática Diavaz S.A. de C.V., este reporte Evaluación Ingenieril-

Geológica del corredor Marsopa – Bagre “A”, identifica varias tuberías a lo largo de la

trayectoria del corredor existentes en los datos del sistema de mapeo del piso marino.

Para el tramo Carpa “B” – Marsopa, se identificó una tubería existente que se conecta

con la Plataforma Marsopa. Esta tubería parece estar expuesta en el fondo marino y

tiene tendencia hacia el sur de la plataforma. No se identificaron tuberías existentes

conectadas a la plataforma Carpa-101.

Para el tramo Marsopa a Bagre “A”, las tuberías parecen estar expuestas en el fondo

marino y tienen tendencia norte-sur. La ruta propuesta para la tubería de Marsopa “A” –

Bagre “A” cruzará la primera tubería existente en el kilometraje 2+150. Esta parece

estar conectada a la plataforma Marsopa. Las otras dos tuberías cruzan la trayectoria

del corredor propuesto en los kilometrajes 7+450 y 7+600. Ambas parecen estar

conectadas a la plataforma existente.

de 34




Para efectuar los cruzamientos con tuberías existentes, 1. Se realizará el levantamiento a lo largo de la ruta de la línea de proyecto con

sistema de sonar de barrido lateral (SBL), para definir la ubicación exacta de

cruces con líneas existentes, que indiquen las coordenadas UTM, así como la

profundidad de enterrado de las mismas.

2. El método usual para cruzar ductos existentes, es bajar el ducto existente

suficientemente para permitir que el ducto nuevo lo cruce con un (1) metro de

separación, y el ducto nuevo mantenga un (1) metro de profundidad bajo el fondo

marino. Si esto no se puede realizar debido a la localización geométrica u otra

limitación, entonces se usarán otros métodos de cruce sobre el lecho marino, con

protección adecuada para evitar daños por actividades de pesca o instalación de

otras líneas.

PRUEBAS A LA TUBERÍA Prueba hidrostática y limpieza interior de tuberías. Una vez concluido el tendido de la tubería se procederá a evaluar la hermeticidad del

sistema mediante pruebas hidrostáticas, de conformidad con los requerimientos y

lineamientos que establecen las especificaciones PEP-PH-001, P.3.0721.01.,

P.6.0301.01 y al Reglamento de Trabajos Petroleros; así como con las

recomendaciones para la realización del prefabricado del cabezal, armado, instalación

de instrumentos de control y medición para su ejecución y prueba.

Anterior a la ejecución de la prueba, se tramitarán los permisos Ambientales para

Vertimiento de Aguas producto de las pruebas hidrostáticas ante las autoridades

correspondientes, para la ejecución de los trabajos de acuerdo a la Normatividad de

PEMEX y de la SEMAR.

Durante la prueba, la tubería o equipos a evaluar se llenan con agua de mar filtrada, por

medio de bombas, mangueras y medidores, evitando la formación de bolsas de aire.

de 34




Posteriormente se presuriza la tubería hasta alcanzar la presión de prueba, que es de

1,25 a 1,5 veces la presión máxima de diseño; debiendo mantenerse durante un

período no menor de 24 hrs.

Se realizará el drenado de la línea, desmontaje del equipo de la prueba, secado de la

línea, según aplique; con un punto de Rocío de – 20°F e inertizado con Nitrógeno a

2.0 kg/cm2 con un valor no mayor al 5% de O2 .

Se deberá utilizar colorante biodegradable en el medio ambiente para detección de posibles fugas en la línea regular o interconexiones de la línea sobrecubierta y demás

conexiones y accesorios a probar. Las características de dicho colorante debe ser

presentado, con 30 días de anticipación a PEP para su autorización de utilización.

La eliminación de aire que pudiera quedar en la tubería se efectuará mediante un

“diablo” que estará impulsado por la misma agua, o mediante purgas en las partes mas

altas de la tubería (estas purgas, si es necesario hacerlas, deberán sellarse antes de la

prueba). La presión de prueba deberá ser la indicada en los códigos de referencia y

sostenida durante 24 hrs. se llevara un registro grafico de la prueba.

En caso de que la presión de prueba disminuya, deberá localizarse la fuga, repararse y

volver a llenar la tubería y levantar la presión.

Por último se realizará el drenado de la línea, desmontaje del equipo de la prueba y

limpieza del área, con lo que la prueba se dará por terminada.

Puntos importantes de dicha actividad son:

• Una vez terminada la prueba hidrostática, se procede a desalojar el agua de la

tubería, filtrándola.

de 34




• El agua que se utilice en la prueba hidrostática debe ser libre de sólidos


• Después de llevar a cabo la prueba hidrostática, las líneas, válvulas y accesorios

serán drenados completamente para evitar daños a la tubería.

• Antes y después de efectuada la prueba, se tomará una muestra de agua para

que al finalizar dicha prueba, se verifique la calidad de agua a verter al mar, esto

mediante análisis de laboratorio (Laboratorio acreditado por la EMA), constatando

de ésta manera que se cumpla con los parámetros señalados en la NOM-001-

SEMARNAT-1996 “QUE ESTABLECE LOS LÍMITES MÁXIMOS PERMISIBLES

DE CONTAMINANTES EN LAS DESCARGAS DE AGUAS RESIDUALES EN

AGUAS Y BIENES NACIONALES”, dicho procedimiento se documentará y se

registrará en bitácora.

• El análisis a efectuar del agua resultante de la prueba hidrostática, tomará en

cuenta, los siguientes parámetros: Contaminantes Básicos: Temperatura °C,

Grasas y Aceites, materia flotante, Sólidos Sedimentables, Sólidos Suspendidos

Totales, Demanda Bioquímica de Oxígeno, Nitrógeno Total, Fósforo Total,

Contaminantes de metales pesados; Cianuro, Arsénico, Cadmio, Cobre, Cromo,

Mercurio, Níquel, Plomo y Zinc.

El realizar la prueba hidrostática con agua que se bombeará del mar, exige la aplicación

de un Inhibidor de Corrosión de acuerdo al tipo de fluido a manejar (agua de mar) con

el objeto de proteger el interior del ducto, equipos y accesorios. La selección y el

método de aplicación del inhibidor de corrosión será de acuerdo a lo indicado en la

NORMA NRF-005-PEMEX-2000 “PROTECCIÓN INTERIOR DE DUCTOS CON

INHIBIDORES”, Dicha Norma índica que para la protección interior de ductos, la familia

de inhibidores más utilizada es la de los inhibidores que actúan por adsorción o fílmicos.

Este tipo de compuestos se adsorben sobre la superficie de metal de la tubería,

formando películas delgadas que resultan de la atracción física o química entre el

de 34




compuesto y la superficie de metal. Algunos nombres comerciales de inhibidores de

corrosión que pueden utilizarse son Inhicorep 710 e Inhicorep 720.

Como información complementaria de estos productos, se menciona las siguientes

características: son inhibidores de corrosión muy eficaces para el tratamiento de fluidos

petroleros en los pozos de producción y líneas de superficie. Son metales ferrosos en

agua con pH entre 3 y 7, en condiciones anaeróbicas. Pueden ser usados en proceso

continuo o por Batch, su presentación es en tambores de 215 lts. Para su manipulación

se requiere emplear gafas y guantes protectores y en caso de contacto con los ojos o la

piel lavar con agua abundante durante 15 minutos.

Protección Catódica. La protección catódica que se instalará en el oleogasoducto consta de ánodos de

sacrificio de aluminio tipo brazalete segmentado o molde cilíndrico, los cuales deberán

estar de acuerdo a la NORMA NRF-047-PEMEX-2002 y a la ESPECIFICACION

TÉCNICA IMP T-224. los cuales se instalarán a lo largo de todo el ducto y a una

distancia determinada. Se entregará a la supervisión de PEP, un documento que

certifique la composición química de los ánodos en calidad y cantidad.

