II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO. -...

II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO. II.1. INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO. La parte Sur del campo Lankahuasa fue explorada mediante los estudios geológicos ygeofísicos respectivos teniendo como resultado las altas probabilidades de la existencia dehidrocarburos de tipo gaseoso; con la perforación y aforos efectuados al pozo Lankahuasa1, se ubico a este proyecto como una provincia productora de gas técnica y económicarentable con altas expectativas de contener grandes volúmenes de reserva 2P (probada +probable) del orden de 678 mmmpc, razón por la que se decide la explotación delyacimiento, para el cual es necesario construir el gasoducto (submarino-terrestre) requerido para conducir el gas de la plataforma trípode marina Lankahuasa 1 hacia laestación de separación, deshidratación, compresión y medición de gas “El Raudal”. El proyecto consiste en la construcción, instalación y puesta en operación del gasoductode 24” de diámetro que sale de la trampa de envió de diablos localizada en la plataformatrípode Lankahuasa 1 hacia la plataforma Lankahuasa 76 en la parte submarina, endirección a la estación de separación, deshidratación y medición de gas “El Raudal” en la parte terrestre, después continuará hasta conectarse al gasoducto 48” de diámetro “Cactus-Reynosa”. El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al incorporarreservas de hidrocarburos, el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre lasprioridades gubernamentales para el desarrollo como factor base de la política económicanacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo 2001-2006. En este proceso, la captación de divisas y el desarrollo de la industria extractiva para consumonacional y de exportación son objetivos primordiales de la actividad petrolera. II.1.1. Naturaleza del proyecto. Con la interpretación de los levantamientos sísmicos 3D (realizados a partir del año 2000),con el apoyo de los modelos geológicos postulados, la aplicación de técnicas deinterpretación como la extracción de amplitudes y aplicación de Técnica para la detecciónde gas (llamada AVO por su siglas en ingles “Amplitude versus Offset); identificando variaciones de amplitud en las familias de trazas sísmicas asociadas a un punto de reflejocomún (CDP, Common Depth Point), también conocidas como gathers.o familias CDP), se llevó a cabo la documentación y aprobación de varios localizaciones exploratorias. Una de ellas, fue la perforación exploratoria del Pozo Lankahuasa 1, en donde sedescubrió una nueva provincia gasífera en la Plataforma Continental del Golfo de México.En este pozo se tuvo una importante producción inicial en diferentes intervalos del MiocenoSuperior.

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29/11/2009file://C:\Documents and Settings\Juan\Mis documentos\VERACRUZ\2003\30VE200...

El pozo Lankahuasa 1, quedo temporalmente taponado en espera de infraestructura deproducción. Durante la terminación del pozo, se llevaron a cabo 5 pruebas de producción,resultando todas ellas exitosas, con gastos iniciales que en forma sucesiva fueron de 15,22, 2, 26 y 4 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) como gasto máximocorrespondiente a cada una de las 5 pruebas realizadas. A partir del análisis de los hidrocarburos producidos, los yacimientos fueron clasificados como de gas seco dulce no asociado. Y se estimo una reserva de gas seco dulce de 1,254 miles de millones de pies cúbicos (MMMPC) a nivel de 3P (Probada + probable +posible; en proceso de certificación) Por tal motivo se requiere la construcción, instalación y puesta en operación del gasoductode 24” de diámetro para transportar la producción de la plataforma Lankahuasa 1 y en unfuturo de la plataforma Lankahuasa 76 (sí, es productiva), hacia las instalaciones detratamiento (separación, deshidratación, compresión y medición del gas), previas a lainterconexión con el gasoducto troncal de 48” de diámetro “Cactus – Reynosa”. II.1.2. Selección del sitio. La selección del sitio del ducto fue concebido bajo los siguientes criterios: Criterios ambientales. 1. Inexistencia de ecosistemas críticos, así como de zonas arrecifales y zonas de

inundación. 2. Zona no inmersa en áreas naturales protegidas. Criterios técnicos. 1. Ubicación de los pozos Lankahuasa 1 y Lankahuasa 76, la estación de

compresión de gas y del ducto de 48” de diámetro “cactus-Reynosa”. En donde se determina la ruta más directa entre los dos puntos, para evitar que se presenten inflexiones en la línea.

2. Cruces de otras líneas submarinas y terrestres. 3. Evaluación de estabilidad y sedimentos de la zona, incluyendo erosión y los

depósitos continuos. 4. Longitud de línea. 5. Optimización del aprovechamiento de la trayectoria. Criterios socioeconómicos. 1. Disponibilidad de terreno para la implantación del gasoducto (terreno ejidal). 2. Disponibilidad de uso de suelo sin interferencia con el destinado por el Municipio de

Nautla y Vega de Alatorre. 3. Distancias a poblaciones (centros de población ubicados entre 3.5 y 4.0 km, El Altillo

y El Raudal, respectivamente).

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II.1.3. Ubicación física del proyecto y planos de localización. El proyecto se localiza aproximadamente 17 km. de la costa frente a la Barra de Nautla yVega de Alatorre Veracruz perteneciente a la Plataforma Continental del Golfo de México.En tierra, atravesara el ejido el Raudal, perteneciente al Municipio Nautla y ejido el Laureldel Municipio de Vega de Alatorre Veracruz (véase anexo planos). La poligonal que contiene la ubicación el proyecto esta representado en la figura I.1 y cuyas coordenadas geográficas y UTM se encuentran en la tabla II.1.

TABLA II.1. COORDENADAS UTM Y GEOGRÁFICAS DEL PROYECTO.

IMP, PEMEX 2002. El plano topográfico del trazo del ducto zona terrestre se presenta en la figura II.1. II.1.4. Inversión requerida. La inversión total requerida por el Proyecto Lankahuasa durante el periodo 2002–2018 es de 3,762 millones de pesos, de los cuales 2,777 millones de pesos se refieren aactividades estratégicas y 985 millones de pesos se destinarían a actividades de carácteroperacional. La inversión requerida para llevar a cabo el proyecto del ducto es de $316,200,000.00(trescientos diez y seis millones doscientos mil pesos 00/100MN.). Según se establece enla tabla II.2, con un periodo recuperación de 4 años.

TABLA II.2. INVERSIÓN REQUERIDA DEL PROYECTO (mmp).

PEMEX 2002

TRAZO DE GASODUCTO

COORDENADAS UTM COORDENADAS GEOGRÁFICASX Y LATITUD NORTE LONGITUD OESTE

Plataforma Lankahuasa 1 753,822.777 2’231,885.662 20°10’7.74 -96°34’17.45Curvatura PI 748,958.37 2’238,041.44 20°13’30.12 -96°37’1.84Curvatura PC 749,570.97 2’235,519.16 20°12’7.85 -96°36’42.00Curvatura PT 748,317.32 2’235,554.51 20°12’9.58 -96°37’25.14Punto de costa 740,397.960 2’229,539.20 20°8’57.68 -96°42’0.67Punto de estación de procesamiento de gas 735,674.7475 2’225,910.32 20°7’1.81 -96°44’44.94Punto de ducto de 48” diámetro 735,620.00 2’225,910.00 20°7’1.82 -96°44’46.82

CONCEPTO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008-2018 TOTALInversión 16.2 270 30 0.00 0.0 0.0 316.2Gastos de Operación 0.0 0.0 0.0 6.06 0 0.12 39.59 45.80PERIODO DE RECUPERACIÓN 4 AÑOS

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Figura II.1.TOPOGRÁFICO DE LA UBICACIÓN DEL GASODUTO. II.1.5. Dimensiones del proyecto. La superficie requerida para la construcción del gasoducto en el área marina es de 17Km,por un ancho de 3 m. Lo que representa un área de 51,000 m2, y para el área terrestre es de 6 Km con un ancho de 15 m, lo que representa un área de 90,000 m2, dando un total de 141,000 m2. Esto de acuerdo a la norma de seguridad de PEMEX N° 03.0.02 “Derechos de vía de las tuberías de transporte de fluidos”. II.1.6. Uso actual del suelo y/o cuerpo de agua en el sitio del proyecto y en sus

colindancias. El proyecto se desarrollará en una parte de la zona marina, la cual esta asignadaexclusivamente a la exploración y producción de PEMEX. En cuanto se refiere a la zona terrestre por la cual va a pasar el gasoducto; es destinada alsector agropecuario de baja intensidad, primordialmente para la ganadería tipo vacuno. El proyecto para la construcción del gasoducto de la plataforma Lankahuasa 1 “con el entronque del gasoducto de 48” diámetro Cactus-Reynosa”, el cual colinda: • Al Norte: Con el ejido “el Raudal” que pertenece al Municipio de Nautla. • Al Sur: con el ejido el “Laurel” que pertenece al Municipio de Vega de Alatorre. • Al Este: con la Plataforma Continental del Golfo de México”. • Al Oeste: con el ejido “el Raudal” que pertenece al Municipio de Nautla. Cabe destacar, que actualmente no existen asentamientos poblacionales a lo largo deltrazo del ducto terrestre, las más cercanas se encuentre el Raudal a 3.0 km y El Laurel a 8km. II.1.7. Urbanización del área y descripción de servicios requeridos. La zona no presenta servicios urbanos como agua potable, drenaje y energía eléctrica, yaque se ubica en una zona rural de propiedad ejidal, únicamente se cuenta con caminos deacceso como la carretera federal y terracería, así como con la conducción eléctrica deCFE.

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II.2. CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DEL PROYECTO. El proyecto consiste en la construcción e instalación de un gasoducto de 24” de diámetro para transportar gas dulce proveniente de la plataforma Lankahuasa 1 hacia la estación decompresión “El Raudal” para después interconectarse con el gasoducto de 48” de diámetro “Cactus-Reynosa”. El gasoducto tiene origen en el zona marina, en donde esta ubicada la plataformaLankahuasa 1 y se desplaza hacia la plataforma Lankahuasa 76, recorriendo 17 kmenterrado o sobre el lecho marino hasta entroncar con la línea de costa y recorrer 6 km consu respectivo de derecho de vía terrestre, en los cuales se tendrán 12 cruces. Los cruces corresponden a 10 escurrimientos temporales, dos caminos vecinales deterracería y la carreta federal 180 Matamoros Puerto Juárez Poza Rica, Veracruz a laaltura del kilómetro 108 a una distancia de 8 km del Poblado el Laurel y a 5 Km, delpoblado el Raudal, hasta llegar a la estación “El Raudal”, en donde al gas se deshidratará, se comprimirá y se medirá; para después ser transportado nuevamente por el gasoductode 24” de diámetro, hasta conectarse al gasoducto de 48” de diámetro “Cactus-Reynosa”. Los cruces se realizaran conforme lo indica la tabla II.3, (véase planos). TABLA II.3. CRUCES PREVISTOS PARA LA LÍNEA DEL GASODUCTO TERRESTRE.

IMP 2002

NO. DE CRUCES UBICACIÓN

PROFUNDIDAD (DE LECHO BAJO DE LA UBICACIÓN A LOMO SUPERIOR DE TUBO)

ESPESOR DE LASTRE (pulg)

LONGITUD DE LASTRE (m)

1 Escurridero 1.24 1.5 12.00

2 Escurridero 1.26 1.5 12.00Escurridero 1.87 1.5 24.00

3 Escurridero 1.26 1.5 12.004 Escurridero 1.26 1.5 12.005 Escurridero 1.26 1.5 12.006 Escurridero 1.25 1.5 12.00

7 Escurridero 1.37 1.5 24.00Escurridero 1.25 1.58 Escurridero 1.26 1.5 24.009 Carretera 3.74 -- 36.00

10 Escurridero 1.26 1.5 12.00

11 Camino de terracería 3.50 Sin protección

Escurridero 1.94 1.5 48.00

12 Camino de terracería 3.50 Sin protección

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II.2.1. Programa general de trabajo. El programa general del proyecto será desarrollado conforme lo indica la figura II.2. La preparación y construcción del gasoducto, durará 8 meses. Previo al desarrollo de las etapas del proyecto se procede a la construcción del gasoductoen los talleres del contratista responsable, dado a la importancia que implica esto en el proyecto se procede a su descripción. Fabricación de ductos marinos y terrestres. Las bases de diseño de sistemas de ductos, para el transporte de hidrocarburos en fasegaseosa se considero lo siguiente: 1. Características físicas y químicas del flujo, que están contenidas en la tabla II.4.

TABLA II.4. COMPOSICIÓN DEL FLUJO A TRANSPORTAR.

Fuentes: PEMEX, 2002.

COMPONENTES % MOL Nitrógeno 0.13 Bióxido de carbono 0.26 Ácido Sulfhídrico 0.00 Azufre total -Metano 97.79 Etano 1.04 Propano 0.40 Iso butano 0.12 Butano normal 0.13 Iso pentano 0.05 Pentano normal 0.02 Hexano+p 0.06 Densidad relativa 0.572 Peso molecular 16.58 poder calorífico btu/ft3 982.00 poder calorífico kcal/m3 8738.92 C3+licuables bls/mmpc 5.53 Agua disuelta saturado Oxigeno 0.00 Material sólido finos, aportes naturales de yacimientoTemperatura °C 45/30/15

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FIGURA II.2. PROGRAMA DE TRABAJO.

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2. La presión interna y temperatura de operación y condiciones de flujo, se presentan en la tabla II.5. Dichos valores fueron arrojados después de un estudio de riesgo porparte del IMP sobre el efecto de presión interna en líneas submarinas (véase anexo documentos).

TABLA II.5. CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL DUCTO

IMP 2002.

3. Los parámetros oceanográficos utilizados para el diseño de la línea marina, semuestran en la tabla II.6.

TABLA II.6. PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS.

IMP 2002. 4. En base a las condiciones de operación y las características del flujo, se da el

material seleccionado y sus especificaciones de la línea marina y la terrestre (Tablas II.7 y II.8).

TABLA II.7. LISTA DE MATERIALES PARA LA FABRICACIÓN DE TUBERÍA.

IMP 2002

CONDICIONES DE OPERACIÓN MÁXIMO NORMAL MÍNIMO MPCSD) 350 240 225 (kg/cm2) 84.4 73.8 24.6 atura (ºC) 50 30/10 10/-3

LÍNEA DIÁMETRO

(pulg) PROFUNDIDAD

(pies)

PERIODO DE RETORNO DE 10 AÑOS

PERIODO DE RETORNO DE 100 AÑOS

Hs (pies)

Pp(seg)

Vc 95% prof.

(pies/cm)Hs

(pies) Pp

(seg) Vc 95%

prof. (pies/cm)

24 26.24 6.56 10.5 1.48 15.75 12.0 3.58211.61 15.09 10.5 0.853 28.87 12.0 2.13

TUBERÍA DIÁMETRO ESPESOR FACTOR DE CORROSIÓN

DESCRIPCIÓN CÓDIGO DE DISEÑO

Marina regular 24” 0.625” 0.125”

a) válvula de bola de

paso completo. b) Rango de bridas y

válvulas 600lbs ANSI

tipo RTJ c) Acero al carbón API-

5L Gr.X52

API-RP-1111, ASME

B.31.8 y NACE MR-010-

75

ascendente 24” 0.688” 0.125” Acero al carbón API-5L

Gr. X52

API-RP-1111, ASME

B.31.8 y NACE MR-010-

75

Curvas de

expansión 24” 0.688” 0.125” Acero al carbón API-5L

Gr. X52 API-RP-1111, ASME

B.31.8 y NACE MR-010-

75

Terrestre 24” 0.125” 0.812”

a) válvula de bola de

paso completo. b) Rango de bridas y

válvulas 600lbs ANSI

tipo RTJ c) Acero al carbón API-

5L Gr. X52

ASME B.31.8, API RP-

1111,API 1104 y API – 5L

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TABLA II.8. ESPECIFICACIONES DE CONSTRUCCIÓN DE LA TUBERÍA.