Corridas de diablos de prueba Para cumplir con las normas de construcción de PEMEX en este tipo de obras, se

llevará a cabo una corrida de diablo de prueba con la finalidad de inspeccionar el

estado del ducto, antes de su puesta en operación. Previo a la corrida de diablo de

prueba se deberán efectuar como mínimo dos corridas de diablos de la pieza, con el fin

de eliminar los residuos sólidos remanentes producto de las soldaduras efectuadas

durante la construcción y del agua utilizada en la prueba hidrostática.

de 34




Pruebas no destructivas Las pruebas no destructivas previas a la operación de los oleogasoductos son las

siguientes: trabajos de soldadura, Inspección Radiográfica, Pruebas de Laboratorio,

Pruebas No Destructivas a las juntas soldadas y Líquidos penetrantes.

Estas pruebas serán efectuadas hasta que el objetivo de dichas pruebas cumpla con lo

señalado en la normatividad y procedimientos aplicables. La contratista entregará a

P.E.P. las placas radiográficas de soldadura así como los registros correspondientes,

debidamente empaquetados para que estén en condiciones óptimas por cinco años.

Se inspeccionará antes del inicio de las pruebas que los equipos, la maquinaria, los

aparatos y los instrumentos para dichas pruebas estén en óptimas condiciones de

trabajo.

La contratista debe demostrar con certificados y con pruebas de operación tales

condiciones; así mismo, debe presentar certificados técnicos y currículum vitae del

personal que va a intervenir para su aprobación ó rechazo por P.E.P.

La contratista debe presentar el programa, los alcances y los procedimientos de trabajo

detallado que incluye en éstas inspecciones para revisión de P.E.P.

El personal técnico de la contratista encargado de efectuar las inspecciones

ultrasónicas, tomar, revelar e interpretar radiografías de uniones soldadas, así como

reportar resultados de la inspección, debe presentar la documentación vigente que lo

acredite como técnico radiólogo NIVEL II ó III calificado en inspección no destructiva de

acuerdo al CÓDIGO ASME. Los trabajos de soldadura quedan bajo la responsabilidad

de la contratista efectuarlos con soldadores calificados, y de acuerdo al procedimiento

de soldadura estipulado en el ARTICULO III DE ASME SECCION IX, así como las

NORMAS API.

de 34




INSTALACIÓN DE TUBERÍA ASCENDENTE Y CUELLO DE GANSO. El acoplamiento de la curva de expansión con la línea regular y el ducto ascendente, se

efectuará por medio de bridas de anillo giratorio. Las juntas aislantes o monoblock, se

colocarán en el extremo superior del ducto ascendente y tienen como función servir

como aislante eléctrico el cual evitará interferencias entre las protecciones catódicas de

la línea y de la plataforma.

El ducto ascendente (riser), también se fijará a la pierna de la plataforma mediante

abrazaderas y unirá a la curva de expansión con el cuello de ganso. El cuello de ganso,

llamado así por la forma caprichosa que adopta, unirá la parte superior del ducto

ascendente con la tubería sobrecubierta.

La unión del cuello de ganso con el ducto ascendente también se hará mediante una

junta aislante (monoblock), él cual deberá apegarse a la especificación IMP-T-222,

última versión.

MATERIALES A UTILIZAR: Los materiales a utilizar durante la etapa de construcción del proyecto se mencionan a

continuación:

Tabla No. V.1.4.- Materiales para la construcción del oleogasoducto del tramo correspondiente de la Plataforma Carpa “B” a la Plataforma Marsopa.

M A T E R I A L


REGULAR SUBMARINA. 22,000 M.L

LASTRADO Y PROTECCIÓN CATÓDICA (ANODOS DE SACRIFICIO TIPO BRAZALETE) DE TUBERÍA DE

16” Ø API 5L X52 PARA LÍNEA REGULAR. 22,000 M.L.

TUBERIA API 5L-X52 PARA DISPAROS SUBMARINOS DE 10” y 12”” DE DIAM.

TUBERÍA API-5L-X52 PARA DUCTO ASCENDENDENTE DE 16” Ø EN MATERIAL. API-5L-X52

de 34




M A T E R I A L

TUBERÍA PARA CURVAS DE EXPANSIÓN PARA OLEOGASODUCTO DE 16” DIAM EN MATERIAL API-5L-

X52

CUELLO DE GANSO DE 16”Ø, API-5L-X52 PARA UNIR EL DUCTO ASCENDENTE CON TRAMPA DE

RECIBO DE DIABLOS.

CABEZAL PARA RECOLECCIÓN Y CUELLO DE GANSO PARA LA PLATAFORMA CARPA “B”.

TRAMPA PARA RECIBO DE DIABLO INSTRUMENTADO DE 16” X 20” PARA LA PLATAFORMA

MARSOPA.

TRAMPA DE RECIBO DE 16” X 20” DE DIAM. PARA LA PLATAFORMA BAGRE-A. TRAMPA DE ENVIO DE 16” X 20” DE DIAM. PARA LA PLATAFORMA MARSOPA .

INTERCONEXIONES DE TUBERÍA DE TRAMPA DE RECIBO A TRAMPA DE ENVIO. LÍNEA DE 16”Ø PARA

LA PLATAFORMA MARSOPA.

INTERCONEXIONES DE TUBERÍA DE TRAMPA DE RECIBO A TRAMPA DE ENVIO LÍNEA DE 16”Ø PARA

LA PLATAFORMA BAGRE “A”.

DEFENSA PARA DUCTO ASCENDENTE. PARA LA PLATAFORMA MARSOPA.

ABRAZADERAS PARA SUJECIÓN DE DUCTO ASCENDENTE. PARA OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 22

KM. DE LA PLATAFORMA CARPA “B” A LA PLATAFORMA MARSOPA.

VÁLVULA DE CORTE CON ACTUADOR HIDRONEUMÁTICO Y ACCESORIOS. DE 16” Ø PARA LA

PLATAFORMA MARSOPA.

VÁLVULA DE CORTE CON ACTUADOR HIDRONEUMÁTICO Y ACCESORIOS DE 16” Ø PARA LA


Tabla No. V.1.5 .- Materiales para la construcción del oleogasoducto del tramo correspondiente de la Plataforma Marsopa a la Plataforma Bagre “A”.

M A T E R I A L


REGULAR SUBMARINA. 14,000 M.L. APROX.

LASTRADO Y PROTECCIÓN CATÓDICA (INCLUYE ÁNODOS DE SACRIFICIO TIPO BRAZALETE) DE

TUBERÍA DE 16”Ø API-5L-X52 PARA LÍNEA REGULAR 14,000 M.L.

TUBERÍA API-5L-X52 PARA DISPAROS SUBMARINOS DE 10” Y 12” DE Ø.

TUBERÍA PARA DUCTOS ASCENDENTES DE 16”Ø EN MATERIAL API-5L-X52.

TUBERÍA PARA CURVAS DE EXPANSIÓN PARA OLEOGASODUCTO DE 16”Ø EN MATERIAL API-5L-X52.

TUBERÍA PARA CUELLOS DE GANSO DE 16”Ø , API-5L-X52 PARA UNIR EL DUCTO ASCENDENTE CON

de 34




M A T E R I A L

TRAMPA DE RECIBO Y ENVIO DE DIABLOS.

TRAMPA PARA ENVIO DE DIABLO INSTRUMENTADOS DE 16” x 20” PARA LA PLATAFORMA MARSOPA.

TRAMPA PARA RECIBO DE DIABLO INSTRUMENTADOS DE 16” x 20” PARA LA PLATAFORMA BAGRE

“A”

INTERCONEXIONES DE TUBERÍA DE TRAMPA DE RECIBO A TRAMPA DE ENVÍO. LÍNEA DE 16”Ø PARA

LA PLATAFORMA MARSOPA Y BAGRE “A”.

DEFENSA CONTRA IMPACTOS PARA DUCTO ASCENDENTE, PARA LA PLATAFORMA MARSOPA Y

BAGRE “A”.

ABRAZADERAS PARA SUJECIÓN DE DUCTO ASCENDENTE, PARA OLEOGASODUCTO DE 16”Ø x 14

KM. APROX. DE LA PLATAFORMA MARSOPA A LA PLATAFORMA BAGRE “A”.


PLATAFORMA MARSOPA.



de 34




Figura V.1.1.- Vista del ducto ascendente de una plataforma tipo

Condiciones de seguridad: La ejecución de todos los trabajos relacionados a los alcances de esta obra, debe

cumplir con todas las normas y códigos de seguridad para el tipo de instalación API y

recomendaciones de la Gerencia de SISOPAC (Seguridad Industrial, Salud

Ocupacional, Protección Ambiental y Calidad) de PEP. Se debe considerar el suministro

de detectores de gas en la localización de la nueva trampa de recibo o envío de diablos

de 34




instrumentados. Para las válvulas de corte se deberá considerar su interconexión al

sistema de paro de la instalación existente.

Los procedimientos de diseño, cálculo, especificación e instalación de equipos y

accesorios, de cada una de las especialidades que intervienen en el desarrollo del

presente proyecto estarán de acuerdo a las recomendaciones establecidas por las

siguientes organizaciones e instituciones en sus respectivos códigos, estándares,

especificaciones, normas en sus más recientes ediciones:









TEMPERATURAS
















de 34










PRODUCCIÓN).





PRODUCCIÓN).








SUBSIDIARIOS (SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PGPB)

15. DOCUMENTO NRF-001-PEMEX-2000 (AGOSTO 2000) TUBERIA DE ACERO PARA

RECOLECCION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS AMARGOS COMITÉ DE


(SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN)








de 34




NORMAS OFICIALES MEXICANAS (Aplicables al Proyecto). A continuación se citan las normas de observancia para el desarrollo del proyecto:

AGUAS RESIDUALES NOM-001-SEMARNAT-1996.

Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de

aguas residuales en aguas y bienes nacionales.

EMISIONES A LA ATMÓSFERA Se deberá realizar la verificación para regular, además de cumplir con las Normas

Nacionales siguientes:


Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas

sólidas provenientes de fuentes fijas.

RESIDUOS GENERADOS Se deberá realizar la verificación para regular, además de cumplir con las normas

nacionales siguientes:

NOM-052-SEMARNAT-1993.

Establece las características de los residuos peligrosos y el listado de los mismos y los

limites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.


Establece el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre 2 o mas residuos

como peligrosos.

de 34




EMISION DE RUIDOS NOM-081-SEMARNAT-1994

Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su

método de medición.

OTRAS. NOM-043-SCT-2-1995

Para el transporte terrestre de materiales y residuos peligros. Documento de embarque

de sustancias, materiales y residuos peligrosos.

NOM-007-SCT2-1994

Marcado de envases y embalajes destinados al transporte de substancias y residuos

peligrosos.

V.2 Procedimientos y medidas de seguridad. Describir el procedimiento y medidas de seguridad contempladas para el manejo de sustancias o materiales peligrosos durante la operación del ducto, así como el equipo requerido.

Para la operación del ducto, se capacitará constantemente al personal encargado de la

línea, a continuación se describe el procedimiento de operación el cual iniciará una vez

que se haya concluido el presente proyecto.

1. El operador debe conocer el funcionamiento de los sistemas de seguridad con que

cuenta la línea marina (válvulas).

2. Cualquier eventualidad debe notificarla al cuarto de control.

3. El operador debe conocer la sustancia que se esta conduciendo a través del ducto

marino y debe conservar en el área de trabajo la hoja de seguridad de la sustancia.

de 34




4. El operador debe usar equipo de protección personal (ropa de algodón, casco,

guantes, mascarilla, zapatos de seguridad, etc.) de acuerdo a la naturaleza de la

sustancia.

5. El personal encargado de operación debe conocer con que periodicidad se llevarán

acabo los programas de mantenimiento de la línea marina e informar al resto del

personal, así como a las instalaciones cercanas con la finalidad de no obstaculizar

otras áreas de trabajo.

En el caso de las líneas submarinas, su operación será automática con posibilidad de

un control manual desde la plataforma a la cual esté conectado. Mediante el cambio de

presión se observará si existen fugas o rupturas a lo largo de éste.

El tipo de mantenimiento a instalaciones y equipos, así como la forma de llevarlo a cabo

se muestra en la tabla V.2.1

TABLA V.2.1.- Tipo de mantenimiento para oleogasoducto marino.

TIPO DE MANTENIMIENTO DUCTO ASCENDENTE Y LÍNEA. EQUIPOS

Predictivo Por medio de un barco inspector

por contrato.

Inspecciones programadas a

través de contratos de servicio.

Preventivo Con apoyo de embarcaciones y con

cuadrillas.

Mantenimientos programados

por recursos propios y por

contrato.

Correctivo Con apoyo de embarcaciones y con

cuadrillas.

A falla presentada y se ejecutan

por recursos propios y contratos.

PEP, Región Marina Noreste, 1999.

Los mantenimientos que se le dan al ducto, también se dividen en mantenimiento

menor y mayor.

de 34






















El programa de mantenimiento durante la vida útil del proyecto se presenta en la Tabla

V.2.2, y esto se hará conforme a los procedimientos con que cuenta PEP para la

inspección y mantenimiento de ductos.

de 34

ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL MODALIDAD RIESGO DE DUCTOS NIVEL 0 PROYECTO: DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A” EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN


Tabla V.2.2.- Programa general de trabajo para la etapa de operación y mantenimiento del oleogasoducto marino.

AÑOS (2006 – 2026). ACTIVIDADES

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Reparación del recubrimiento anticorrosivo en tuberías aéreas e inspecciones.

Limpieza interna de las líneas.

Reparación o cambio de válvulas, bridas y demás accesorios.

Cambio de juntas y empaques.

Medición del espesor de la tubería

Evaluación de la protección Catódica.

PEP, Región Marina Noreste, 1999.

de 29

ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL MODALIDAD RIESGO DE DUCTOS NIVEL 0 PROYECTO: DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16” Ø POR 36 KM. DE LONGITUD DE LAS

PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA – BAGRE “A” EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN


VI ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.

VI.1 Antecedentes de accidentes e incidentes. Mencionar accidentes e incidentes ocurridos en ductos donde se transportan sustancias similares. Describir el evento, las causas, sustancia(s) involucradas, nivel de afectación, y acciones realizadas para su atención. De acuerdo con información obtenida de la Procuraduría Federal para Protección al

Ambiente (PROFEPA) durante el período 1997-2001, se tiene que en instalaciones de

PEMEX ocurrieron el 57% de las emergencias ambientales que se presentaron a nivel

nacional con materiales peligrosos.

En las instalaciones de PEMEX Exploración y Producción (PEP) y PEMEX Refinación

(PR) ocurrieron más del 90% de los eventos de todo PEMEX.

En el caso de PEP la mayor parte de sus eventos ocurrieron, por orden de importancia,

en Ductos, Pozos Petroleros, Baterías de Separación y Estaciones de Compresión. Los

derrames en Ductos de PEP se debieron fundamentalmente a problemas de corrosión.