IMP 2002.

5. Las cargas vivas y muertas externas y anticipadas derivadas de temblores, deslaves,vibración expansiones y contracciones térmicas fueron fundamentales paradeterminar el espesor de la pared del ducto.

6. Todas las conexiones soldables y accesorios soldables que se emplearan en la

fabricación del ducto, estarán de acuerdo a lo indicado en la especificación ANSIB16.9 Wrought Buil-Weiding Fitting, última edición.

7. Todos los materiales a utilizar serán nuevos y PEMEX contará con los documentos

que certifiquen y garanticen la calidad y el cumplimiento de las especificacionesrequeridas para una operación confiable, segura y con el mínimo de riesgo durante laoperación.

8. El factor de seguridad por densidad de población se estableció de 200 metros de

cada lado del eje de la tubería en base a las características del área unitaria con 10 omenos construcciones. En donde el área unitaria es la porción de terreno donde estaubicado el ducto.

9. Espesor adicional por desgaste o margen de corrosión. Con la finalidad de evitar la

corrosión y acción abrasiva del flujo y del medio ambiente, se aplicarán tratamientosexternos e internos, los cuales consisten en lo siguiente:

• Tratamiento externo e internos anticorrosivo zona terrestre y marino.

Para llevar acabo una buena protección anticorrosiva es necesario una limpiezaexterior e interior de la tubería.

ESPECIFICACIONES INFORMACIÓN DE LA TUBERÍA

R-001-PEMEX-2000 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos para líneas submarinas

04/IMP Codos, Bridas y accesorios para líneas submarinas P 3.135.07 Recubrimiento de lastre de concreto

R-026-PEMEX-2000 Protección con recubrimiento anticorrosivos para tuberías, entradas y/o sistemas sumergibles

33/IMP Soldadura de campo para líneas submarinas

0301.01/2000 Pruebas hidrostática para tuberías submarinas de recolección y transporte de hidrocarburos

R-047-PEMEX-2002 Diseño instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica

0721.01/2000 Instalación de tuberías submarinas de recolección y transporte de hidrocarburos.

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• Protección anticorrosiva para zona terrestre. Se efectuará la limpieza de la tubería a metal blanco y protegerla con un material derecubrimiento anticorrosivo que se aplique a la tubería el cual será termocontractil osimilar y con una vida útil de 20 años como mínimo para una temperatura deoperación de 80°C y una eficiencia del 98%, sin presentar degradación de suspropiedades químicas o favorecer corrosión de degradación o modificación de suspropiedades químicas o favorecer corrosión de la tubería por falla local delrecubrimiento, especificación PEP-ATC-001, ultima revisión (véase anexo planos).

• Protección anticorrosiva zona marina.

Consiste en aplicar un compuesto anticorrosivo, para lo cual se limpia la tubería de impurezas y óxido por medio de granalla de acero, en una máquina limpiadora(Sandblast); posteriormente se aplica la pintura primaria que sirve de enlace entre eltubo y el anticorrosivo. Ya pintado el ducto, se aplica una capa de esmalte a 230ºC. Se le adhiere una cinta de “vidrioflex” cubriendo el tubo y finalmente la cinta de “vidriomat”. Como paso final, los tubos se cubren con una mezcla de concretoformada de 80% de mineral de hierro y arena, 20% de cemento, reforzado con mallade alambre.

• Protección mecánica anticorrosiva externa.

En todas las estructuras superficiales se aplicará el sistema de protección anticorrosiva indicada en las especificaciones de PEMEX No. LA-80, RP-6, RA-26 Y 2.41 1.0 1, últimas ediciones. Limpieza con chorro de arena a metal blanco, aplicación de una mano de epóxico catalizado de 2.0 milésimas de pulgada de espesor de película seca, aplicación de dos manos de acabado epóxico catalizado de alto contenido de sólidos, con un espesor total del sistema de 10 a 12 milésimas de pulgada de película seca. Posteriormente, la tubería se aislará con neopreno en todas las bases de concreto, soportes metálicos y abrazaderas de sujeción. Los requisitos mínimos que deberán cumplir todos los materiales anticorrosivos utilizados para el recubrimiento exterior, su manejo y aplicación, se indican en la Norma PEMEX PEP-RAT-001, última edición. La protección mecánica externa consistirá en la aplicación de un recubrimientoprotector apropiado a las características del terreno y las condiciones de operación alas que se someterá la línea. Será compatible con la protección catódica y seráinspeccionado dieléctricamente antes y después de bajar la tubería a la zanja paraasegurar que no exista ningún daño que disminuya el control efectivo de la corrosióny en su caso, repararlo antes de ser tapado, por lo que se usara un recubrimientoepóxico adherido por fusión (fusión bonded epoxy), de acuerdo a especificaciones dela Norma API-RP-5L7. El sistema de protección catódica será del tipo corrienteinversa en todo el trayecto del gasoducto.

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• Zona de mareas y oleajes en tubería. Esta zona será protegida mediante el sistema de protección para oleajes y mareas abase de tubería conductora, material termoaislante, tubería envolvente y accesorios, ydeberá apegarse a la especificación PEP-ATC-001, ultima versión.

• Zona sumergida en tubería.

El material de recubrimiento anticorrosivo que se aplique a la tubería serátermocontractil o similar y con una vida útil de 20 años como mínimo para unatemperatura de operación máxima de 50 °C y una eficiencia del 98%, sin presentar degradación o modificación de sus propiedades químicas o favorecer corrosión de latubería por falla local del recubrimiento durante la vida útil del mismo, el material de recubrimiento deberá apegarse a la especificación PEP-ATC-001.

• Protección anticorrosivo de la curva de expansión. Se deberá efectuar la limpieza de la tubería a metal blanco y protegerla con unmaterial de recubrimiento anticorrosivo que se aplique a la tubería el cual deberá sertermocontratil o similar y con una vida útil de 20 años como mínimo para unatemperatura de operación máxima de 50°C y una eficiencia de 98%, sin presentar degradación o modificación de sus propiedades químicas o favorecer corrosión de latubería por falla local de recubrimiento durante la vida útil del mismo, el material derecubrimiento deberá apegarse a la especificación PEP-ATC-001, ultima revisión.

• Protección anticorrosivo de la tubería ascendente:

Zona Atmosférica Primario inorgánico de zinc autocurante RP4-A o B, acabado con recubrimiento epóxico catalizado de altos sólidos RA-26 de acuerdo a especificaciones PEMEX 2.411.01.

• Protección mecánica anticorrosiva interna de la tubería

La protección interna consiste en la aplicación de una película de tres capas derecubrimiento epóxico catalizado con poliamidas, 100 % sólidos exento dedisolventes, de plomo y de cromo, de alta resistencia mecánica y química tanto a losalcalinos, ácidos y soluciones salinas, dando un espesor de película seca de 16milésimas de pulgada. Previo a la aplicación del recubrimiento interno se limpia la superficie por medio desopleteo con arena a grado metal casi blanco, con el objeto de eliminar la oxidación yla escoria de laminación superficial, optimizando así el anclaje del recubrimiento. Laprotección interna deberá cumplir con las ultimas ediciones de las especificacionessiguientes: PEMEX LQ-80 y LA-80, SSPC-SP-1, SSPC-SP10, ASTM D-3359, ASTM G-12 y ASTM G-62.

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Ningún componente de tubería podrá ser enterrado o sumergido sin que previamentehaya sido recubierto en su interior y protegido en su exterior contra la corrosiónmediante protección mecánica y catódica. La tubería quedará enterrada a una profundidad mínima de 1.2 a 1.5 m, al lomo de lamisma. Se revisará la capacidad del sistema de protección catódica existente en loscorredores de ductos por donde se realice el tendido, a fin de corroborar y garantizarque el sistema puede proteger, adicionalmente, toda la tubería enterrada o sumergidaen el trayecto, de tal forma que los potenciales tubo - suelo tenga un valor adecuado. En estos sistemas de protección se deberá aplicar lo indicado en el inciso 4.12 de laNorma PEMEX No. 07.3.13, REV. 6 y CODIGOS NACE RP-0169-86, RP-0286-86 y RP-0275-75, últimas ediciones. El sistema de aplicación mecánica anticorrosiva será seleccionado de acuerdo a lascondiciones de operación de la tubería, los esmaltes aceptables son los siguientes: - Protexa 225 para temperatura entre 5 y 55 °C. - Protexa 255 para temperatura entre –10 y 60 °C. - Protexa 285 para temperaturas hasta 65 °C. - Protexa 295 para temperaturas hasta 65 °C.

• Pintura primaria

En primer término se aplica la pintura primaria sobre la superficie exterior de latubería, dejando una película base necesaria para después realizar la aplicación delesmaltado. Posteriormente, se lleva a cabo el movimiento de la tubería soldada encampo para ejecutar la fusión del esmalte.

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II.2.2. Preparación de sitio. La etapa de preparación del sitio considera las siguientes actividades: - Trazo de derecho de vía y reconocimiento topográfico. - Preparación del terreno. - Recepción de equipo y materiales. - Transporte al área de instalación. En todo proyecto de instalación de un sistema de transporte por tubería, debe realizarse laplanificación correspondiente al derecho de vía o franja de terreno donde se alojará latubería con los señalamientos adecuados y las medidas específicas, de tal manera quepermanezcan inalterables durante todo el tiempo de operación del sistema según lo indicalas normas Pemex 03.0.02 y CID-NOR-01/96. En la preparación del terreno zona terrestre, se realizarán las siguientes actividades: • Desmonte: Consistirán en el despeje de vegetación existente en el derecho de vía,

con el objeto de evitar la presencia de material vegetal en la obra, impedir daños de la misma y permitir buena visibilidad de acuerdo con lo fijado en el proyecto y/o lo ordenado por PEMEX.

• Tala: Que consiste en cortar los árboles y arbustos, respetando los árboles que no interfieran con las obras.

• Raza: Eliminación de la maleza, hierba, zacate o residuos de las siembras. • Desenraíce; Sacar los troncos o tacones con raíces de la superficie del predio. • Limpieza: Retirar del producto del desmonte del lugar elegido para la construcción

de la estación. Recepción de equipo y materiales. Todos los materiales y equipos que serán utilizados enel proyecto serán transportados desde el lugar de fabricación o de los almacenes máscercanos, mediante camiones pertenecientes a los contratistas responsables de lafabricación de la tubería. Transporte al área de instalación. Para el área marina se hará mediante un chalán hasta elpozo exploratorio Lankahuasa 1, y serán almacenados en la plataforma hasta suinstalación. El equipo y la maquinaria necesaria para el traslado de la línea submarina semencionan en la tabla II.9.

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TABLA II.9. EQUIPO Y MAQUINARÍA NECESARIA PARA EL TRANSPORTE DE LÍNEA SUBMARINA TIPO.

Fuente: Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE

El fabricante o proveedor transportará el material a utilizar al lugar donde se desarrollaránlos trabajos. II.2.3. Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto. Dado a las características del proyecto (longitud del ducto, volumen de obra a desarrollar,número de trabajadores a laborar en la etapa de preparación del sitio y construcción,servicios existentes en los centros de población de Nautla y Vega de Alatorre, existenciade caminos de acceso), no se requiere de obras y actividades provisionales de granenvergadura. • Almacenes: No se contará con la construcción de almacenes provisionales, por lo

que el material que se utilizará estará a disposición en el almacén central del ActivoPoza Rica o plataforma. Se contará con una pequeña obra provisional de lámina parael almacenamiento de la herramienta.

• Talleres: No se contará con talleres provisionales. • Oficinas: No se contarán con oficinas provisionales. • Instalaciones sanitarias: Se utilizarán sanitarios portátiles provisionales, en donde los

deshechos sanitarios estarán a cargo de la compañía subcontratada. • Campamentos, dormitorios y/o comedores: No se consideran éstas obra. • Planta de tratamiento de efluentes: No se contempla la construcción de este tipo de

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

construcción de infraestructura de este tipo. • Patios de servicios: No se contempla la construcción de patios de servicios. • Construcción de caminos y vialidades: No se contempla la construcción de caminos y

vialidades, se utilizarán las existentes. • Servicio médico y respuesta a emergencias: No se considera la instalación

provisional de consultorios médicos, en caso de emergencia se utilizarán losexistentes en Nautla, Vega de Alatorre, o en su defecto Poza Rica.

D EQUIPO CANTIDAD

y s

Chalán para movimiento de materiales. 1 Remolcador para movilizar el chalán, 8,000hp, 150´ de eslora, 42´ de manga y 15´ de calado.

1 Grúa sobrecubierta de la embarcación para movimientos de materiales. 1 Grúa 80 t sobre la plataforma, carga y descarga de material y equipos. 1

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II.2.4. Etapa de construcción. En la etapa de construcción se consideran actividades como: • Excavación y dragado. • Obras especiales (cruces). • Tendido de líneas marinas y terrestres. • Pruebas a la tubería. • Señalamientos. Las normas especifican que la zanja que se efectúa con el dragado en el suelo marinotendrá un ancho aproximado de 3 m; mientras que para el ducto terrestre se considera 15m. La construcción comienza con la excavación de la zanja. Para enterrar el ducto seefectuará con maquinaría retroexcavadora, desgarrador hidráulico y rompedora neumática,ello debido a las condiciones de los materiales para excavar los cuales son de tipo A-B, según lo establece la Norma Pemex 3.121.02, excavaciones. • Material tipo A. Es el material poco o nada cementado, que puede ser manejado

eficientemente sin ayuda de maquinaría, aunque este se utiliza para obtener mayoresrendimientos. Se considera material tipo A los suelos agrícolas, limos y cualquiermaterial blando o suelo con partículas de hasta 7.5 cm.

• Material tipo B. Se consideran como material B las rocas muy alteradas, losconglomerados medianamente cementados, las areniscas blandas, los tepetates y laspiedras sueltas menores de 75.0 cm y mayores de 7.5 cm.

Mediante a túneles direccionales se librará los cruces de la carretera, los escurrimientos yel camino vecinal de terracería, cuyos procedimientos se describen a continuación. Cruce de carretera federal. El cruce con la carretera federal, se realizará empleando una camisa de refuerzo, esta camisa es generalmente de acero al carbón y el diámetro mayor que el gasoducto. Las dimensiones se determinarán con base en el análisis de esfuerzo por las cargas ocasionadas por los vehículos que transitan sobre la misma. Una vez construida la camisa de refuerzo, se perfora un túnel “pequeño” de un diámetro ligeramente mayor a la camisa y de longitud mayor que al ancho del terraplén de la carretera, el diámetro de la camisa es aproximadamente 6 pulgadas mayor que el gasoducto, posteriormente se introduce la camisa de refuerzo y se instalan tapones que impiden el paso del agua dentro del espacio anular entre la camisa y el gasoducto.

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Cruce del camino vecinal de terracería. Para el cruce de camino vecinal de terracería no seconstruirá una camisa de protección, pero en la construcción de la zanja tendrá comomínimo 3.5 m de profundidad, donde se considerará la revisión estructural por posiblescargas ocasionadas por vehículos pesados. Cruce de escurrideros. Estos cruces se harán por medio de zanjas y siguiendo el perfil delcauce o escurridero, la tubería será doblada en frío para seguir el perfil del cruce, conradios de curvatura de acuerdo con los permisibles. En el cruce del cauce se realizará unrevestimiento de concreto sobre el lecho del escurridero. Tendido de líneas marinas y terrestres. Para el tendido del gasoducto marino se requerirá realizar de las siguientes actividades dedragado y en su caso de la colocación de dos disparos submarinos de 24”de diámetro nominal para líneas submarinas futuras, una en dirección a Lankahuasa 76 y otra haciaLankahuasa 34 (véase anexo planos). El tendido se realiza en una barcaza adecuada para tubos del diámetro y de la longitud,apoyada con un chalán de carga en un arreglo similar al mostrado en la figura II.3. Las juntas del tubo se deben soldar sobre la barcaza, que está equipada con 5 estacionesde soldadura y 25 máquinas de soldar, con extensiones de cables a cada una de lasdiversas estaciones instaladas sobre la cubierta. Antes de proceder a efectuar la soldadura, se coloca un alineador interior en los extremosde 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 desoldadura, ubicada al final de la rampa de lanzamiento. Efectuada la soldadura y con el visto bueno de la unidad de radiografía, se procede aproteger la junta contra la corrosión, utilizando “vidrioflex” y un sello con poliuretano.

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FIGURA II.3. TENDIDO DE TUBERÍA CON BARCAZA CONVENCIONAL.

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La barcaza de tendido se fija con 8 anclas, con tensores de longitud que varía entre uno ymedio kilómetro. Cuando la barcaza empieza a tender la tubería, se controla el movimientocon malacates que guían hacia delante o hacia los lados, de acuerdo con los planos delínea, por medio de las anclas de apoyo que sujetan la barcaza. Al acercarse la barcaza alas anclas, dos remolcadores que la acompañan fijan éstas a una nueva posición (Figuras II.4 y II.5). Esfuerzos en la tubería. El peso propio de la tubería produce esfuerzos de flexión que la pueden deformar o hacerfallar sin aplicación de ninguna carga externa; además, provoca mayores dificultades paraanclar y sostener la barcaza de tendido al aumentar la profundidad, por el efecto decatenaria en las líneas del ancla. Un oleaje moderado origina movimientos importantes a labarcaza en aguas profundas, por lo que debe aplicarse tensión sobre la tubería parareducir un exceso en los esfuerzos flexionantes, al disminuir el radio de curvatura de latubería cuando se llega a una profundidad mayor. Durante la instalación de la línea se pueden presentar diferentes tipos de daños para loscuales se toman las siguientes precauciones: • Deformación del tubo transportador. • Descascaramiento del concreto. Agrietamiento excesivo del concreto. 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, quedadescartada la posibilidad de que se presenten las otras clases de daño. Protección catódica En la tubería de línea regular, curva de expansión y ducto ascendente se instalarán 210ánodos de aluminio Galvalum III de brazalete tipo molde cilindro o segmetado, con unalongitud aproximada de 13”, un peso aproximado de 80.2 Kg (177 lb), con una separaciónde 66.73 m (cada 5 juntas), según lo marca las especificaciones del IMP-T-222, última versión (véase anexo planos).

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FIGURA II.4. PROCEDIMIENTO PARA IZAJE Y TENDIDO DE LA TUBERÍA.

FIGURA II.5. PROCEDIMIENTO PARA IZAJE Y TENDIDO DE LA TUBERÍA. Prueba hidrostática. Una vez concluido el tendido de la tubería se procederá a evaluar la hermeticidad delsistema mediante pruebas hidrostáticas. Durante la prueba, la tubería o equipos a evaluarse 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 hastaalcanzar 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 10 min, para las tuberíassobrecubierta y no menos de 4 horas para la línea submarina (ANSI B 31,3), registrandocontinuamente la ocurrencia de abatimientos en la presión por espacio de una hora, alcabo del tiempo se elevará nuevamente con objeto de repetir la prueba por dos horas, encaso de que los abatimientos observados en la segunda hora, sea igual o inferior alobtenido en la primera, la prueba se dará por terminada. Después de realizar el enterrado de la tubería submarina, el agua utilizada en la pruebahidrostática será recuperada. Enterrado de la tubería marina. La tubería debe enterrarse para asegurar una mayor protección contra el peligro dehuracanes, anclas de barcos, remolcadores, barcazas y, en general, para resguardarla decualquier fenómeno que suceda en el fondo del mar. Actualmente el enterrado de líneas submarinas tiene un promedio de 65 cm a 100 cm deespesor sobre la parte superior del tubo (Norma No. PEMEX 2 421,01). Para el enterrado, se combina el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succiónpara 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 inmediatamenteacumula el lodo sobre la misma para cubrirla. Los sedimentos que serán removidos temporalmente en el fondo marino durante lainstalación de los ductos, tomando como base el diámetro de tubería, la longitud y laprofundidad del enterrado de ésta. 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 semoverá mediante el sistema de alargar y acortar sus cables anclados. En esta etapa, seaprovechará para realizar la inspección subacuática del estado que guarda elrevestimiento de concreto, la profundidad de la zanja y el contacto de los rodillos con latubería (Figuras II.6 y II.7).

FIGURA II.6. PROCEDIMIENTO PARA

ENTERRADO DE LA TUBERÍA. FIGURA II.7. PROCEDIMIENTO PARA

ABANDONO DE LA TUBERÍA.

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Instalación de elementos En la figura II.8, se muestra una plataforma tipo con los elementos que complementan lalínea regular así como las piezas de interconexión que serán instalados en la plataformadel pozo Lankahuasa 1. Inmediatamente de la línea regular, se encuentra la curva de expansión, diseñada paraabsorber las elongaciones térmicas de la tubería regular sujetándose a la plataforma pormedio de abrazaderas. El acoplamiento de la curva de expansión con la línea regular y elducto ascendente, se efectúa por medio de bridas de anillo giratorio. La ubicación correcta de la zona de salpicaduras (mareas), del ducto ascendente se haceen función del calendario de mareas y debe de encontrarse en un rango entre +4.87 m y –3.60 m del nivel medio del mar. También se coloca en esa posición la defensa queprotegerá al ducto. Las juntas aislantes o monoblock, se colocarán en el extremo superior del ductoascendente y tienen como función servir como aislante eléctrico el cual evitaráinterferencias entre las protecciones catódicas de la línea y de la plataforma. El ducto ascendente (riser), también se fija a la pierna de la plataforma medianteabrazaderas y une 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 ductoascendente con la tubería sobrecubierta. La unión del cuello de ganso con el ducto ascendente también se hará mediante una juntaaislante (monobock), él cual deberá apegarse a la especificación IMP-T-222, última versión. Finalmente, la trampa de diablos ubicada en la plataforma permitirá por medio de unémbolo de poliuretano tipo bala (poly-pig), limpiar el interior de la tubería, desalojar el aguade la prueba hidrostática y con dispositivos instrumentados, evaluará el desgaste de lapared del tubo originado por el flujo de hidrocarburos durante la operación. Equipo y maquinaría El equipo y maquinaria necesaria para la instalación del gasoducto se menciona en latabla II.10 y la tabla II.11, cabe mencionar que la información de estas tablascorresponden a construcciones similares, los cuales se tomaran como base para hacercálculos aproximados para el estudio.

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FIGURA II.8. VISTA DEL DUCTO ASCENDENTE DE UNA PLATAFORMA TIPO

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TABLA II.10. EQUIPO Y MAQUINARIA PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEA SUBMARINA TIPO.

Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE

ACTIVIDAD EQUIPO CANTIDAD INSTALACIÓN

rueba hidrostática

Bomba alta presión 500 psig,. 1 Bomba 5000 gpm y 250 psig. 1 Manómetro rango 0-1000 psig. 1 Manógrafo rango 0-1000 psig. 1 Herramienta (llaves de Impacto, torquímetros 12,500 lb/pie, etc.). Lote Materiales y accesorios (empaque, válvulas, bridas, etc.). Lote

mpieza y enterrado de la ubería

“Arado” para dragado y enterrado de tubería 36 ∅. 1 Compresor 1500 pcm, 125 psi descarga. 1 Mangueras 8’’∅, 600’ long. Para 2500 psi de trabajo. Lote Poli-pigs. 1

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

ambio de tuberías dañadas obrecubierta

Fuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12 500 lb/pie*. 1 Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica. 1 Equipo de corte oxiacetilénico. 2 Máquina soldadora manual por medio de arco eléctrico 400ª*. 3 Precalentador. 2 Pulidores y cardas. Los necesarios

mpieza de tuberías Cambio de ridas, válvulas, Empaque y ccesorios. eparación del recubrimiento nticorrosivo

Compresor para corrida de diablos 1 Diablos de limpieza 1 Herramientas manuales Lote Juego de llaves de golpe Lote Empaques, válvulas, bridas, etc Lote Compresor portátil cap. 600 pcm. 1 Equipo de chorro de arena con accesorios. 1 Equipo pulverizador de pintura anticorrosivo. 1 Equipo multiflama. 1 Detector dieléctrico para fallas del recubrimiento 1

valuación de la protección atódica y limpieza de ánodos

Compresor de aire. 2 Radiocomunicación submarina. 5 Manguera para buceo. 3 “Manifold” de aire para dos buzos. 3 Filtro de aire. 3 Lote de herramienta. 2

orte de la tubería y separación de quipos

Esmeriladora eléctrica manual 1 Cinceles, martillos, cardas y cepillos Los necesariosBiseladora y cortadora para tubería 4”Ø 1 Esmeriladora eléctrica manual 1

mpieza interna de las tuberías Compresor para corrida de diablos 1 Diablos de limpieza 1

ellado y abandono de la línea egular

Máquina soldadora 400A,220/400V 1 Biseladora y cortadora para tubería 4”Ø 1 Esmeriladora eléctrica manual 1 Cinceles, martillos, cardas y cepillos los necesarios

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TABLA II.11. EQUIPO Y MAQUINARIA PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEA TERRESTRE TIPO.

1 se puede decir que el equipo es nuevo. ND No disponible. PEMEX 2002

EQUIPO ETAPA CANTIDADTIEMPO

EMPLEADO EN LA OBRA

(meses)

HORAS DE TRABAJO

DIARIO DECIBELES EMITIDOS1

Retroexcavadora construcción 1 1 8 85Compresor

portátil construcción 1 2 3 92

Soldadura de remolque P/500,

500AMP construcción 1 5 78

Perforación direccional

Grundodrill hasta 24”de diámetro

construcción 1 1 8 87

Revolvedoras 13 HP construcción 1 1 3 83

Generador con motor a diesel a

30 kw construcción 1 1 5 89

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El personal que se requerirá para la instalación de la línea submarina debe ser altamentecalificado (Tabla II.12).

TABLA II.12. PERSONAL PARA INSTALACIÓN DE LÍNEAS SUBMARINAS.

Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE Línea terrestre La tubería será transportada por secciones y será depositada cerca al sitio de apertura dela zanja, uno tras otro traslapados, cuidando que los tubos no sufran daños, alineación yseparación entre los tubos de acuerdo a especificaciones; punteo de tuberíamanteniéndola fija y utilizando electrodos indicados también en las especificaciones. Después de que en el taller de fabricación de las tuberías recibieron la protecciónanticorrosiva adecuada, se procede a la fusión del esmalte. Fusión del esmalte Consiste en el calentamiento del esmalte (sólido a temperatura ambiente), hasta latemperatura de aplicación, mediante una caldera. Esmaltado Consiste en la aplicación de una capa de esmalte fundido, a temperatura adecuada, sobrela superficie exterior de la tubería. Aplicación de vidrioflex. Enrollado en espiral el vidrioflex sobre la tubería, ejecutando simultáneamente la aplicacióndel esmalte, procurando que quede embebido y centrado.

PERSONAL CANTIDAD PERSONAL CANTIDAD Maniobras Inspección radiográfica

ador de grúa 2 Supervisor 2 antes 4 Técnico radiólogo Nivel 1 2 obristas 10 Ayudantes 4

Trabajos de construcción Radioposicionamiento rvisor

2Téc. Operador de unidad móvil 1

ro 4 Téc. Operador de unidad fija 1 ro 4 Ayudantes 2 antes 4 Inspección subacuática ctor de ultrasonido Supervisor 2 co en ultrasonido 2 Buzo especialista 6 ar técnico 2 Buzo técnico 10

Prueba hidrostática Ayudante de buzo 10 rvisor 1 Dirección y administración ros 2 Coordinador 1 ador de bomba 2 Jefe de guardia 2 ador de instrumentos 2 Auxiliar 4 antes 4 Supervisor 6

Capturista 2 Soldadura y cortes Almacenista 2

rvisor Ayudantes 4 dor 2 Tripulación del barco barcaza 30

antes 30 ricistas 30

Promedio total del personal 200

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Aplicación de vidriomat Consiste en el enrollado en espiral del vidriomat sobre la tubería, efectuándoseinmediatamente después de las operaciones anteriores, procurando que quede embebidoy centrado. Doblado, alineado y soldado de tubería. Dado que la topografía del terreno por donde pasará la línea se espera que presentará pequeñas elevaciones, es necesario realizar dobleces a la tubería con la finalidad de lograr un adecuado empate de la misma con el relieve, para lo cual se llevarán a cabo las siguientes actividades: doblado, alineado y soldado de la tubería de acuerdo a las especificaciones y procedimientos establecidos para el contrato de construcción de obra. Debido a que el doblado de tubos se hará en frío, es necesario conservar sus dimensiones, se deberá tener cuidado que el tubo no se aplaste o se formen arrugas en el doblez, cumpliendo con la especificación de dimensiones para el paso de diablos. El alineado permitirá el manejo de los tubos sobre el derecho de vía y con el equipo alineador debidamente colocado y abierto, se juntarán extremos con extremos de la tubería, para que con el tubo alineado a una altura mínima de 0,40 m sobre el terreno y con una separación entre biseles 1/16” se aplique el primer cordón de soldadura, posteriormente el equipo alineador se fijará a cada extremo de la tubería ligada a continuación con los procedimientos de soldadura. Puede darse el caso que algunas uniones soldadas no cumplan las especificaciones y tengan que repararse, lo anterior debe de realizarse de acuerdo a lo establecido en la Norma PEMEX No. 07.3.13. Inspección radiográfica. Se llevará a cabo seleccionando uno o varios especimenes dentro de un lote de uniones soldadas de acuerdo a criterios establecidos y se realizará la Inspección, calificando el procedimiento de soldadura y al soldador inicialmente. Posteriormente, se hará la Inspección radiográfica en campo.

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Reparación de soldadura. De acuerdo a la Inspección mencionada en el punto anterior, si algunas uniones soldadas no cumplieran con las especificaciones y tuvieran que repararse, éstas se harán de acuerdo a lo establecido en los estándares de la sección 6 del API STD 1104. Prueba dieléctrica del recubrimiento. Se aplicará un detector de fallas (Holiday detector) sobre la superficie del recubrimiento de la tubería para localizar posibles grietas, burbujas y poros entre otras fallas. Parcheo de juntas, bajado y tapado de tubería. Una vez bajadas y protegidas las tuberías, se eliminarán costras de las paredes, de manera que éstas queden lisas y libres de impurezas, también se llevarán a cabo pruebas para medir los espesores de las paredes y las fallas que pudieran existir, para posteriormente bajar la tubería a la zanja (Norma Pemex 3.121.04, Rellenos de Excavaciones). Parcheo Aplicación de recubrimiento en las uniones de la tubería cuando ésta ha sido pre-recubierta en planta y en la reparación del recubrimiento de las partes defectuosas que hayan sido localizadas mediante las pruebas anteriores. Preparación de fondo de zanja Extracción de materiales de derrumbe o azolve del fondo de la zanja y aplicación de una capa de tierra vega o de la misma tierra extraída pulverizada para eliminar irregularidades que puedan dañar el recubrimiento. Bajado de la tubería Movimiento de la tubería que se encuentra tendida a un lado de la zanja, hasta el fondo dela misma, esta operación deberá realizarse durante las horas más frías de las jornadas detrabajo para reducir los esfuerzos del terreno sobre la tubería, es importante que estadescanse (en toda su longitud) en el fondo de la zanja no permitiéndose dejarondulaciones. Tapado de la zanja. El material de relleno deberá ser devuelto a la zanja, de manera que después delasentamiento la superficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de lazanja. Todos los rellenos serán con tierra libre de piedras y serán coronados con una altura no menor de 20 cm y no más de 25 cm arriba de la superficie lateral del terreno del derechode vía. Excepto a través de terrenos de labranza, donde debe compactarse el relleno, sindejar bordo.