De acuerdo con datos obtenidos del Análisis Estatal de ésa misma dependencia, de las

emergencias ambientales ocurridas en instalaciones de PEMEX durante el período

1997-2001, se tiene que de un total de 1479 eventos, el 88% ocurrieron en los estados

de Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas y Puebla, tal como se muestra en la

siguiente gráfica.

de 29




Asimismo, en las siguientes gráficas se muestra el número de incidentes ocurridos

durante el transporte de sustancias peligrosas y el tipo de incidentes ocurridos durante

ese período.

En cuanto a información proporcionada por el Área de Seguridad Industrial, Salud

Ocupacional, Protección Ambiental y Calidad, Activo Integral Poza Rica-Altamira Área

Altamira, de PEMEX Exploración y Producción, Región Norte, el 23 de marzo a las

06:50 A.M. del 2003, ocurrió una fuga de aceite crudo proveniente del oleogasoducto de

502

391419

8444

0

100

200

300

400

500

600

Veracruz Tabasco Campeche Chiapas Puebla

0

50

100

150

200

250

300

1997 1998 1999 2000 2001

DuctoMarítimoCarretero

0

50

100

150

200

250

300

350

1997 1998 1999 2000 2001

DerrameFugaIncendioExplosiónOtro

de 29




16” de diám. de la Plataforma Arenque-A a la Plataforma Arenque-B, la cual se atendió

de manera inmediata procediéndose a cerrar válvulas del ducto, y pozos.

Se derramaron 6.3 m3 de aceite en el Golfo de México aproximadamente a 31 km. de la

costa frente a Cd. Madero, Tamaulipas, la mancha aceitosa se detectó en 2 vuelos en

helicópteros con la finalidad de identificar manchas aceitosas en la zona de la

contingencia marina, localizándose en las coordenadas 22° 14’ 47” de Latitud Norte y

97° 30’ 49” de longitud Oeste.

La fuga de hidrocarburo se debió a corrosión, debido a la antigüedad de la línea marina

(20 años), la población afectada fue la fauna acuática.

El accidente se atendió con ayuda de 2 embarcaciones, Personal de PEMEX

Exploración y Producción., recuperando el hidrocarburo con equipo recuperador de

hidrocarburos (HC) “VIKOMA” y aplicación de bioabsorbentes. Los trabajos de

recuperación se concluyeron a las 17:00 hrs. del mismo día.

La contingencia se atendió de acuerdo al Plan de Contingencias ambientales de

PEMEX Exploración y Producción.

El Coordinador de Operación de Explotación Activo de Producción Altamira notificó a la

Secretaria de Marina así como a la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente de

los hechos ocurridos, información que se puede corroborar en el Anexo J, Referencia

de Accidentes ocurridos en instalaciones semejantes.

VI.2 Metodologías de identificación y jerarquización. Identificar los criterios de selección de la(s) metodologías utilizada(s) para la

identificación y jerarquización de riesgos (por ejemplo: ¿Qué pasa si?/Lista de

verificación, Hazop, Árbol de Fallas) o en su caso, cualquier otra cuyos alcances y

de 29




profundidad de identificación sean similares. Anexar la memoria descriptiva de la(s)

metodologías empleada(s).

Indicar los puntos probables de riesgos, empleando la(s) metodología(s) empleada(s).

Para la jerarquización de riesgos podrá utilizar: Matriz de riesgos, o metodologías

cuantitativas de identificación de riesgos, o bien aplicar criterios de peligrosidad de los

materiales en función de los gastos, condiciones de operación y/o características

CRETIB, o algún otro método que justifique técnicamente dicha jerarquización.

En la aplicación de la(s) metodología(s), deberán considerarse todos los aspectos de

riesgo de cada una de los nodos, cruzamientos y sectores que conforman la instalación,

incluyendo una fuga a través de un orificio del 20% del diámetro nominal del ducto.

Los puntos de riesgo de cualquier instalación se enfocan a todas aquellas áreas de

proceso que en un momento dado pueden causar daño al personal, a las instalaciones

o al ambiente, ya sea por toxicidad, fuego o explosión.

METODOLOGÍA DE IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS El riesgo total que presenta una instalación industrial puede deberse a:

1. Causas intrínsecas al proceso industrial, como es la naturaleza de los materiales

que se manejan, condiciones de operación, así como la disposición, distribución y

transporte de los materiales peligrosos.

2. Causas inherentes al sitio de implantación, ya que pueden existir factores que

magnifiquen los riesgos entre los que pueden citarse los siguientes: condiciones

meteorológicas adversas, ecosistemas sensibles, carencia de infraestructura para

responder a accidentes, etc.

de 29




Bajo este contexto, la identificación de riesgos consiste en detectar los puntos críticos

en los cuales se pueden presentar fallas susceptibles de impactar negativamente a las

instalaciones y a su entorno. Asimismo, en esta fase se identifica la existencia del

peligro y se definen las características del acontecimiento.

Al respecto, y para poder llevar a cabo la identificación, la jerarquización y la evaluación

de riesgo del oleogasoducto de 16“ de diám. x 36 km. de longitud Carpa “B” – Marsopa

– Bagre “A”, fue necesario estudiar y analizar información bibliográfica disponible,

información existente del proyecto, así como la información local referente a datos

socioeconómicos, biológicos, demográficos y meteorológicos, tomando en cuenta

además el criterio de los expertos en el área.

Para la evaluación de riesgo del proyecto en estudio, se consideraron dos

metodologías:

1. HazOp (Hazard Operability)

En el Anexo H se presenta la memoria descriptiva de la metodología HazOp, así como

su desarrollo.

2. Evaluación mediante el modelo de simulación RIESGO (Recursos Instrumentales para

la Evaluación Sistematizada de Grandes Riesgos), versión 2.10, de Safety Software

Co, los eventos máximos creíble: derrame o fuga, incendio y explosión.

Metodología de jerarquización de riesgos La matriz de consecuencias y frecuencias se utilizó para la jerarquización de riesgos. La

magnitud de la severidad se presenta a continuación:

de 29




Valor (en matriz)

Orden de la magnitud de la severidad

Descripción cualitativa

1 Despreciable Mala operación con acción correctiva que no

afecta el proceso y al equipo.

2 Muy bajo Perdidas momentáneas del control del proceso.

3 Bajo Daño menor al equipo.

4 Intermedio Paro del equipo por daño severo.

5 Alto Daño permanente a equipo o estructura.

6 Muy alto Daño total, se requiere reemplazo total de

equipos y estructura.

La ponderación de la magnitud de la frecuencia se presenta a continuación:

Valor

(en matriz) Orden de la magnitud de la

frecuencia Descripción cualitativa

1 Una vez en 10 000 por año. Sorprendente si ocurre alguna vez durante el

tiempo de vida de la instalación.

2 Una vez en 1 000 por año. Remotamente posible.

3 Una vez en 100 por año

(1%) de probabilidad.

No se espera que ocurra durante el tiempo de vida

de la planta pero puede ocurrir.

4 Al menos una vez cada 10

años.

Probablemente ocurra una vez durante el tiempo

de vida de la instalación.

5 Una vez al año. Ocurrencia ocasional algunas veces durante el

tiempo de vida de la instalación.

6 Una vez al mes. Ocurre frecuente o regularmente.

La combinación de las tablas de Ponderación de Severidad + Frecuencia, determinan el

grado de riesgo en el cual a mayor valor mayor riesgo como se establece en la

siguiente matriz de jerarquización de riesgos:

de 29




6 7 8 9 10 11 12

5 6 7 8 9 10 11

4 5 6 7 8 9 10 Tipo de riesgo

3 4 5 6 7 8 9 Alto

2 3 4 5 6 7 8 Intermedio

1 2 3 4 5 6 7

Bajo S e

v e

r i d

a d

1 2 3 4 5 6

F r e c u e n c i a

De acuerdo a lo analizado por la metodología HazOp, a continuación se presenta una

tabla con la calificación global de riesgo para diferentes eventos; estos son los más

representativos de la identificación de riesgos.