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Prueba hidrostática y limpieza interior de tuberías. Esta se llevará a cabo con la finalidad de detectar cualquier posible fuga y consiste en: • Correr escudos o tacos de limpieza (diablos), para purgar el aire de la línea,

limpiarla de incrustaciones, rebaba o polvo. • Posteriormente se deja correr el agua hasta que ésta salga limpia. La fuente se

elige tomando en cuenta la cercanía, volumen y calidad del agua. • Una vez llena la tubería y exenta de aire, deberá aplicarse la presión de diseño

(1.5 veces la presión máxima de operación) durante una hora sin que se presentenvariaciones de presión, después será abatida hasta 50%, vuelta a subir al 100% semantendrá hermética la tubería durante 24 horas, usando un manógrafo registrador yse obtendrá una gráfica presión - tiempo, si se presentan pérdidas de presión porfallas de la tubería, esta será reparada y repetida la prueba una vez que se concluye el procedimiento, se pasan varias veces los diablos de limpieza a una velocidad de 6a 9 km/h.

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

• El agua que se utilice en la prueba hidrostática debe ser neutra y libre desólidos suspendidos que no pasen por una malla de 100 hilos por pulgada cuadrada.

• Después de llevar a cabo la prueba hidrostática, las líneas, válvulas yaccesorios serán drenados completamente para evitar daños.

Protección catódica La protección catódica que se instalará en el gasoducto consta de ánodos de magnesio de17 y 09 lbs, los cuales se instalarán a lo largo del todo el ducto y a una distanciadeterminada. Una vez localizados los puntos correspondientes para las instalaciones de ProtecciónCatódica, se procederá a localizar las tuberías y a efectuar las excavaciones, mismas quese llevarán a cabo mensualmente, a fin de evitar al máximo dañar las tuberías, susrecubrimientos o cualquier otras instalación, y aceptando las responsabilidades a quehubiera lugar, si tal cosa llegase a suceder. Corridas de diablos de prueba Para cumplir con las normas de construcción de Pemex en este tipo de obras, se llevará acabo 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 deberánefectuar como mínimo dos corridas de diablos de la pieza, con el fin de eliminar losresiduos sólidos remanentes producto de las soldaduras efectuadas durante laconstrucción y del agua utilizada en la prueba hidrostática, teniendo la precaución de nollegar a dañar el recubrimiento epóxido interno de la tubería.

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Señalización Con el propósito de evitar posibles accidentes debido a agentes externos a la operaciónbajo condiciones normales (excavaciones, impactos físicos, etc.), se instalarán sobre elderecho de vía y en las instalaciones de todo el gasoducto, los señalamientos necesariospara localizar o identificar dicha tubería y reducir la posibilidad de daños. Estas señalesserán de tipo Informativo, preventivo y restrictivo (Norma CID-NOR-N-SI-0001 requisitos mínimos de seguridad para diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspecciónde tuberías de transporte). Y de acuerdo a esta normatividad será de los siguientes tipos: Señalamiento Restrictivo Corresponden a este tipo los que prohíben escarbar golpear y/o construir. La Norma CID-NOR-N-SI-0001 la cual estipula que estas señales deben colocarse precisamente en los límites del derecho de vía y en todos los linderos o cercas de las propiedades o posesiones de terrenos, cruce de calles, carreteras, ferrocarriles, caminos de herraduras, canales, etc., guardando las distancias de 500 y 100 m en zonas a campo traviesa o urbanas respectivamente, donde no haya cruce o límites. Señalamiento Preventivo Estas señales son temporales, ya que se colocan antes de iniciar trabajos de construccióno mantenimiento, teniendo como facilidad evitar dañar a terceros y a ductos en operacióndurante los trabajos mencionados. El personal que se requerirá para la instalación de la línea terrestre se menciona en laTabla II.13, los cuales serán personal no calificado para las actividades de preparación delsitio, así como de la construcción.

TABLA II.13. PERSONAL NECESARIO PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEA

TERRESTRE

PEMEX 2002.

APA TIPO DE MANO DE OBRA

TIPO DE EMPLEO DISPONIBILIDAD REGIONAL PERMANENTE TEMPORAL

n de sitio No calificada 30 Si Calificada 40

ón No calificada 30 Si Calificada 40

No calificada Si Calificada 3

del sitio No calificadaCalificada

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II.2.5. Etapa de operación y mantenimiento. Se prevé que el ducto opere de manera continúa los 365 días del año, aunque pudieravariar el volumen. La parte operativa del gasoducto será responsabilidad del personal de laplataforma Lankahuasa 1 y de la estación de compresión el Raudal. Esto quiere decir quela operación y mantenimiento, en la zona marina compete a la plataforma marina; mientrasque la zona terrestre a la estación el Raudal. Aunque en conjunto será responsabilidadexclusivamente de Pemex. En el caso de las líneas submarinas, su operación será automática con posibilidad de uncontrol manual local o automático desde la plataforma a la cual esté conectado. Medianteel cambio de presión se observará si existen fugas o rupturas a lo largo de éste. II.2.5.1. Mantenimiento del ducto marino. Durante la vida útil de ducto, estará sujeta a los programas de mantenimiento de carácterpermanente que PEP tiene implementado para sus instalaciones y equipos, para quefuncionen en condiciones óptimas de operación, respetando la normatividad vigente deseguridad industrial y protección ambiental. El mantenimiento de dichas líneas se dará mediante la contratación de una compañíaprivada, ya que para realizar este tipo de trabajo se requiere personal altamentecapacitado. 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). El tipo de mantenimiento a instalaciones y equipos, así como la forma de llevarlo a cabo semuestra en la tabla II.14.

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TABLA II.14. TIPO DE MANTENIMIENTO PARA GASODUCTO MARINO.

PEP, Región Marina Noreste, 1999.

Los mantenimientos que se le dan al ducto, también se dividen en mantenimiento menor ymayor. El mantenimiento menor se aplica generalmente dos veces al año e incluye las siguientesactividades: • Reparación de recubrimiento anticorrosivo dañado. • Cambio o limpieza de instrumentos. • Cambio o limpieza de luminarias. • 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 lasrecomendaciones del API –1111 Design, Constrution, Operation and Maintenance ofOffshore Hydrocarbon Pipelines. El programa de mantenimiento durante la vida útil del proyecto se presenta en la figura II.9, y estoy se harán conforme a los procedimientos con que cuenta PEP para lainspección y mantenimiento de ductos, comprendidos en la tabla II.15.

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.

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Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE.

FIGURA II.9. PROGRAMA GENERAL DE TRABAJO PARA LA ETAPA DE OPERACIÓN

Y MANTENIMIENTO DEL DUCTO MARINO.

AÑOS 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

x x x x x x x x x x x x x x x x x x

x x x x x x x x x x x x x x x x x x

x x x x x x x x x x x x x x

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TABLA II.15. PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS.

Procesamiento 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.

CLAVE PROCEDIMIENTO277-28310-PO-000 Procedimiento guía para elaborar procedimientos.277-28310-PO-001 Procedimiento para la inyección de inhibidor de corrosión. 277-28310-PO-002 Procedimiento para la reparación y evaluación de testigos de corrosión. 277-28310-PO-003 Procedimiento para el retiro e instalación de testigos de corrosión. 277-28310-PO-004 Procedimiento para la operación interior de ductos con diablo

instrumentado.277-28310-PO-005 Procedimiento para el monitoreo de la protección catódica de ductos

marinos. 277-28310-PO-006 Procedimiento para inspección de cruces de tuberías submarinas. 277-28310-PO-010 Procedimiento para el monitoreo de la protección catódica de ductos

ascendentes.277-28310-PO-011 Procedimiento para el mantenimiento a sistemas de inyección de

inhibidor de corrosión.277-28310-PO-012 Procedimiento para el mantenimiento a equipos de retiro de testigos de

corrosión. 277-28310-PO-013 Procedimiento para el mantenimiento a equipos electrónico de registro

de la corrosión.277-28310-PO-014 Mantenimiento de ductos mediante limpieza interior con diablo. 277-28310-PO-015 Procedimiento para el mantenimiento a trampas de diablos. 277-28310-PO-016 Procedimiento para el mantenimiento a válvulas.

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• La posición de recibo se verifica que las válvulas de la trampa de recibo sea correctosegún especificaciones, de acuerdo a la hora de salida del diablo se abre la válvuladel barrilete dejando el libre acceso al diablo para que se entrampe.

• Al momento de escuchar el ruido de líquido condensado empujado por el diablo secierra la válvula de pateo para evitar el paso del líquido al flujo, simultáneamente seabre 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 dellegada del diablo, se cierra la válvula del condensaducto, se limpia el área trabajaday se checa que no existan fugas.

• 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. Corre por la línea sin flujo, verificando espesor de tubería, fracturas, corrosión, defectos. Protección catódica. Esto se hace mediante la verificación de voltaje con un voltímetro a lo largo del ducto conforme a normatividad. II.2.5.2. Mantenimiento del ducto terrestre. Para el mantenimiento de ductos enterrados, se deben realizar las siguientes a acciones: a) Mantenimiento General. Este mantenimiento consiste en controlar la maleza existente en el derecho de víamediante el uso de herramientas manuales y rellenare donde sea necesario, verificar elestado de las cunetas. b) Procesamiento 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 laválvula 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 secierra la válvula de pateo para evitar el paso del líquido al flujo, simultáneamente seabre 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 dellegada del diablo, se cierra la válvula del condensaducto, se limpia el áreatrabajada y se checa que no existan fugas.

• Ya entrampado el diablo y restablecido el flujo se procede a desentrampar aldiablo, desfogando el barrilete, verificar que el manómetro marque 0.00 kg/cm2 y

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que no se tenga mezcla explosiva dentro del Barrilete • Se engancha el diablo con una varilla y se recupera el diablo. c) Corrida de diablo instrumentado. Corre por la línea sin flujo, verificando espesor de tubería, fracturas, corrosión, defectos d) Protección catódica. Esto se hace mediante la verificación de voltaje con un voltímetro a lo largo del ductoconforme a normatividad. e) Reparación de fugas (sí existen). Cuando son fugas menores serán y pintadas. Y sí son mayores se cambia el trama,mediante el desfogue de la línea, así como el cierre de válvulas. La frecuencia con que realizará el mantenimiento del ducto terrestre será igual que delducto marino, con la diferencia en que se hará cada tres meses para la protecciónanticorrosivo, protección catódica trampas de diablo de recibo y envío. Y el potencial delsuelo, se hará cada año al igual que la calibración y chequeo del equipo de medición.Asimismo, durante la operación del ducto, se contará con señalamientos para indicar supresencia, así como las precauciones que se deben tomar según lo indica la norma PemexNo.07.3.13. Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación,mantenimiento de inspección de tuberías de transporte.

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Materiales de desecho. Los materiales de desechos producto del mantenimiento, se concentran en un almacéncentral, donde se clasifican para posteriormente ser licitados para su posterior venta. II.2.6. Descripción de obras asociadas al proyecto. No existen obras asociadas al proyecto. II.2.7. Etapa abandono del sitio. Al concluir el tiempo de operación del ducto, será desmantelada los elementos queintegran el ducto ascendente y la curva de expansión, trampas de diablo. A la líneaenterrada submarina y terrestre, se limpiarán por medio de “diablos”, se inundará y se sellarán los extremos. Por las características de los materiales de construcción y por elenterrarse al menos de 1 m de profundidad, no constituirá un riesgo para el entorno, por loque dejará que el derecho de la vía sea invadida por vegetación, por efecto de sucesiónnatural o se realicen cultivos de raíz corta. El personal que se requiere en la etapa de abandono de sitio en la zona marina, serápersonal calificado, y se hará por medio de la contratación. En la tabla II.16, se presenta el personal necesario para el abandono del sitio.

TABLA II.16. PERSONAL NECESARIO PARA EL ABANDONO DEL SITIO DE UN GASODUCTO TIPO.

Fuente: Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE

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 Total 44 Electricista 2

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II.2.8. Utilización de explosivos. Debido a la naturaleza del proyecto no se ocupará en ningún momento explosivos. II.2.9. Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a

la atmósfera. Durante la realización del proyecto se generan diferentes residuos, los cuales se puedendividir en residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera. Dichos residuos sesubdividen en peligrosos y no peligrosos. II.2.9.1. Residuos sólidos Los residuos sólidos generados en las diferentes etapas del proyecto se encuentran en latabla II.17. Las diferentes etapas generarán residuos de tipo doméstico, productos vegetales deldesmonte y despalme, material terrígeno, estopas impregnadas de grasas y aceites,solventes, restos de material constructivo y condensados. II.2.9.2. Residuos líquidos. En la tapa en donde se van a generar mayor cantidad de residuos líquidos es en la etapade construcción, seguido por el mantenimiento. Dichos residuos serán los que estáncomprendidos en la tabla II.18. Las aguas residuales generadas en las diferentes etapas de desarrollo, no contendránresiduos tóxicos, dado a su naturaleza (aguas negras). II.2.9.3. Emisiones a la atmósfera. La generación de las emisiones a la atmósfera son producto de los equipos con motor decombustión interna, los contaminantes que se emitirán son: Dióxido de Carbono (CO2), Monóxido de Carbono (CO), Bióxido de Azufre (SO2), Óxidos de Nitrógenos (NOx), Partículas (PT) e Hidrocarburos (HC), los cuales en general provienen de los equipos ymaquinaría utilizados (barcos, camiones vehículos, plantas de luz)

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TABLA II.17. RESIDUOS SÓLIDOS GENERADOS.

NOMBRE DEL

RESIDUO

COMPUESTO DEL

RESIDUOS

ETAPA EN DONDE SE GENERA

VOLUMEN APROXIMADO CRETIB ALMACENAMIENTO

TEMPORAL

Papel celulosa Preparación, construcción, mantenimiento y abandono

3 kg/mes No aplica Contenedores metálicos con tapa e identificados

Maleza, hierba, zacate, arbustos

Materia orgánica, madera

Construcción, mantenimiento 3 kg/mes No aplica En costales

Piedra, tierra Materia mineral Construcción 3 kg/mes No aplica Costales

Estopa impregnada de pintura

solventes Construcción, mantenimiento 3 kg/mes T, I

En contenedores metálicos con tapa e identificados

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TABLA II.17. RESIDUOS SÓLIDOS GENERADOS (Continuación).

PEMEX 2002.

COMPUESTO DEL

RESIDUOS



TEMPORAL TRANSPORTE

RP-4 inorgánico de Zinc autocurante

Construcción 40 L/mes T,I


En barco y camión

RA-26 epóxico catalizado altos sólidos

Construcción 40 L/mes T,I


En barco y camión

RA-28 poliuretano Construcción 40 L/mes T,I


En barco y camión

Varios tipos de hierro

Construcción, mantenimiento y abandono de sitio

40 L/mes No aplicaEn contenedores metálicos con tapa e identificados

En barco y camión

Celulosa Construcción, mantenimiento y abandono de sitio

40 L/mes No aplicaEn contenedores metálicos con tapa e identificados

En barco y camión

Celulosa deshidratada


40 L/mes No aplicaEn contenedores metálicos identificados

En barco y camión

Construcción 40 L/mes T,I Cubetas de 19 L Camión o barco

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TABLA II.18. RESIDUOS LÍQUIDOS GENERADOS DURANTE EL DESARROLLO DEL PROYECTO.

PEMEX 2002

NOMBRE DEL

RESIDUO COMPUESTO DEL RESIDUO



TEMPORAL

Agua negras Materia orgánica

Preparación de sitio, construcción, mantenimiento y abandono de sitio

40 L/mes Tanque de

almacenamiento delsanitario portátil

Aceite gastado Hidrocarburos


40 L/mes T,I Tambo de 200 L

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II.2.10. Infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de los residuos. En general PEMEX PEP, cuenta con una organización bien establecida para el manejo delos residuos y emisiones, así como procedimientos detallados en donde se delimitan elámbito de competencia y responsabilidad de las áreas involucradas, en observancia de lalegislación vigente en materia (ver anexo documental). Los procedimientos para el manejo de residuos sólidos y peligrosos (ver anexo documental), 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 trámitesde licitación, contratos formalizados, los servicios de recolección en los contenedores, larevisión general, verificación de las condiciones en los contenedores, revisión de lasinstalaciones, medidas de emergencia ambiental y sus disposiciones, medidas para loscontenedores de emergencia, se describe el mantenimiento a sistemas de protecciónambiental, 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 controlambiental, se anotan en bitácora los embarques de los contenedores y finalmente secertifica el trabajo. Con estos procedimientos, se asegura el control en el manejo de losresiduos. Los residuos en los frentes de trabajo se dispondrán en contenedores metálicos de diversacapacidad y depósitos de basura, bien identificados, para separar los residuos domésticose industriales. Los residuos sólidos no peligrosos generados en el medio marino, serán trasladados porlos mismos barcos, a los puertos; en donde serán transportados por el servicio municipal alos tiraderos permitidos, ubicados en los municipios de arribo. El manejo de los residuospeligrosos generados en las diferentes etapas de desarrollo (estopas impregnadas congrasas y aceites, condensados, pinturas, solventes), será mediante su almacenamientotemporal en contenedores de 5 m3 o tambos de 200 L, ubicados en un área especial,posteriormente se enviarán al sitio de disposición final. PEMEX PEP realiza la disposición final de los residuos peligros mediante contratosregionales con empresas autorizadas por el SEMARNAT. Los lugares para la disposiciónfinal de los residuos peligrosos por lo general son: • El de Mina en Nuevo León, cuenta con una superficie aproximada de 1,300

hectáreas de las cuales 800 son utilizadas como áreas de tratamiento y disposiciónfinal. El resto es usado como zona de amortiguamiento. Dicho lugar está constituidoprincipalmente por arcillas. Esta zona es semi-desértica, con escasa vegetación y alejada de los polos de desarrollo habitacional. Cuenta con una precipitación pluvialde 200 mm en promedio anual y con un porcentaje de evapotranspiración de 97.17 %a una temperatura promedio de 27.6 °C.

• El de Villahermosa, ubicado en la carretera Villahermosa-Cardenas en el km 8, R/A

Anacleto Canabal, el cual cuenta con una capacidad de tratamiento in-situ de 5,000 m3, utilizando el proceso de microencapsulamiento, el material tratado queda disponible para su utilización en el sitio como material de relleno o para cualquier uso,ya que no utiliza cemento, cal u otros materiales puzolánicos que destruyen el suelo yel ambiente.

Los residuos confinados en estos lugares son básicamente los contaminados conhidrocarburos y solventes generados en el proceso y mantenimiento de los equipos.

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Las aguas residuales negras serán dispuestas en sanitarios portátiles que cuentan con sutanque temporal de almacenamiento. El manejo de las aguas estará a cargo de la empresaque se contrate para tal fin. Para controlar las emisiones a la atmósfera Pemex cuenta con un programa demantenimiento preventivo de los equipos y maquinarias de combustión interna, él cualgarantiza que todos sus equipos trabajen con mayor eficiencia de combustión. I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL

RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL. I.1. DATOS GENERALES DEL PROYECTO. I.1.1. Nombre del proyecto. “Construcción de Gasoducto de 24” diámetro de Lankahuasa 1 a entronque Gasoducto de 48” de diámetro ”Cactus - Reynosa”. I.1.2. Datos del sector y tipo de proyecto. l.1.2.1. Sector. EL presente proyecto pertenece al sector energético. l.1.2.1.1. Subsector. Hidrocarburos. l.1.2.2. Tipo de proyecto. El proyecto consiste en la construcción y operación del gasoducto de 24” diámetro x 23.00 Km, marino-terrestre (17 Km ambiente marino y 6 Km ambiente terrestre) . l.1.2.3. Estudio de riesgo y su modalidad. Al presente se adjunta Análisis de Riesgo de Ductos Terrestres, modificado en consideración de la parte marina. l.1.3 Ubicación del proyecto. l.1.3.1. Calle y número, o bien nombre del lugar y/o rasgos geográficos de

referencia. El proyecto se inicia en la Plataforma Continental del Golfo de México, a unos 17 Km de la costa frente a barra de Nautla y Vega de la Torre, Veracruz; y continua en la parte terrestre (6 Km) en el ejido el Raudal perteneciente al municipio de Nautla y en el ejido el Laurel perteneciente al municipio de Vega de Alatorre Veracruz. En la tabla I.1, se presentan las coordenadas UTM y geográficas de los principales puntos (Figura I.1).

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Figura I.1

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TABLA I.1. UBICACIÓN DEL GASODUCTO DE 24” DIÁMETRO DE LA PLATAFORMA LANKAUASA 1 “AL ENTRONQUE DEL GASODUCTO DE 48’’ DE DIÁMETRO

CACTUS-REYNOSA”

IMP, PEMEX 2002. l.1.3.2. Localidad. El trazo del ducto comprende 23.00 km parte marino y terrestre en la plataforma continental del Golfo de México, el gasoducto queda distribuido de la siguiente manera 17 km en el mar y 6 km en tierra. En la parte terrestre cruza los ranchos: Mata de San Juan, Pozo de Oro, El Raudal de las Flores, El Raudal, Santa Cruz, Camino Real que pertenecen al ejido “El Raudal” en el municipio de Nautla, y el ejido “El Laurel”perteneciente al municipio de Vega de Alatorre. Localización de la poligonal del gasoducto 24” de diámetro de Lankahuasa 1 a entronque gasoducto de 48” de diámetro Cactus -Reynosa). l.1.3.3. Municipios o delegación. El trazo del ducto comprende dos municipios Nautla y Vega de Alatorre. l.1.3.4. Entidades federativas. Veracruz. I.1.4. Tiempo de vida útil del proyecto (acortado en años o meses). El tiempo de vida útil del proyecto es de 20 años, sí existen la necesidad de desarrollarmás proyectos de inversión, se requerirá se prolongué su vida útil a través de reemplazosde equipos y mantenimientos específicos. I.1.4.1. Ejecución del proyecto por etapas. Para el desarrollo del proyecto se consideran las siguientes etapas: • Selección y preparación del sitio. • Construcción. • Operación y mantenimiento. • Abandono. La descripción de las etapas de desarrollo, se detalla en el capítulo II.

TRAZO DE GASODUCTO

COORDENADAS UTM COORDENADAS GEOGRÁFICASX Y LATITUD NORTE LONGITUD OESTE

Plataforma Lankahuasa 1 753,822.77 2’231,885.662 20°10’7.74 -96°34’17.45Curvatura PI 748,958.37 2’238,041.440 20°13’30.12 -96°37’01.84Curvatura PC 749,570.97 2’235,519.160 20°12’07.85 -96°36’42.00Curvatura PT 748,317.32 2’235,554.510 20°12’09.58 -96°37’25.14Punto de costa 740,397.96 2’229,539.200 20°08’57.68 -96°42’00.67Punto de estación de procesamiento de gas 735,674.74 2’225,910.320 20°07’01.81 -96°44’44.94

Punto de ducto de 48” diámetro 735,620.00 2’225,910.000 20°07’01.82 -96°44’46.82

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I.1.4.1. Constancia de propiedad del predio. El proyecto se desarrollará en la poligonal comprendida en la Plataforma Continental delGolfo de México y en los municipios de Nautla y Vega de Alatorre del estado de Veracruz. En lo que se refiere a la parte marina, el proyecto esta dentro del mar territorial, él cual fueotorgado a concesión a Petróleos Mexicanos para la realización de las actividades deexploración y explotación de hidrocarburos por parte del Poder Ejecutivo Federal en base ala Ley Reglamentaría del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Por la parte terrestre, PEMEX Exploración y Producción con base los Artículos 93 al 97 dela Ley Agraria, y a través del departamento de servicios generales tiene actualmente lospermisos de ocupación superficial ante los propietarios de los predios (véase anexos documentos). I.2. DATOS DEL PROMOVENTE. I.2.1. Nombre o razón social. PEMEX Exploración y Producción, Región Norte, Activo de Producción Poza Rica,Veracruz.

I.2.3. Nombre y cargo del representante legal.

I.2.4. Dirección del promovente para recibir u oír notificaciones. : Gerente de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

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



"Protección de datos personales LFTAIPG"


uditor de Seguridad Industrial y Protección al Ambiente.

1.3. DATOS GENERALES DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL

INFORME PREVENTIVO. 1.3.1. Nombre. Instituto de Ciencias del Mar y Limnología (ICMYL)., UNAM

1.3.3. Nombre del responsable técnico de la elaboración del informe.

1.3.6. Dirección del representante del informe.

III. VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS

APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO.

En este capítulo se analiza la información sectorial, los planes de desarrollo de la región ylas disposiciones jurídico normativas a nivel Federal, Estatal e Internacional, aplicables alos diferentes aspectos involucrados en el desarrollo y protección ambiental de la región,los cuales serán observados durante cada una de las etapas ejecución del proyecto. III.1. INFORMACIÓN SECTORIAL. El sector energético mexicano es parte fundamental de la economía del Gobierno de la Republica, para cumplir con su compromiso de generar mejores condiciones para el crecimiento y el mejoramiento de la calidad de vida de todos los mexicanos; en consideración de que la energía es un detonador del desarrollo económico y social.

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or IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG






El sector esta estrechamente ligado a la historia nacional, actualmente aporta el tres por ciento del Producto Interno Bruto (PIB), el ocho por ciento del valor de las exportaciones totales y el 37 por ciento de los ingresos fiscales. En cuanto al subsector hidrocarburos, las actividades de exploración, explotación y transformación industrial, han determinado el desarrollo económico del país por su efecto multiplicador en la industrialización y en la generación de empleos; por su contribución a la generación de divisas y por la magnitud de ingresos que de estas actividades capta el erario público. Debido a la crisis petrolera internacional de 1973 a 1974, que conllevó a una alza acelerada de los precios internacionales, resurgió la importancia de la exploración y explotación de los hidrocarburos. El Gobierno juzgó oportuno incrementar las inversiones en dichos conceptos y gracias al descubrimiento de nuevos yacimientos, México pasó, en tres años, de importador a exportador neto. Actualmente México es un país rico en reservas probadas de hidrocarburos, al mes de enero del 2001 las reservas probadas de petróleo crudo, incluyendo líquidos de plantas y condensados, alcanzaron un nivel de 26,491 millones de barriles, ubicándose en el noveno lugar en el ámbito mundial; por lo que se refiere a gas natural, las reservas probadas se ubican en 29,505 miles de millones de pies cúbicos, con lo cual México ocupa el lugar 21 a escala internacional. Bajo este contexto, el Programa Sectorial de Energía 2001-2006, refiriéndose específicamente al Subsector Hidrocarburos, señala textualmente lo siguiente: • El abasto suficiente de hidrocarburos es fundamental para apoyar las

expectativas de crecimiento económico, para lo cual se ha propuesto alcanzar una producción de petróleo de 3,875 millones de barriles diarios.

• En este contexto el gobierno impulsará el programa de exportaciones de PEMEX para alcanzar en el 2006 una plataforma de exportación de 1,850 millones de barriles diarios, sin perturbar los merados internacionales, y

• Asimismo, diseñará e incrementará una estrategia para aumentar la

capacidad de producción de gas natural, y poder alcanzar en el 2006 un volumen de 7,700 millones de pies cúbicos diarios que permita satisfacer la demanda esperada.

PEMEX PEP, Región Norte, cuenta con el Activo de Exploración Misantla Golfo de México, en donde pretende intensificar sus actividades. La producción pasada de la Región Norte, se presenta en la Tabla III.1.

TABLA III.1. PRODUCCIÓN DE GAS Y CRUDO EN LA REGIÓN NORTE.

PEMEX Exploración y Producción, 2000. Específicamente con el descubrimiento del campo Lankahuasa, se estimó una reserva de gas dulce seco de 989 MMMPC, a nivel de 3P. Para el año 2004 se obtendrá una producción promedio anual de 87 MMPCD, la cual seincrementará a 174 MMPCD en el año 2005. En caso de resultar productor el pozo

AÑO GAS (mmpcd) CRUDO (mmbd)1990 474.9 103.8 1991 473.4 106.5 1992 464.0 99.1 1993 441.4 98.3 1994 479.2 97.7 1995 548.4 95.3 1996 642.6 96.3 1997 773.2 96.3 1998 1 037.6 92.4 1999 1 224.5 81.0 2000 1 265.6 77.5

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estratégico Lankahuasa 34 que se perforará con la segunda plataforma ligera, se esperanobtener producciones adicionales de 34 MMPCD y 50 MMPCD para los años 2004 y 2005respectivamente, con lo cual se estima recuperar un volumen de producción acumulada de612 MMMPC al año 2018 (Figura III.1).