Tabla No. VI.1.- Jerarquización de riesgos.

No. DE EVENTO TIPO DE EVENTO FRECUENCIA SEVERIDAD

GRADO DE RIESGO

1 Fuga o derrame de gas/aceite en la

interconexión de la Plataforma

Carpa “B” con la tubería de 16” de

diámetro por un orificio de 12”, a

consecuencia de una válvula o

accesorio dañado.

1 3 BAJO

2 Fuga o derrame de gas/aceite por

un orificio de 1" de diámetro en

tubería del oleogasoducto (en el

tramo de la Plataforma Carpa “B” a

la Plataforma Marsopa), ocasionada

por corrosión y desgaste de los

materiales de construcción

1 2 BAJO

de 29





GRADO DE RIESGO



Marsopa con la tubería de 16” de

diámetro por un orificio de 12” de

diámetro, a consecuencia de una

válvula o accesorio dañado.

1 3 BAJO

Tabla No. VI.1.- Jerarquización de riesgos. Continuación...


GRADO DE RIESGO

4 Fuga o derrame de gas/aceite por

un orificio de 1" de diámetro en

tubería del oleogasoducto (en el

tramo de la Plataforma Marsopa a la

Plataforma Bagre “A”), ocasionada

por corrosión y desgaste de los

materiales de construcción

1 2 BAJO



Bagre “A” con la tubería de 16” de

diámetro por un orificio de 12”, a

consecuencia de una válvula o

accesorio dañado.

1 3 BAJO

6 Incendio de charco ocasionado por

la fuga o derrame de gas/aceite por

la corrosión en la tubería de 16’’ de

diámetro, que provoca una ruptura

violenta de la tubería.

1 3 BAJO

En cuanto a las fugas por corrosión, desgaste de los materiales y sobrepresión se tiene

básicamente la misma probabilidad de ocurrencia en todos los casos, debido a que

de 29




tanto el mantenimiento como la exposición de los materiales al ambiente húmedo del

Golfo de México, ocasionan deterioro físico de las instalaciones. Para poder disminuir el

riesgo de éstos eventos se recomienda supervisar que se lleven a cabo estrictamente

los programas de mantenimiento preventivo a las instalaciones y específicamente la

protección externa e interna del ducto.

Las rupturas completas son poco probables, y si ésta se llegase a presentar, se

derivaría de un desgaste de tubería y/o una mala operación. La recomendación para

evitar que éste evento no suceda es que se realicen correctamente las maniobras en

toda la tubería desde que inicia la interconexión con las Plataformas Carpa-B, el

trayecto de la tubería submarina hasta la Plataforma Marsopa. En estos eventos la

posibilidad de ocurrencia es muy remota y su frecuencia demasiado baja, por lo que el

grado de riesgo por lo tanto es bajo.

VI.3 Radios potenciales de afectación. Determinar los radios potenciales de afectación, a través de la aplicación de modelos

matemáticos de simulación, del o los evento(s) máximo(s) probable(s) de riesgo y

evento(s) catastrófico(s), identificados en el punto VI.2., e incluir la memoria de cálculo

para la determinación de los gastos, volúmenes y tiempos de fuga utilizados en las

simulaciones, debiendo justificar y sustentar todos y cada uno de los datos empleados

en estas determinaciones.

En las modelaciones por toxicidad, deben considerarse las condiciones meteorológicas

más críticas del sitio con base en la información de los últimos diez años (sección III.2).

Para el caso de simulaciones por explosividad, deberá considerarse en la

determinación de las Zonas de Alto riesgo y Amortiguamiento el 10% de la energía total

liberada.

de 29




Representar las zonas de alto riesgo y amortiguamiento obtenidas en un plano a escala

mínimo de 1:50,000.

Una vez identificados los puntos probables de riesgos, se simularon en forma

matemática por medio del simulador RIESGO (Recursos Instrumentales para la

Evaluación Sistematizada de Grandes Riesgos), versión 2.10, de Safety Software Co,

los eventos máximos creíble: derrame o fuga, incendio y explosión.

Suposiciones para alimentar datos al simulador:

La experiencia del personal que da mantenimiento en instalaciones.

La experiencia del grupo de técnicos que elabora este estudio.

Los resultados previos de la aplicación de la metodología HazOp.

Características CRETIB

Listado de Actividades Altamente Riesgosas.

Adicionalmente, se tomaron las siguientes consideraciones:

1. Fuga o derrame de gas/aceite en la interconexión de la Plataforma Carpa “B” con la

tubería de 16” de diámetro por un orificio de 12”, a consecuencia de una válvula o

accesorio dañado.

2. Fuga o derrame de gas/aceite por un orificio de 1" de diámetro en tubería del

oleogasoducto (en el tramo de la Plataforma Carpa “B” a la Plataforma Marsopa),

ocasionada por corrosión y desgaste de los materiales de construcción

3. Fuga o derrame de gas/aceite en la interconexión de la Plataforma Marsopa con la


accesorio dañado.

4. Fuga o derrame de gas/aceite por un orificio de 1" de diámetro en tubería del

oleogasoducto (en el tramo de la Plataforma Marsopa a la Plataforma Bagre “A”),

ocasionada por corrosión y desgaste de los materiales de construcción.

de 29




5. Fuga o derrame de gas/aceite en la interconexión de la Plataforma Bagre “A” con la


accesorio dañado.

6. Las tasas máximas de descarga (kg/min.) serán calculadas por el simulador

RIESGO.

7. Las características físicas y químicas del aceite crudo permanecen constantes

respecto al tiempo y están descritas en las hojas de seguridad que se muestran en

el Anexo 3. 8. Las condiciones atmosféricas utilizadas son “estables” (clase de estabilidad B y

velocidad del viento de 2 – 4 m/s) e “inestables” (clase de estabilidad C y velocidad

del viento de 5 – 7 m/s).

9. Se alimentará el tiempo máximo estimado para la detección y control de la fuga,

tomando en cuenta el tiempo máximo para la localización del evento, las

características y la ubicación de los accesos a las válvulas de control.

de 29




EVENTO 1. Fuga o derrame de gas/aceite en la interconexión de la Plataforma Carpa “B” con la


accesorio dañado. La simulación se considera que se realiza bajo condiciones

atmosféricas estables.

Localización: En un extremo del oleogasoducto.

Causas: Falta de mantenimiento y vigilancia.

DATOS ALIMENTADOS AL SIMULADOR

1. TEMP. DE EBULLICIÓN = 691.07 °F 2. TEMP. DEL LIQUIDO EN CONTENEDOR = 86 °F 3. TEMP. DEL AMBIENTE = 75.38 °F 4. PESO MOLECULAR = 244.5 g/gmol 5. VELOCIDAD DEL VIENTO = 6.711 mph 6. CLASE DE ESTABILIDAD = B 7. FLUJO = 25 000 BPD 8. LIMITE INFERIOR DE INFLAMABILIDAD = 1.4 9. COEFICIENTE DE SALIDA = 0.62 10. PRESION DE TUBERÍA = 355.6 psia 10. PUNTO DE INFLAMACION = 40 °F 11. DIÁMETRO DE LA TUBERÍA = 16’’ 12. DIÁMETRO DEL ORIFICIO = 12” 13. LONGITUD DE TUBERÍA = 72178.48 pies

RESULTADOS : La tubería descargará 3491751 lb a 10208 lb/min por 342.1 minutos. Otras 360222 lb se

fugarán a 6003.7 lb/min por 60 minutos. Se asume para posteriores modelos que una

cantidad de 3851973 lb se fugarán a 10208 lb/min por 377.4 minutos. Se espera que el

material derramado esté en estado líquido.

de 29




Este procedimiento asume que el contenedor se desocupa al cesar el flujo. En algunos

casos el grupo de respuesta, o un sistema de emergencia podrían detectar la fuga y

detener la descarga a tiempo antes de que el contenedor se desocupe completamente.

La duración de la descarga se ha estimado en 377.4 minutos.

Derrame RESULTADOS :

Máxima área creible = 1869915 pies2

Esto es igual a un círculo con diámetro de 1543.1 pies o a un cuadrado con lados de

1367.5 pies .

Area de quemado = 42995 pies2

Tasa de evaporación = 10208 lb/min

Duración de evaporación = 377.4 minutos

Radiación de incendio RESULTADOS :

Radio del incendio = 117 pies (35.66 m)

Altura de la llama = 108 pies (32.92 m)

Radio de zona mortal = 194 (59.13 m)

Radio de zona de lesiones = 278 (84.73 m)

de 29




EVENTO 2

Fuga o derrame de gas/aceite por un orificio de 1” de diámetro en tubería del

oleogasoducto (en el tramo de la Plataforma Carpa “B” a la Plataforma Marsopa),

ocasionada por corrosión y desgaste de los materiales de construcción. La simulación

se realiza bajo condiciones atmosféricas inestables.

Localización: En cualquier punto a lo largo del oleogasoducto.



1. TEMP. DE EBULLICIÓN = 691.07 °F 2. TEMP. DEL LIQUIDO EN CONTENEDOR = 86 °F 3. TEMP. DEL AMBIENTE = 75.38 °F 4. PESO MOLECULAR = 244.5 g/gmol 5. VELOCIDAD DEL VIENTO = 13.42 mph 6. CLASE DE ESTABILIDAD = C 7. FLUJO = 25 000 BPD 8. LIMITE INFERIOR DE INFLAMABILIDAD = 1.4 9. COEFICIENTE DE SALIDA = 0.62 10. PRESION DE TUBERÍA = 355.6 psia 11. PUNTO DE INFLAMACION = 40 °F 12. DIÁMETRO DE LA TUBERÍA = 16’’ 13. DIÁMETRO DEL ORIFICIO = 1’’ 14. LONGITUD DE TUBERÍA = 72178.48 pies 15. DIAMETRO DE TUBERÍA = 16 pulg.

RESULTADOS : La tubería descargará 24248 lb a 81.5 lb/min por 297.8 minutos. Otras 360222 lb se


cantidad de 384470 lb se fugarán a 81.5 lb/min por 4717.5 minutos. Se espera que el


de 29











94.7 pies .

Area de quemado = 343.3 pies2

Tasa de evaporación = 81.5 lb/min



Radio del incendio = 10.5 pies (3.2 m)




de 29




EVENTO 3

Fuga o derrame de gas/aceite en la interconexión de la Plataforma Marsopa con la


accesorio dañado. La simulación se realiza bajo condiciones atmosféricas inestables.

.La simulación se realiza bajo condiciones atmosféricas inestables.





RESULTADOS : La tubería descargará 3491751 lb a 10208 lb/min por 342.1 minutos. Otras 360222 lb se


cantidad de 3851973 lb se fugarán a 10208 lb/min por 377.4 minutos. Se espera que el


de 29









Máxima área creible = 1 122 003 pies2


1059.3 pies .









de 29




EVENTO 4 Fuga o derrame de gas/aceite por un orificio de 1" de diámetro en tubería del

oleogasoducto (en el tramo de la Plataforma Marsopa a la Plataforma Bagre “A”),

ocasionada por corrosión y desgaste de los materiales de construcción. La simulación

se realiza bajo condiciones atmosféricas estables.

Localización: En cualquier punto a lo largo del oleogasoducto.



1. TEMP. DE EBULLICIÓN = 691.07 °F 2. TEMP. DEL LIQUIDO EN CONTENEDOR = 86 °F 3. TEMP. DEL AMBIENTE = 75.38 °F 4. PESO MOLECULAR = 244.5 g/gmol 5. VELOCIDAD DEL VIENTO = 6.711 mph 6. CLASE DE ESTABILIDAD = B 7. FLUJO = 25 000 BPD 8. LIMITE INFERIOR DE INFLAMABILIDAD = 1.4 9. COEFICIENTE DE SALIDA = 0.62 10. PRESION DE TUBERÍA = 355.6 psia 11. PUNTO DE INFLAMACION = 40 °F 12. DIÁMETRO DE LA TUBERÍA = 16’’ 13. DIÁMETRO DEL ORIFICIO = 1’’ 14. LONGITUD DE TUBERÍA = 45932.76 pies 15. DIAMETRO DE TUBERÍA = 16 pulg.

RESULTADOS : La tubería descargará 15431 lb a 81.5 lb/min por 189.5 minutos. Otras 360222 lb se


cantidad de 375653 lb se fugarán a 81.5 lb/min por 4609.3 minutos. Se espera que el


de 29









Máxima área creible = 15063.9 pies2


122.8 pies .

Area de quemado = 343.3 pies2

Tasa de evaporación = 81.5 lb/min



Radio del incendio = 10.5 pies (3.2 m)




de 29




EVENTO 5 Fuga o derrame de gas/aceite en la interconexión de la Plataforma Bagre “A” con la


accesorio dañado. La simulación se realiza bajo condiciones atmosféricas inestables.





RESULTADOS : La tubería descargará 2222072 lb a 10208 lb/min por 217.7 minutos. Otras 360222 lb

se fugarán a 6003.7 lb/min por 60 minutos. Se asume para posteriores modelos que

una cantidad de 2582294 lb se fugarán a 10208 lb/min por 253 minutos. Se espera que

el material derramado esté en estado líquido.

de 29







La duración de la descarga se ha estimado en 253 minutos.




1075.8 pies .



Duración de evaporación = 253 minutos






de 29




Tabla No. VI.2.-Resultados más representativos.

TOXICIDAD (CONCENTRACIÓN)

INFLAMABILIDAD (RADIACIÓN TÉRMICA)

EXPLOSIVIDAD (SOBREPRESIÓN)

EVENTO

IDHL TLV8 o TLV15

5 kw/m2 1.4 kw/m2

1.0 lb/pulg2

0.5 lb/pulg2

CASO 1 N. D. N. D. 194 pies (59.13 m)

278 pies (84.73 m)

N .A. N .A.

CASO 2 N. D. N. D. 18 pies (5.49 m)

25 pies (7.62 m)

N .A. N .A.

CASO 3 N. D. N. D. 194 pies (59.13 m)

278 pies (84.73 m)

N .A. N .A.

CASO 4 N. D. N. D. 18 pies (5.49 m)

25 pies (7.62 m)

N .A. N .A.

CASO 5 N. D. N. D. 194 pies (59.13 m)

278 pies (84.73 m)

N .A. N .A.

En el Anexo J se presenta la Memoria Descriptiva y en el Anexo K se presenta el

Diagrama de Pétalos en el que se representan las zonas de alto riesgo y

amortiguamiento de cada uno de los eventos simulados.

VI.4 Interacciones de riesgo. Realizar un análisis y evaluación de posibles interacciones de riesgo en otras áreas,

equipos, ductos o instalaciones próximas al ducto que se encuentren dentro de la Zona

de Alto Riesgo, indicando las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo

de las mismas.