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FIGURA III.1. PRODUCCIÓN DE GAS TOTAL. PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2001-2006, (PSE). El PSE 2001-2006, fue expedido en el Diario Oficial de la Federación el día 11 de enerodel 2002, tiene como propósito fundamental de contribuir y garantizar la viabilidad delsector energético en el largo plazo, manteniendo la soberanía energética y haciendo elmejor uso de los recursos energéticos para los mexicanos de hoy y de las generacionesfuturas. El proyecto se encuentra estrechamente vinculado con el Objetivo 1. “Asegurar el abasto suficiente de energía, con estándares internacionales de calidad y precios competitivos,contando para ello con empresas energéticas, públicas y privadas, de clase mundial”, ya que dentro de las estrategias para lograrlo, correspondientes al subsector hidrocarburos,exploración y producción, se tiene a la número dos que señala lo siguiente: Estrategia 2. Incrementar las reservas de hidrocarburos del país y establecer los ritmos deextracción, asegurando la protección ambiental y el uso eficiente. Las líneas de acción que cita ésta estrategia, se describen a continuación: 2.1. Lograr mantener los niveles de reservas de hidrocarburos. Es imprescindible realizar esfuerzos sostenidos en los próximos años para garantizar laoferta de hidrocarburos que el desarrollo nacional requiere a fin de contribuir a uncrecimiento con calidad. Acciones específicas: • Impulsar programas y proyectos para la incorporación y desarrollo de nuevas

reservas de petróleo crudo y gas natural. • Promover y dar seguimiento al programa de exploración e incorporación de

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reservas de hidrocarburos. • Impulsar las acciones necesarias para optimizar los ritmos de extracción y el

factor de recuperación de los hidrocarburos. • Promover la optimización del desarrollo de campos petroleros, atenuando la

declinación mediante la recuperación secundaria y mejorada, y • Coordinar de mejor forma las funciones de exploración con las de explotación

de hidrocarburos. III.2. VINCULACIÓN CON LAS POLÍTICAS DE PLANEACIÓN DEL DESARROLLO EN

LA REGIÓN. El proyecto presenta un alto grado de concordancia con respecto a las políticas regionalesde desarrollo social, económico y ecológico, contempladas en los planes de desarrollo enlos niveles federal y estatal, ya que al formar parte de las estrategias del ProgramaSectorial de Energía 2001-2006, conlleva a una derrama económica en la región y porende al bienestar social a los municipios. Asimismo, los planes de desarrollo formulanestrategias de protección de los recursos naturales por el desarrollo de dichas actividades. • PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2001-2006 (PND). 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 yComisión de Orden y Respeto, establece los objetivos rectores y estrategias a seguir parael desarrollo de todos los sectores del país. El presente proyecto se encuentra vinculadoprincipalmente con algunos de los objetivos delineados por las dos primeras comisiones, asaber: Desarrollo en Armonía con la Naturaleza. Objetivo rector 5 del Área de Desarrollo SocialHumano del Capítulo 5 del Plan Nacional de Desarrollo. En materia de energía, el objetivo para 2006 es contar con empresas energéticas de altonivel con capacidad de abasto suficiente, estándares de calidad y precios competitivos. Encuanto a los hidrocarburos, se incrementará su oferta y aumentará la capacidad derefinación 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 lademanda en los mercados mundiales de energía. Promover una Inserción Ventajosa del País en el Entorno Internacional y en la NuevaEconomía. Estrategia e]. Se debe fortalecer la cooperación internacional para concretar acuerdos trilateralesenergéticos con América del Norte en 2002, así como con los socios del Plan PueblaPanamá, a fin de integrar mercados energéticos regionales que faciliten el intercambio deenergía eléctrica e hidrocarburos, y contribuyan al desarrollo económico del país. Garantizar la Sustentabilidad Ecológica del Desarrollo Económico en todas las Regionesdel País. Estrategia c] del Objetivo rector 4: Promover el Desarrollo Económico Equilibrado. La protección y restauración del hábitat natural de las diferentes zonas se mantendráncomo propósitos no discutibles en los procesos de desarrollo económico. Existen grandesretos relacionados con la integridad de los ecosistemas. El saneamiento y

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aprovechamiento de aguas residuales, la conservación del suelo fértil evitando laconversión de suelo agrícola en suelo urbano y del suelo forestal en suelo agrícola, larecuperación de los mantos acuíferos, el manejo adecuado de desechos agrícolas eindustriales, la preservación de la diversidad biológica y una explotación racional de losrecursos naturales renovables y no renovables serán aspectos a contemplarse yrespetarse por quienes deseen emprender o mantener actividades económicas. Se deberá promover el establecimiento de políticas y lineamientos ambientales quepuedan ser aplicados en todos los procesos operativos y toma de decisiones de lasinstituciones gubernamentales, así como una cultura de responsabilidad ambiental quecontribuya al bienestar de la sociedad. El Estado mexicano posee empresas del sectorenergético que, por su naturaleza, se ubican en regiones donde existen ecosistemasaltamente 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 empresasparaestatales 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. • PLAN DE DESARROLLO DEL ESTADO DE VERACRUZ 1999–2004 (PDEV). El PDEV de la presente administración, no contempla de forma directa relación alguna conlos proyectos a realizar por las diferentes áreas de PEMEX (objetivos, estrategias y líneasde acción), en comparación con los Estados de Tabasco y Campeche, sin embargo, hacemención de la importancia del sector petrolero por su derrame económico, creación deempleos y vinculo directo e importante con el área ecológica, situación por lo que solo seenumeran los siguientes puntos: • Impulsar el desarrollo, con el pleno respeto a la naturaleza y al medio

ambiente. • Desarrollo humano que aproveche racionalmente los recursos disponibles

en beneficio de toda la ciudadanía con una visión de futuro. • Garantizar que la planta industrial transformadora de hidrocarburos establecida

en el estado, adopte las medidas necesarias que reviertan la tendencia de deteriorodel medio ambiente originado por estas actividades, y convertir las áreas industrialesde Veracruz en un modelo de recuperación ecológica.

En su contenido, con relación a la Industria Petrolera hace mención de lo siguiente: “La participación de este sector en la economía veracruzana disminuyó de 10.3%, aprincipios de los ochenta y a 1.5 % en la actualidad. Ello se debe en gran parte a lareducción de la extracción de petróleo y azufre. Sin embargo, existe en el estado unpotencial petrolero aún no desarrollado, como son los casos del sur del estado, laplataforma continental frente a sus costas y Chicontepec.” “La rama de sustancias químicas aportó a la producción veracruzana de manufacturas el28.1%, siendo la segunda en importancia, después de la de bebidas y alimentos. De eseaporte casi el 50% corresponde a la producción de la petroquímica básica, que ocupa elprimer lugar de producción en el país.” “La industria petroquímica cuenta con 22 plantas, concentradas principalmente enCangrejera, Morelos, Poza Rica, Cosoleacaque y Pajaritos, donde se realiza el 60% de susprocesos, además de la refinería de Minatitlán. Esta industria tiene un gran potencial dedesarrollo en beneficio de Veracruz, por lo que deberá inducirse una política en esesentido.”

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El Plan de Desarrollo de esta entidad federativa nos remite a planes de desarrollosanteriores así como a proyectos impulsados por administraciones pasadas: “Se tomarán en consideración los programas y proyectos impulsados por administracionespasadas y se promoverá el establecimiento de lineamientos y políticas de largo alcancepara propiciar su continuidad en periodos subsecuentes de gobierno”. Asimismo, enfatiza en que se deberá tomar en cuenta al gobierno federal como a su plannacional de desarrollo para la toma de decisiones en este sector: “Por la naturaleza y tamaño de las instalaciones industriales que integran la petroquímica yla industria de los fertilizantes, su dinámica rebasa a los sectores productivos de la entidady a las decisiones del propio gobierno estatal.”

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• PROGRAMA DE ORDENAMIENTO URBANO DEL CENTRO DE POBLACIÓN DENAUTLA, VERACRUZ 1999-2004.

El Programa se encuentra enfocado principalmente al desarrollo urbano donde se concentra la población de Nautla, por lo que la zonificación de Uso de Suelo, Coeficiente de Ocupación del Suelo (COS) y el Coeficiente de Utilización del Suelo (CUS), solo están enfocadas a esta superficie, no consideran el resto del territorio del Municipio, que incluye la región donde se implantará el proyecto. Por otro lado, no existen políticas de desarrollo urbano a futuro, actualmente la zona solamente es utilizada para la crianza de ganado de baja intensidad (Figuras III.2, III.3 y III.4). • PROGRAMA DE ORDENAMIENTO URBANO VEGA DE ALATORRE. El Municipio de Vega de Alatorre, no cuenta con un programa de desarrollo urbano. El comportamiento de uso de suelo es similar al del Municipio de Nautla, la mayoría de población se encuentra concentrada en el centro de población de Vega de Alatorre, mientras que sus alrededores domina el suelo de uso rural, con localidades de baja densidad de población. A través de la visita de campo efectuada al sitio, específicamente donde el gasoducto pasa por el Municipio de Vega de Alatorre, se constato que el uso de suelo destinado a la superficie de ocupación y alrededores es agropecuario de baja intensidad. Asimismo, mediante la entrevista con personal del Municipio, se comunicó, la inexistencia de políticas de uso de suelo para esta superficie y aledañas. Figuras III.2, III.3 III.4 III.3. CONVENIOS, CONVENCIONES Y ACUERDOS INTERNACIONALES. Es un hecho que los intereses de las sociedades modernas en torno a las cuestiones ambientales han rebasado fronteras políticas e institucionales, y que se han extendido por todo el globo, abriendo nuevos espacios de interacción y de confrontación entre grupos, sectores y gobiernos. Los intereses ambientales expresados internacionalmente se han convertido en origen de controversias políticas que hoy ocupan primeros lugares en las agendas de discusión y negociación entre países y entidades multilaterales (ONU, Banco Mundial, OMC). La fuente de estos intereses reside, por una parte, en las repercusiones transfronterizas de ciertos procesos de deterioro ambiental, o en los problemas de acceso y manejo de los recursos comunes globales del planeta (biodiversidad, aguas internacionales, equilibrio climático, capa de ozono). También, y de manera cada vez más notable, consideraciones de tipo económico referidas a ventajas o desventajas competitivas por diferentes normas ecológicas entre países, proteccionismo disfrazado de controles ambientales, prácticas comerciales desleales originadas en subsidios que se presume son antiecológicos, agotamiento de recursos valiosos, etc., marcan las relaciones internacionales de una manera insospechada hasta hace poco tiempo. Como ya se señaló, el uso desmedido e inadecuado de los recursos naturales y eldeterioro de la calidad del medio ambiente rebasan la dimensión nacional colocándose enla agenda internacional. Si bien esto propicia una mayor comunicación y presenciainternacional del país, también permite ampliar la influencia de resoluciones y acuerdos

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internacionales que pueden tener un importante peso en la definición y ejecución depolíticas internas, en una matriz internacional definida por nuevos bloques de intereses ynecesidades de cooperación. Los gobiernos responden de manera cada vez más inmediata con accionesadministrativas y jurídicas en el ámbito nacional o con iniciativas bilaterales ymultilaterales. Así, la dimensión ambiental en las relaciones internacionales se tejedentro de una compleja trama de relaciones políticas y económicas internacionales,donde participan como actores protagónicos los estados, las institucionesmultilaterales, los organismos no gubernamentales y empresas multinacionales.Con el tiempo ha quedado claro que el tratamiento eficaz de los problemas globalesdel ambiente requiere el concurso de todos los países, a través de instrumentosjurídicamente vinculantes, los cuales se multiplican, evolucionan y se amplíanestableciendo obligaciones cada vez más diversas y profundas a los estados. De acuerdo a la delimitación del objeto de estudio “Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Particular de la Construcción del gasoducto de 24” de diámetro de Lankahuasa 1 a entronque del gasoducto de 48” de diámetro “Cactus-Reynosa”, se dará especial atención a los instrumentos multilaterales sobre diversidad biológica y Patrimonio Mundial,que a continuación se destacan y de los que nuestro país forma parte: Convención sobre la Protección del Patrimonio Mundial, Cultural y Natural (1972), Convención Relativa a losHumedales de Importancia Internacional Especialmente como Hábitat de Aves Acuáticas(1971) y el Protocolo que la Modifica (1982). De estos instrumentos y esfuerzos internacionales precedieron el proceso que llevó a laCumbre de la Tierra celebrada en Río de Janeiro en 1992, donde se acordó la adopción yfirma de tratados y acuerdos multilaterales sin precedente, de los cuales México essignatario: Declaración de Río, Agenda 21, Convención sobre la Diversidad Biológica yConvención sobre Cambio Climático y el Protocolo de Kyoto. CONVENCIÓN SOBRE LA PROTECCIÓN DEL PATRIMONIO MUNDIAL, CULTURAL YNATURAL, 1972 (México ratificó la Convención del Patrimonio Mundial en 1984). La Convención tiene por objeto la salvaguarda de los bienes que, ubicados en todoslos continentes y de todas las épocas, por su valor extraordinario y su carácterexcepcional constituyen un patrimonio de toda la humanidad. Estos bienes se hanido inventariando en la Lista del Patrimonio Mundial. Hasta abril de 2000, un total de 159 países se han añadido a la Convención del Patrimonio Mundial. Al ratificar la Convención, los Estados Partes se comprometen a asegurar la preservación de bienes que ellos mismos han seleccionado y que han sido inscritos en la Lista del Patrimonio Mundial. Reconocen, sin perjuicio de soberanía, que sus sitios inscritos en la lista constituyen un patrimonio universal en cuya protección la comunidad internacional entera tiene el deber de cooperar. México ha inscrito 21 sitios en la lista, lo cual lo convierte en el país con el mayor número de bienes inscritos en todo el continente americano y el quinto en el mundo. De estos 21 sitios, dos son naturales, 19 son culturales. CONVENCIÓN RELATIVA A LOS HUMEDALES DE IMPORTANCIA INTERNACIONAL ESPECIALMENTE COMO HÁBITAT DE AVES ACUÁTICAS (1971) La convención se celebró en Ramsar, Irán, el 2 de febrero de 1971. México la firmó el 4 de julio de 1986, publicándose el 29 de agosto de 1986 en el Diario

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Oficial de la Federación. Esta convención busca poner freno, a las progresivas intrusiones sobre estas zonas húmedas, impidiendo su pérdida, asegurando la conservación de los humedales, de su flora y de su fauna a través de la conjugación de políticas nacionales que prevean una acción internacional coordinada. La protección de los humedales es una preocupación que comparten los numerosos países del mundo, ya que constituyen un recurso de gran valor económico, cultural, científico y recreativo, cuya pérdida sería irreparable. Dicha convención reconoce la interdependencia del hombre y de su medio ambiente, y de las funciones ecológicas fundamentales de los humedales en su calidad de reguladores de los regímenes hidrológicos y como hábitats de una fauna y flora características, particularmente de aves acuáticas; las cuales, en sus migraciones estacionales atraviesan fronteras, lo que como consecuencia plantea la consideración de éstas como un recurso internacional. PROTOCOLO QUE MODIFICA LA CONVENCIÓN SOBRE TIERRAS PANTANOSAS DEIMPORTANCIA MUNDIAL, EN ESPECIAL COMO HÁBITAT DE AVES ACUÁTICAS(1982) El Protocolo se adoptó en París, Francia, el 3 de diciembre de 1982. México seincorporó el 4 de julio de 1986, publicándose en el Diario Oficial el 29 de agosto deese año. Sin embargo, no fue sino hasta el 1 de octubre de 1986 que el protocoloentro en vigor. Este protocolo establece que para incrementar la eficacia de la Convención sobrelos Humedales de Importancia Internacional especialmente como Hábitat de AvesAcuáticas, es necesario que se aumente el número de Partes Contratantes, ya sihubiera más versiones auténticas se facilitaría una participación más amplia en laConvención, a su vez, se considera que el texto de la Convención no prevé unprocedimiento de enmienda lo que dificulta cualquier modificación del texto quepudiera estimarse necesaria. CONFERENCIA DE LAS NACIONES UNIDAS SOBRE EL MEDIO AMBIENTE Y ELDESARROLLO, RÍO DE JANEIRO,1992. Cuando las Naciones Unidas establecieron la Comisión Mundial sobre el Medio Ambiente yel Desarrollo en 1983 (Noruega), era evidente que la protección del medio ambiente iba aconvertirse en una cuestión de supervivencia para todos. De este informe, la AsambleaGeneral de las Naciones Unidas convocó la Conferencia de las Naciones Unidas sobre elMedio Ambiente y el Desarrollo (CNUMAD). La Conferencia, conocida como Cumbre parala Tierra, se celebró en Río de Janeiro del 3 al 14 de junio de 1992. Fue un momentodecisivo en las negociaciones internacionales sobre las cuestiones del medio ambiente y eldesarrollo. Los objetivos fundamentales de la Cumbre eran lograr un equilibrio justo entre lasnecesidades económicas, sociales y ambientales de las generaciones presentes y de lasgeneraciones futuras y sentar las bases para una asociación mundial entre los paísesdesarrollados y los países en desarrollo, así como entre los gobiernos y los sectores de lasociedad civil, sobre la base de la comprensión de las necesidades y los interesescomunes. En Río, 172 gobiernos, incluidos 108 Jefes de Estado y de Gobierno, aprobaron acuerdosque habrían de regir la labor futura: el Programa 21, un Plan de Acción Mundial paraPromover el Desarrollo Sostenible; la Declaración de Río sobre el Medio Ambiente y