Con base en los resultados obtenidos en la aplicación de la metodología de

identificación de riesgos (HazOp), así como los resultados obtenidos en el modelo de

de 29




simulación, se considera que el evento de fuga de la mezcla gas-aceite amargo y fuga-

incendio de la mezcla gas-aceite serán los de mayor probabilidad de ocurrencia.

1. Fuga de hidrocarburo. Las fugas de hidrocarburo son los eventos de riesgo más frecuentes en este tipo de

instalaciones y las principales causas que las producen son por lo menos las siguientes:

1. Corrosión interna o externa en la tubería.

2. Mala calidad de los materiales de construcción.

3. Deficiencias en el procedimiento constructivo como soldadura, protección catódica,

recubrimiento exterior y pruebas de aceptación.

4. Factores externos.

2. Incendio. Una vez que un derrame o fuga de un hidrocarburo líquido se presenta y no se controla

a tiempo, y de existir las condiciones, el líquido puede estancarse y crear un charco, y si

los vapores del material fugado alcanzan una fuente de ignición como una flama o

chispa, se generará un incendio el cual produce radiación térmica continua y la

dimensión de sus efectos depende del tamaño del charco, las propiedades del material

y las condiciones ambientales.

MEDIDAS PREVENTIVAS

1. En caso de un accidente, se deberán llevar a cabo los procedimientos para el

cierre de válvulas de corte en las Plataformas Carpa “B”, Marsopa y Bagre “A”

dando a conocer el evento a los departamentos operativos y de mantenimiento

correspondientes.

2. Se deberán aplicar los programas de mantenimiento preventivo a los sistemas

de control de presión en las Plataformas Carpa “B”, Marsopa y Bagre “A”.

de 29




3. Se deberá llevar a cabo el programa de mantenimiento preventivo a el

oleogasoducto de 16” de diámetro y 36 Km.. de longitud poniendo especial

atención a la medición de espesores y al sistema de protección catódica.

4. Se deberá llevar a cabo el programa de reemplazos de tramos donde se

encuentren espesores menores a la especificación.

5. Se deberá dar capacitación al personal de operación y mantenimiento en

cuanto a seguridad.

6. Se deberá llevar a cabo la evaluación continua de la calidad de la protección

externa de los accesorios e instrumentos de medición y control, para

corroborar que cumple con las especificaciones establecidas en el diseño.

7. Se deberá supervisar durante la etapa de construcción, que las

especificaciones de los materiales cumplan con lo establecido en el diseño.

8. Se deberá llevar a cabo el programa de reemplazos de accesorios con

especificaciones menores al diseño, durante la operación del proyecto.

9. Se recomienda llevar a cabo campañas continuas de concientización al

personal operativo, de las consecuencias que se tendrían en caso de

abandono de su área de trabajo o irresponsabilidad de sus actividades

operativas.

10. Se deberá notificar a la Capitanía de Puerto, para dar a conocer la ubicación

exacta del oleogasoducto, para su inclusión en las cartas marítimas, para evitar

el fondeo de embarcaciones en el área de instalación.

11. Se deberá cumplir con el rol de personal operativo para evitar fatiga en el

trabajo, y llevar a cabo un estudio para seleccionar las áreas de mayor

ausentismo, causas y acciones correctivas.

12. Se deberá contar con una flotilla de personal para cubrir los ausentismos y

evitar doblado o triplicado de turnos.

de 29




CORRECTIVAS 1. Se deberán aplicar los procedimientos de emergencia en caso de una fuga de

la mezcla gas-aceite crudo en el oleogasoducto de 16” de diámetro x 36 Km.

de longitud y coordinarse con las áreas operativas correspondientes de

acuerdo a los Planes de emergencia existentes.

2. En caso de existir afectaciones al ambiente debido a eventos no deseados, se

deberá remediar inmediatamente la zona afectada.

VI.5 Recomendaciones Técnico-Operativas. Indicar claramente las recomendaciones técnico-operativas resultantes de la aplicación

de la metodología para la identificación de riesgos, así como la evaluación de los

mismos, señalados en los puntos VI.2 y VI.3

Las recomendaciones técnico operativas resultantes de la aplicación de la metodología

HazOp para la identificación de riesgos en la sustitución del oleogasoducto, son las

siguientes:

Con el propósito de evitar fugas, se deberá contar con las siguientes medidas de

seguridad para abatir el riesgo:

• Aplicar los procedimientos de mantenimiento preventivo y/o correctivo en los

sistemas reductores de presión, válvulas de seguridad, etc.

• Cumplir con las disposiciones técnicas de mantenimiento durante la vida útil del

cabezal de las Plataformas Carpa “B”, Marsopa y Bagre “A”.

• Revisar periódicamente y bajo programa, la calibración de la instrumentación

instalada en el oleogasoducto.

• Registrar periódicamente, y bajo bitácora, las condiciones operativas durante

operación del oleogasoducto.

de 29




• Verificar que se cumpla con el programa de inspección, vigilancia y monitoreo del

oleogasoducto

• Aplicar correctamente, y bajo la documentación correspondiente, los procedimientos

operacionales para apertura y cierre de válvulas.

• Continuar con la programación y desarrollo de cursos de capacitación y

adiestramiento a todo el personal que conforme las cuadrillas de operación del

oleogasoducto.

• Implantar un sistema de seguimiento de capacitación y adiestramiento a las

cuadrillas de Producción, 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 producción.

• Aplicar los procedimientos de mantenimiento preventivo y/o correctivo en los

sistemas reductores de presión, válvulas de seguridad, etc.

• Aplicar correctamente, y bajo la documentación correspondiente, los procedimientos

operacionales para apertura y cierre de válvulas.

• Información actualizada de las condiciones climáticas.

VI.5.1 Sistemas de seguridad. Describir a detalle las medidas, equipos, dispositivos y sistemas de seguridad con que contará la instalación, consideradas para la prevención, control y atención de eventos extraordinarios. Incluir un plano a escala mínima 1:5,000 indicando la localización de los equipos, dispositivos y sistemas de seguridad. Durante el desarrollo de las actividades de operación del oleogasoducto, 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.

de 29




En lo que respecta a la tubería del ducto, éste cuenta con un sistema de válvulas e

indicadores que monitorean y controlan las condiciones de altas presiones que pueden

presentarse dentro del ducto. El ducto contará con válvulas de corte, las cuales serán

del tipo hidroneumático con accesorios para operar localmente.

Equipos, dispositivos y sistemas de seguridad con que cuenta o contará la tubería del

ducto, consideradas para la prevención, control y atención de eventos extraordinarios

es el siguiente:

• Anillo contra incendio

• Equipos de aire autónomo

• Balsas inflables de emergencia

• Lanchas

• Válvulas de seguridad.

• Plan de emergencias

• Alarma de avisos de emergencia

• Sistema de paro de emergencias

• Equipos recuperadores de hidrocarburos

VI.5.2 Medidas preventivas. Indicar las medidas preventivas, incluidos los programas de mantenimiento e inspección, así como los programas de contingencias que se aplicarán durante la operación normal del proyecto, para evitar el deterioro del ambiente, además de aquellas orientadas a la restauración de la zona afectada en caso de accidente. Como medida preventiva, durante el desarrollo de las actividades de sustitución, se

contará con equipo de protección personal diverso (ropa de algodón, cascos, guantes,

zapatos, protección ocular, etc.), con extintores portátiles y semifijos, así como con

sistemas de control secundario; además de contar con el Plan General PEMEX de

Contingencia por derrames de hidrocarburos en el mar. Número de documento DCSSI-

P-DM-001. Mayo 31 de 2000. Ver Anexo I.

de 29




Mantenimiento e inspección: Los mantenimientos que se le dan al ducto, se dividen en mantenimiento menor y

mayor.



