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el Desarrollo, un conjunto de principios en los que se definían los derechos civiles yobligaciones de los Estados, y una Declaración de Principios Relativos a losBosques. Se abrieron a la firma además dos instrumentos con fuerza jurídica obligatoria:la Convención Marco sobre el Cambio Climático y el Convenio sobre la DiversidadBiológica. Al mismo tiempo se iniciaron negociaciones con miras a una Convención de Lucha contra la Desertificación, que quedó abierta a la firma en octubre de 1994 y entróen vigor en diciembre de 1996 y se creó la Comisión sobre el Desarrollo Sostenible. El mandato de la Comisión consiste en examinar la aplicación de los acuerdosalcanzados en la Cumbre para la Tierra, impartir orientación normativa a losgobiernos y a los grupos principales que realizan actividades relacionadas con eldesarrollo sostenible y fortalecer el Programa 21 elaborando nuevas estrategias encaso necesario. Entre las cuestiones intersectoriales que se examinan junto con lassectoriales cabe incluir: el comercio y el medio ambiente; las modalidades deproducción y de consumo; la lucha contra la pobreza; la dinámica demográfica; losrecursos y mecanismos financieros; la educación, la ciencia, la transferencia detecnología ecológicamente racional, la cooperación técnica y el fomento de lacapacidad; la adopción de decisiones y las actividades de los grupos principales. De estos acuerdos y tratados nos referiremos a los que corresponden por suimportancia al área objeto de nuestro estudio. DECLARACIÓN DE RÍO Define los derechos y las obligaciones de los Estados respecto de principios básicos sobreel medio ambiente y el desarrollo. Incluye las siguientes ideas: la incertidumbre en elámbito científico no ha de demorar la adopción de medidas de protección del medioambiente; los Estados tienen el "derecho soberano de aprovechar sus propios recursos"pero no han de causar daños al medio ambiente de otros Estados; la eliminación de lapobreza y la reducción de las disparidades en los niveles de vida en todo el mundo sonindispensables para el desarrollo sostenible, y la plena participación de la mujer esimprescindible para lograr el desarrollo sostenible. Fue firmado por México en la Cumbrede Río de 1992. En virtud de tratarse de una serie de lineamientos y principios no sonobligatorios, no se requirió la ratificación del Senado. AGENDA 21. En el Programa 21, que contiene más de 2.500 recomendaciones prácticas, se abordan losproblemas urgentes de hoy en día. El Programa 21 tiene por objeto preparar al mundopara los retos del próximo siglo e incluye propuestas concretas en cuestiones sociales yeconómicas, como la lucha contra la pobreza, la evolución de las modalidades deproducción y de consumo, la dinámica demográfica, la conservación y ordenación denuestros recursos naturales, la protección de la atmósfera, los océanos y la diversidadbiológica, la prevención de la deforestación y el fomento de la agricultura sostenible. CONVENIO SOBRE LA DIVERSIDAD BIOLÓGICA. El convenio fue Aprobado por Senado de México el día 3 de diciembre de 1992 y publicadoen el Diario Oficial de la Federación el 13 de enero de 1993. Este es un instrumento convalidez jurídica que está dirigido a proteger el patrimonio biológico/genético del planeta y apromover su uso sustentable, así como una distribución equitativa de los beneficios que deello resulten, incluyendo el acceso a los recursos genéticos, la transferencia de lastecnologías relevantes y el financiamiento. Contempla la cooperación internacional,identificación y monitoreo, conservación in-situ en un sistema nacional de áreas protegidas, conservación ex-situ, uso sustentable, incentivos, investigación y capacitación. Los objetivos del presente Convenio, son la conservación de la diversidad biológica,la utilización sostenible de sus componentes y la participación justa y equitativa en

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los beneficios que se deriven de la utilización de los recursos genéticos, mediante,entre otras cosas, un acceso adecuado a esos recursos y una transferenciaapropiada de las tecnologías pertinentes, teniendo en cuenta todos los derechossobre esos recursos y a esas tecnologías, así como mediante una financiaciónapropiada. CONVENCIÓN SOBRE EL CAMBIO CLIMÁTICO. Este convenio fue aprobado por el Senado de México el día 3 de diciembre de 1992 ypublicado en el Diario Oficial de la Federación el día 13 de enero de 1993. Cuyo objetivoes estabilizar las concentraciones de gases de invernadero en la atmósfera, a un nivel queprevenga una interferencia antropogénica peligrosa para el sistema climático. Este niveldebería alcanzarse a tiempo para que los ecosistemas puedan adaptarse naturalmente alcambio climático, de manera que la producción de alimentos no se vea amenazada y quesea posible el desarrollo económico sustentable. Para lograr este cometido, los paísessignatarios de la Convención Marco pertenecientes al Anexo I (países desarrollados) secomprometieron a reducir sus niveles de emisión de gases de invernadero en el año 2000a los niveles que tenían en 1990, así como a brindar asesoría, apoyo técnico y financiero alos países en desarrollo.

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México y el resto de los países no pertenecientes al Anexo I de la Convención, acordaronproteger el sistema climático para beneficio de la humanidad sobre una base de equidad yde acuerdo con sus responsabilidades y capacidades. Con este fin, nuestro país puso loscimientos de su actividad para enfrentar este fenómeno mediante la primera fase delEstudio de País: México, constituido por varias investigaciones: • El inventario nacional de emisiones, por fuentes y sumideros, de gases de

invernadero. • La creación de escenarios climáticos futuros y regionales. • El desarrollo de escenarios futuros de emisiones. • Los estudios sobre la vulnerabilidad del país ante el cambio climático. PROTOCOLO DE KYOTO DE 1997 DE LA CONVENCIÓN MARCO SOBRE CAMBIO CLIMÁTICO DE LAS NACIONES UNIDAS. La Tercera Conferencia de la Partes (COP3) tuvo lugar en Kioto, Japón, del 1 al 10 dediciembre de 1997 y contó con la asistencia de casi 10,000 participantes, incluyendoa 2,200 delegados oficiales y miles de observadores de organizaciones nogubernamentales y de los medios de comunicación. La COP3 representó el punto final de un proceso de negociación iniciado en elGrupo Ad-Hoc del Mandato de Berlín con el fin de fijar objetivos cuantificados delimitación y reducción de las emisiones de gases de invernadero en plazo concretosa loa países desarrollados. El resultado de este proceso fue el Protocolo de Kito. CONVENIO INTERNACIONAL PARA PREVENIR LA CONTAMINACIÓN MARINA PROVOCADA POR LOS BUQUES (MARPOL 73/78). El convenio MARPOL surgió en el año de 1973 con el fin de establecer medidas deseguridad para la navegación. En 1978 se adicionó al convenio el control de derrames porhidrocarburos. El convenio MARPOL 73/78 consiste en su conjunto de artículos yprotocolos referidos a informes sobre incidentes, relacionados con sustancias dañinas. Incluye los cinco anexos que a continuación se mencionan. Los cuales contienenreglas para prevenir las distintas formas de contaminación marina generadas por losbuques: Anexo I Contaminación por hidrocarburos. Anexo II Contaminación por sustancias nocivas, líquidas o transportadas a granel. Anexo III Contaminación por sustancias perjudiciales transportadas en bultos,

contenedores, tanques portátiles, y camiones cisterna o vagones tanque. Anexo IV Contaminación por las aguas sucias de los buques. Anexo V Contaminación por la basura de los buques.

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Los anexos I, II y V de MARPOL son obligatorios. Los estados que han ratificado elconvenio deberán cumplir con las disposiciones contenidas en los mismos. Los anexos III yIV son facultativos. CONVENCIÓN SOBRE LA PLATAFORMA CONTINENTAL. Abierta a la firma en Ginebra, del 29 de abril al 31 de octubre de 1958, aprobada por el Senado según decreto publicado en el Diario Oficial del 5 de enero de 1966, el depósito del instrumento de adhesión se efectuó, el 2 de agosto de 1966, publicada en el Diario Oficial del 16 de diciembre de 1966. En vinculación con el proyecto, se ratifica la soberanía de la plataforma continental para su libre explotación y se enfatiza sobre la protección de los recursos naturales por efectos de ello. En el párrafo primero del artículo segundo de este convenio, se señala que el Estado ribereño ejerce derechos de soberanía sobre la plataforma continental a los efectos de su explotación y de la explotación de sus recursos naturales. Así mismo en el párrafo séptimo del artículo quinto manifiesta que el Estado ribereño está obligado a adoptar en las zonas de seguridad, todas las medidas adecuadas para proteger los recursos vivos del mar contra agentes nocivos. CONVENCIÓN DE LAS NACIONES UNIDAS SOBRE EL DERECHO DEL MAR. Realizada en Montego Bay, Jamaica, el 10 de diciembre de 1982, firmada por los Estados Unidos Mexicanos en la misma fecha y aprobada por el Senado el 29 de diciembre de 1982, para su observancia fue ratificada el 21 de febrero de 1983. Convenio de inminente observancia para el presente proyecto, debido a que en el se manifiesta la voluntad de México en conjunción con otras naciones para preservar y proteger el medio marino. En sus artículos 192 al 196, se establecen diversas disposiciones para llevar acabo su cumplimiento. En su artículo 198 de la Sección segunda de la Cooperación Mundial y Regional se manifiesta el deber de notificar los daños inminentes o reales, esto es, cuando un Estado tenga conocimiento de casos en que el medio marino se halle en peligro inminente de sufrir daños por contaminación o los haya sufrido ya, lo notificarán inmediatamente a otros Estados que a su juicio puedan resultar afectados por esos daños, así como a las organizaciones internacionales competentes. En su artículo 199 en consecuencia de lo anterior, manifiesta que los Estados del área afectada en la medida de sus posibilidades, y las organizaciones internacionales competentes cooperarán en todo lo posible para eliminar los efectos de la contaminación y prevenir o reducir al mínimo los daños. Con ese fin, los Estados elaborarán y promoverán en común planes de emergencia para hacer frente a incidentes de contaminación en el medio marino. ACUERDO DE COOPERACIÓN ENTRE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS Y LOS ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA, SOBRE LA CONTAMINACIÓN DEL MEDIO MARINO POR DERRAMES DE HIDROCARBUROS Y OTRAS SUSTANCIAS NOCIVAS. Realizado en dos ejemplares originales, en la Ciudad de México, Distrito Federal, el día 24 del mes de julio del año 1980. El Gobierno de los Estados Unidos Mexicanos y el Gobierno de los Estados Unidos de América, conscientes de la importancia de preservar el medio marino y de conservar los organismos vivos que en él habitan y reconociendo que la contaminación del medio

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marino por hidrocarburos o por otras sustancias nocivas daña o puede dañar las condiciones ecológicas del mar en detrimento de sus recursos naturales y puede constituir una amenaza a la salud y al bienestar público, convinieron el presente acuerdo, que tiene como eje principal establecer un Plan Conjunto de Contingencia. DECRETO DE PROMULGACIÓN DEL CONVENIO PARA LA PROTECCIÓN Y EL DESARROLLO DEL MEDIO MARINO EN LA REGIÓN DEL GRAN CARIBE Y EL PROTOCOLO DE COOPERACIÓN PARA COMBATIR LOS DERRAMES DE HIDROCARBUROS EN LA REGIÓN DEL GRAN CARIBE, ADOPTADO EN CARTAGENA DE INDIAS, EL 24 DE MARZO DE 1983. Suscrito el día 24 del mes de marzo del año de 1983 a efecto de combatir los derrames de hidrocarburos en la Región del Gran Caribe, mismo que fue promulgado el 8 de mayo 1985. El convenio en mención se suscribe a efecto de proteger el medio marino de la Región del Gran Caribe para beneficio y disfrute de las generaciones presentes y futuras, reconociendo las especiales características hidrográficas y ecológicas de la región y su vulnerabilidad a la contaminación. Reconociendo además de que la contaminación y el hecho de que el medio ambiente no se tenga suficientemente en cuenta en el proceso de desarrollo, constituyen una amenaza para el medio marino, su equilibrio ecológico, sus recursos y sus usos legítimos. Considerando que la protección de los ecosistemas del medio marino de la Región del Gran Caribe es uno de sus principales objetivos por lo que se conviene en lo siguiente: En su artículo cuarto se manifiesta que las partes contratantes adoptarán, individual o conjuntamente, todas las medidas adecuadas de conformidad con el derecho internacional y con arreglo al presente convenio y aquellos de sus protocolos en vigor en los cuales sean partes para prevenir, reducir y controlar la contaminación de la zona de aplicación del convenio y para asegurar una ordenación racional del medio, utilizando a estos efectos los medios más viables de que dispongan y en la medida de sus posibilidades. En síntesis general de los subsecuentes artículos, se establece la obligación de prevenir, reducir y controlar la contaminación de la zona de aplicación del convenio causada por vertimientos de desechos y otras materias en el mar desde buques, aeronaves o estructuras artificiales en el mar, en sitios como ríos, estuarios, establecimientos costeros, zonas que por su exploración y explotación afecten directa o indirectamente los fondos marinos, subsuelo, atmósfera y zonas especialmente protegidas o zonas especies diezmadas, amenazadas o en peligro de extinción. Asimismo se menciona en el convenio la cooperación en caso de emergencia, evaluación del impacto ambiental, la cooperación científica y técnica así como responsabilidad e indemnización entre otras. III.4. ANÁLISIS DE LOS INSTRUMENTOS NORMATIVOS. A continuación se describe el marco normativo federal, local, internacional y disposiciones reglamentarias que regulan al presente proyecto. CONSTITUCIÓN POLÍTICA DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS. De acuerdo a lo establecido en la Constitución en el Artículo 27, la propiedad de losderechos de la tierra y el agua comprendidas dentro de los límites del territorio nacional,pertenecen a la nación, la cual ha tenido el derecho de transmitir el dominio de estos a losparticulares, constituyendo la propiedad privada.

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Asimismo, señala el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataformacontinental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o substancias queen vetas, masas o yacimientos constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de loscomponentes de los terrenos, tales como el petróleo y todos los carburos de hidrogenosólidos, líquidos y gaseosos y el espacio situado sobre el territorio nacional en la extensióny términos que fije el derecho internacional. • LEYES. LEY REGLAMENTARIA DEL ARTÍCULO 27 CONSTITUCIONAL EN EL RAMO DEL PETRÓLEO. Es el principal ordenamiento jurídico vigente en materia de protección de hidrocarburos.Dicha Ley fue promulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de laFederación el 29 de noviembre de 1958. La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo consta de 16disposiciones permanentes, a través de las cuales se pretende regular la protección delpetróleo como recurso energético no renovable, enfocada de igual forma, a la proteccióndel medio ambiente en su conjunto. La jurisdicción en las zonas marinas y el aprovechamiento de los recursos petroleros delsubsuelo de la plataforma continental, corresponde originalmente a la Nación, quién lohará por conducto del organismo descentralizado PEMEX y sus subsidiarias mediante elrégimen de las asignaciones que establece la Ley Reglamentaria del Artículo 27 en elRamo del Petróleo en su artículo 4°. El ejercicio de esta soberanía, se extiende a la Zona Económica Exclusiva (ZEE), situadafuera del mar territorial y adyacentes a éste, la cual comprende 200 millas náuticas,medidas a partir de la línea de base desde la cual se mide el mar territorial. El presenteproyecto será realizado dentro de la ZEE, por lo que queda enmarcado dentro de esteartículo. LEY ORGÁNICA DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS. La Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, fue promulgada porel Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de la Federación el 16 de julio de 1992. En el Artículo 1º se establece que el Estado realizará las actividades que le correspondenen exclusiva en las áreas estratégicas del petróleo, además de hidrocarburos ypetroquímica básica, por conducto de Petróleos Mexicanos y de los organismosdescentralizados subsidiarios en los términos de la misma Ley y la Ley Reglamentaria delArtículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y sus Reglamentos. Petróleos Mexicanos fue creado por decreto del 7 de junio de 1938, como un organismodescentralizado con personalidad jurídica y patrimonios propios, y tiene por objeto ejercerla conducción central y la dirección estratégica de todas las actividades que comprende la industria petrolera estatal, de acuerdo a su Artículo 2º, en concordancia a la Ley reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. El Artículo 3º señala la creación de organismos descentralizados de carácter técnico,industrial y comercial con personalidad jurídica y patrimonios propios, entre ellos PEMEXExploración y Producción, quien se hace cargo de la exploración y explotación del petróleoy el gas natural, así como su transporte y almacenamiento en terminales y sucomercialización. Las actividades que se les confieren a estos organismos sólo podrán serdesarrolladas por los mismos.

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Petróleos Mexicanos y sus organismos descentralizados, de acuerdo con sus respectivosobjetos podrán celebrar con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios ycontratos y suscribir títulos de crédito, manteniendo en exclusiva la propiedad y el controldel Estado Mexicano sobre los hidrocarburos, con sujeción a las disposiciones legalesaplicables. LEY GENERAL DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y PROTECCIÓN AL AMBIENTE (LEGEEPA). La LEGEEPA, es el principal ordenamiento jurídico vigente en materia de protecciónambiental. Fue promulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de laFederación el 28 de enero de 1988, misma que entro en vigor el 1º de marzo del mismo año. En el Artículo 1º de ésta Ley se establece que la Ley es reglamentaria de las disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que se refieren a lapreservación y restauración del equilibrio ecológico, así como a la protección al ambiente,en el territorio nacional y las zonas sobre las que la nación ejerce su soberanía yjurisdicción. Se establece que el objeto de la Ley es la regulación, prevención y restauración delequilibrio ecológico y protección al ambiente. En lo conducente al proyecto, el Artículo 28 manifiesta que la evaluación del impactoambiental es el procedimiento a través del cual la Secretaría del Medio Ambiente,Recursos Naturales (SEMARNAT) establece las condiciones a las que se sujetará larealización de obras y actividades que puedan causar desequilibrio ecológico o rebasar loslímites y condiciones establecidas en las disposiciones aplicables para proteger alambiente y preservar y restaurar los ecosistemas, con el fin de evitar o reducir al máximosus efectos negativos sobre el ambiente. Para ello, en los casos que establezca elReglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente enMateria de Evaluación del Impacto Ambiental, quienes pretendan llevar a cabo alguna delas siguientes obras o actividades, requerirán previamente la autorización en materia deimpacto ambiental de la Secretaría: I.- Obras hidráulicas, vías generales de comunicación, oleoductos, gasoductos,

carboductos y poliductos; II.- Industria del petróleo, petroquímica, química, siderúrgica, papelera, azucarera del

cemento y eléctrica; X.- Obras y actividades en humedales, manglares, lagunas, ríos, lagos y esteros

conectados con el mar, así como en sus litorales o zonas federales; La evaluación del impacto ambiental en la industria petrolera comprende aquellos efectosde todas y cada una de las fases involucradas en las etapas de exploración, explotación,transformación, distribución y comercialización. En otras palabras, comprende a todasaquellas actividades que pudieran afectar a los recursos naturales, representadosbásicamente por el agua, el aire, el suelo, la biota y la salud humana. En el inciso IV del artículo 120, se señala que para evitar la contaminación del aguaquedan sujetos a regulación federal o local las descargas de desechos, sustancias oresiduos generados en las actividades de extracción de recursos no renovables. En su artículo 130 de la ley en mención, la Secretaría (SEMARNAT), autorizará el vertidode aguas residuales en aguas marinas, de conformidad con lo dispuesto en la Ley de

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Aguas Nacionales, su Reglamento y las Normas Oficiales Mexicanas en relación, cuandoel origen de las descargas provenga de fuentes móviles o de plataformas fijas en el marterritorial y la Zona Económica Exclusiva. La Secretaría con facultad en sus atribuciones secoordinará con la Secretaría de Marina para la expedición de las autorizacionescorrespondientes.

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Asimismo, en su Articulo 131, manifiesta que para la protección del medio marino, laSecretaría emitirá las Normas Oficiales Mexicanas para la explotación, preservación yadministración de los recursos naturales, vivos y abióticos, del lecho y el subsuelo del mary de las aguas suprayacentes, así como las que deberán observarse para la realización deactividades de exploración y explotación en la Zona Económica Exclusiva. En consecuencia, Articulo 132, la secretaría se coordinará con la Secretaría de Marina,Energía, de Salud y de Comunicaciones y Transporte, a efecto de que dentro de susrespectivas atribuciones intervengan en la prevención y control de la contaminación delmedio marino, así como en la preservación y restauración del equilibrio de susecosistemas, con arreglo a lo establecido en la presente Ley, en la Ley de aguasNacionales, la Ley Federal del Mar, las convenciones internacionales de las que Méxicoforma parte y las demás disposiciones aplicables. LEY GENERAL DE VIDA SILVESTRE. La Ley General de Vida Silvestre, es el principal ordenamiento jurídico vigente en materia de conservación y aprovechamiento sustentable de la vida silvestre. Dicha Ley fue aprobada por la cámara de diputados, el 27 de abril del 2000. (publicada en junio de 2000 en el Diario Oficial de la Federación)

La Ley General de Vida Silvestre consta de 130 disposiciones permanentes, que se organizan en ocho

Títulos que regulan las siguientes materias: Disposiciones Preliminares, Política Nacional en Materia de Vida Silvestre y su Hábitat, las Autoridades, Concertación y Participación Social, Disposiciones Comunes para la

Conservación y el Aprovechamiento Sustentable de la Vida Silvestre, conservación de la vida silvestre, aprovechamiento sustentable de la vida silvestre, medidas de control y de seguridad, infracciones y

sanciones y transitorios. El objeto de la Ley General de Vida Silvestre es regular la conservación yaprovechamiento sustentable de la vida silvestre y su hábitat en el territorio de laRepública Mexicana y en las zonas en donde la Nación ejerce su jurisdicción. Seexcluyen de esta Ley los recursos forestales maderables y de las especies cuyomedio de vida total sea el agua, de acuerdo a lo establecido por el Articulo 1º. La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente es supletoria deeste ordenamiento. El Artículo 3º conceptualiza Conservación como la protección, cuidado, manejo y mantenimiento de los ecosistemas, los hábitats, las especies y las poblaciones de la vidasilvestre, dentro o fuera de sus entornos naturales, de manera que se salvaguarden lascondiciones naturales para su permanencia a largo plazo; y Vida silvestre como los organismos que subsisten sujetos a los procesos de evolución natural y que se desarrollanlibremente en su hábitat, incluyendo sus poblaciones menores e individuos que seencuentran bajo el control del hombre, así como los federales. La Ley prohíbe cualquier acto que implique la destrucción, daño o perturbación de la vidasilvestre, en perjuicio de los intereses de la Nación, ya que es deber de todos conservarla;los propietarios o legítimos poseedores de los predios en donde se distribuye la vidasilvestre, tendrán derechos de aprovechamiento sustentable sobre sus ejemplares, partesy derivados, además los propietarios y legítimos poseedores de dichos predios, así comolos terceros que realicen el aprovechamiento, serán responsables solidarios de los efectosnegativos que éste pudiera tener para la conservación de la vida silvestre y su hábitat,como lo señalan los Artículos 4º y 18. El diseño y la aplicación de la política nacional en materia de vida silvestre y su hábitatcorresponderá, en sus respectivos ámbitos de competencia, a los Municipios, a los

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gobiernos de los Estados y del Distrito Federal, así como al Gobierno Federal de acuerdo alos dispuesto por el Artículo 6º. De acuerdo con el artículo 20, La Secretaría promoverá el desarrollo de criterios,metodologías y procedimientos para identificar los valores de la biodiversidad y de losservicios ambientales que provee, para así armonizar la conservación de la vida silvestre ysu hábitat, con la utilización sustentable de bienes y servicios. Las unidades de manejo de la vida silvestre serán denominadas Unidades de Manejopara la Conservación de Vida Silvestre (UMA’s), las demás actividades deberán complementarse con estas, y tendrán como objetivo general la conservación dehábitat natural, poblaciones y ejemplares de especies silvestres. Además deobjetivos específicos de restauración, protección, mantenimiento, recuperación,reproducción, repoblación, reintroducción, investigación, rescate, resguardo,rehabilitación, exhibición, recreación, educación ambiental y aprovechamientosustentable (artículo 39). Así mismo, el desarrollo del Sistema Nacional de Unidades de Manejo para laConservación de la Vida Silvestre se privilegiará en las zonas de influencia de lasáreas naturales protegidas, con el propósito de reforzar sus zonas deamortiguamiento y dar continuidad a sus ecosistemas. E involucrará a loshabitantes locales en la ejecución del programa (Artículo 48). La Secretaría acordará con los propietarios o legítimos poseedores de predios enlos que existan hábitats críticos, medidas especiales de manejo y conservación. La realización de cualquier obra pública o privada, así como de aquellas actividades quepuedan afectar la protección, recuperación y restablecimiento de los elementos naturalesen los hábitats críticos, deberá quedar sujeta a las condiciones que se establezcan comomedidas especiales de manejo y conservación en los planes de manejo de que se trate,así como del informe preventivo correspondiente, de conformidad con lo establecido en elreglamento. En todo momento el Ejecutivo Federal podrá imponer limitaciones de los derechos dedominio en los predios que abarquen dicho hábitat, de conformidad con los artículos 1°, fracción X y 2° de la Ley de Expropiación, con el objeto de dar cumplimiento a las medidasnecesarias para su manejo y conservación (Artículo 64). Para conservar y proteger los hábitats de especies nativas de vida silvestre que sedesarrollan en el medio acuático, La Secretaría podrá establecer áreas de refugiopara protegerlas en aguas de jurisdicción federal, zona federal marítimo terrestre yterrenos inundables (Artículo 65) La realización de cualquier obra pública o privada, así como de aquellas actividadesque puedan afectar la protección, recuperación y restablecimiento de los elementosnaturales en áreas de refugio para proteger especies acuáticas, deberá quedarsujeta a las condiciones que se establezcan como medidas de manejo yconservación. (Artículo 69). Cuando se presenten problemas de destrucción, contaminación, degradación,desertificación o desequilibrio del hábitat de la vida silvestre, la Secretaría formularáy ejecutará a la brevedad posible, programas de prevención, de atención deemergencias y de restauración para la recuperación y restablecimiento de lascondiciones que propician la evolución y continuidad de los procesos naturales de

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la vida silvestre, tomando en cuenta lo dispuesto en los artículos 78, 78 BIS y 78 BIS1 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (Artículo 70). Toda persona que cause daños a la vida silvestre o su hábitat, estará obligada arepararlos en los términos del Código Civil para el Distrito Federal en materia delFuero Común y para toda la República en materia del Fuero Federal, así como en loparticularmente previsto por la presente Ley y el reglamento. Los propietarios ylegítimos poseedores de los predios, así como los terceros que realicen elaprovechamiento, serán responsables solidarios de los efectos negativos que éstepudiera tener para la conservación de la vida silvestre y su hábitat (Artículo 106). La reparación del daño para el caso de la acción de responsabilidad por daño a la vida silvestre y su hábitat, consistirá en el restablecimiento de las condicionesanteriores a la comisión de dicho daño y, en el caso de que el restablecimiento seaimposible, en el pago de una indemnización la cual se destinará, de conformidad conlo establecido en el reglamento, al desarrollo de programas, proyectos y actividadesvinculados con la restauración, conservación y recuperación de especies ypoblaciones, así como a la difusión, capacitación y vigilancia (Artículo 108) Cuando exista riesgo inminente de daño o deterioro grave a la vida silvestre o a su hábitat, la Secretaría, fundada y motivadamente, ordenará la aplicación de una o más de las siguientes medidas de seguridad: La clausura temporal, parcial o total de las instalaciones, maquinaria o equipos, segúncorresponda, para el aprovechamiento, almacenamiento o de los sitios o instalaciones endonde se desarrollen los actos que generen los supuestos a que se refiere el primerpárrafo de este artículo. La suspensión temporal, parcial o total de la actividad que motive la imposición de lamedida de seguridad. La realización de las acciones necesarias para evitar que se continúen presentandolos supuestos que motiven la imposición de la medida de seguridad (Artículo 117). LEY DE OBRAS PUBLICAS Y SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS MISMAS. La Ley De Obras Publicas Y Servicios Relacionados Con Las Mismas, es el principalordenamiento jurídico vigente en materia de Desarrollo Urbano. Dicha Ley fuepromulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de la Federacióndel 04 de enero de 1999. El objeto de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas esregular las acciones relativas a la planeación, programación, presupuestación,contratación, gasto, ejecución y control de las obras públicas, así como de losservicios relacionados con las mismas, como los que realicen los organismosdescentralizados, entre otros de acuerdo a lo establecido por el Articulo 1º. Son obras publicas de acuerdo al Artículo 3º los trabajos que tengan por objeto construir, instalar, ampliar, adecuar, remodelar, restaurar, conservar, mantener, modificar y demolerbienes inmuebles. Asimismo, quedan comprendidos dentro de las obras publicas lostrabajos de exploración, geotecnia, localización y perforación que tengan por objeto laexplotación y desarrollo de los recursos petroleros y gas que se encuentren en el subsueloy la plataforma marina, entre otros. Es facultad de las dependencias y entidades de acuerdo a lo citado por el Artículo 11llevar a cabo los procedimientos para contratar y ejecutar las obras publicas y servicios

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relacionados con las mismas, por lo que en ningún caso se podrán contratar servicios paraque por su cuenta y orden se contraten las obras o servicios de que se trate. Las dependencias y entidades que realicen obras públicas y servicios relacionados con lasmismas, sea por contrato o por administración directa, así como los contratistas conquienes aquellas contraten, observarán las disposiciones que en materia de asentamientoshumanos, desarrollo urbano y construcción rijan en el ámbito federal, estatal y municipal.Las dependencias y entidades, cuando sea el caso, previamente a la realización de lostrabajos, deberán tramitar y obtener de las autoridades competentes los dictámenes,permisos, licencias, derechos de bancos de materiales, así como la propiedad o losderechos de propiedad incluyendo derechos de vía y expropiación de inmuebles sobre loscuales se ejecutarán las obras públicas. En las bases de licitación se precisarán, en sucaso, aquellos trámites que corresponderá realizar al contratista. El Articulo 20 señala que las dependencias y entidades estarán obligadas a considerar losefectos sobre el medio ambiente que pueda causar la ejecución de las obras publicas consustento en la evaluación de impacto ambiental prevista por la Ley General del EquilibrioEcológico y la Protección al Ambiente. Los proyectos deberán incluir las obras necesariaspara que se preserven o restituyan en forma equivalente las condiciones ambientalescuando estas pudieren deteriorarse y se dará la intervención que corresponda a laSecretaria de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca, y a las dependencias yentidades que tengan