Tipo de reparaciones a sistemas y equipos: Sustitución de tramos del oleogasoducto.

Reforzamiento de protección catódica.

Recubrimiento exterior de tubería en zona de mareas.

Asentamiento del oleogasoducto al lecho marino.

de 29




VI.6 Residuos y emisiones generadas durante la operación del ducto. Durante la operación del ducto, no se generarán Residuos Peligrosos, por tratarse de

una instalación de conducción de hidrocarburos, los únicos que se generarán será

durante el mantenimiento del ducto (recubrimiento anticorrosivo), los cuales serán

dispuestos por la contratista encargada de realizar estos trabajos, mediante compañía

autorizada por la Dirección General de Gestión Integral de Materiales y Actividades

Riesgosas para el manejo y disposición final de residuos peligrosos.

VI.6.1 Caracterización. Como se mencionó en el numeral VI.6 los residuos generados durante las actividades

del mantenimiento del oleogasoducto de 16” x 36 Km. se caracterizarán de conformidad

con la NOM-052-SEMARNAT-1993.

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento. Indicar la factibilidad de reciclaje o tratamiento de los residuos generados durante la

operación del ducto.

PEMEX Exploración y Producción no reciclará los residuos generados durante la

operación y mantenimiento del ducto.

Los residuos provenientes del mantenimiento de este ducto, se entregarán por medio

de la contratista encargada de dichos trabajos; a empresas autorizadas por la Dirección

General de Gestión Integral de Materiales y Actividades Riesgosas para realizar el

reciclaje.

de 2




VII RESUMEN.

1. Señalar las conclusiones del estudio de Riesgo ambiental. Como resultado de la aplicación de la metodología HazOp para identificar los

escenarios de riesgos en el oleogasoducto de 16” de diámetro x 36 Km de longitud

ubicado en el Golfo de México, el cual conduce mezcla gas-aceite proveniente de las

Plataformas Carpa “B”, Marsopa y Bagre “A” de acuerdo a las condiciones de

operación, se identificaron que los únicos riesgos que se podrían presentar son fuga o

derrame de la sustancia, ya sea por daño causado por la corrosión en la tubería o por

válvulas o accesorios de la tubería dañados y todo debido a falta de mantenimiento de

la tubería, ya que debido que el proyecto se desarrollará en un ambiente marino es casi

imposible que otros tipos de eventos puedan ser los causantes.

La aplicación de los modelos de simulación, en la evaluación del evento permite

establecer las zonas de riesgo y amortiguamiento; información que es necesaria para

redefinir las rutas de evacuación establecidas por PEMEX-Exploración y Producción, y

dar atención de una manera más efectiva, ante la presencia del evento simulado, los

cuales se describen a continuación:

De acuerdo a la evaluación de los escenarios, se estableció que el radio de riesgo y

zona de amortiguamiento quedaron definidas para una distancia de 59.13 m y 84.73 m

respectivamente, para los eventos 1, 3 y 5; y 5.49 m y 7.62 m respectivamente, para los

eventos 2 y 4.

de 2




2. Hacer un resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de Riesgo ambiental señalando desviaciones encontradas y posibles áreas de afectación.

El proyecto DISEÑO, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN DE OLEOGASODUCTO DE 16”

Ø X 36 KM. DE LONGITUD DE LAS PLATAFORMAS CARPA “B” – MARSOPA BAGRE

“A”, se localizará en el Golfo de México a 21.5 KM. de la costa de Tuxpan, Ver. y

tomando en cuenta los resultados obtenidos de las simulaciones de los eventos de

fuga de gas-aceite; que dieron como resultado una zona de alto riesgo de 59.13 m y

una zona de amortiguamiento de 84.73 m, para los eventos 1, 3 y 5; asimismo una zona

de alto riesgo de 5.49 m y una zona de amortiguamiento de 7.62 m, para los eventos 2

y 4; se considera que de presentarse estos evento solo serían afectadas las

instalaciones de PEMEX, por lo tanto se considera viable desde el punto de vista de

Riesgo Ambiental.

Cabe mencionar de manera especial, que este riesgo es potencialmente controlable

con la aplicación de procedimientos de seguridad y buenas prácticas operacionales,

mismos que tiene implementados PEMEX Exploración y Producción.

Por lo tanto es importante reiterar, que es fundamental el seguimiento de los programas

de mantenimiento preventivo, entrenamiento permanente en los programas de atención

a contingencias, así como la consistencia en el cumplimiento del programa ambiental

en materia de aire, residuos peligrosos, seguridad e higiene industrial.

3. Presentar el informe técnico debidamente llenado.

En el Anexo “2” se presenta el Informe Técnico.

de 2




VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

VIII.1 Formatos de presentación. VIII.1.1 Planos de localización. En el Anexo “H” se presentan los siguientes planos de ubicación del proyecto:

• Croquis de ubicación, tomado del extracto del Plano Batimétrico Tampico a Punta

del Morro, Escala 1:154,000 publicada por la Dirección General de Oceanografía

Naval Costa Este de la Secretaría de Marina.

• Ubicación del proyecto, tomado del extracto de las cartas topográficas INEGI

Tamiahua F14-9 y Poza Rica F14-12, Escala 1:125,000.

VIII.1.2 Fotografías. En el Anexo “1” se presentan las fotografías con una breve descripción de los

aspectos del proyecto.

VIII.1.3 Videos. Como se ha venido indicando es un proyecto netamente marino que por los alcances

del mismo no es posible contar con la posibilidad y equipos necesarios para dar

cumplimiento con este punto.

VIII.2 Otros anexos. Se han incluido en el apartado de otros anexos, los que a continuación se describen:

de 2




Anexo “A” Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Anexo “B” Copia simple del Registro Federal de Contribuyentes de PEMEX-

Exploración y Producción.

Anexo “C” Nombramiento del Ing. Arturo A. Musalem Solís como Coordinador de

Unidad de Administración de Asuntos Externos y Comunicación.

Anexo “D” Copia de Acta constitutiva de la empresa Profesional Madero, S.A. de C.V.

y sus modificaciones.

Anexo “E” Copia simple de cédula Fiscal de Profesional Madero, S.A. de C.V.

Anexo “F” Copia simple de los documentos del responsable de la elaboración del

Estudio de Riesgo Ambiental.

Anexo “G” Evaluación Ingenieril-geológica del corredor Carpa-101 a Marsopa,

Evaluación Ingenieril-Geológica Corredor Marsopa a Bagre “A” y Evaluación Ingenieril-

Geológica del corredor Carpa-101 a Carpa “B”.

Anexo “H” Planos de ubicación con datos relevantes para la identificación del sitio de

instalación del proyecto.

Croquis de ubicación, tomado del extracto del Plano Batimétrico Tampico a

Punta del Morro, Escala 1:154,000 publicada por la Dirección General de Oceanografía

Naval Costa Este de la Secretaría de Marina.

Ubicación del proyecto, tomado del extracto de las cartas topográficas INEGI

Tamiahua F14-9 y Poza Rica F14-12, Escala 1:125,000. Anexo “I” Plan General PEMEX de Contingencia por Derrames de Hidrocarburos en el

Mar. Anexo “J” Memoria descriptiva y desarrollo de la metodología HazOp.

Anexo “K” Diagrama de Pétalos.

Anexo “L” Plano estructural y de detalles (sólo impreso).

Tipo de instalación de válvula de corte de bola con actuador hidroneumático.

de 2




Arreglo general de la infraestructura Carpa-Marsopa.

Anexo “M” Glosario de Términos Anexo “N” Bibliografía.

I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL...

Documents

Transcript of I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL...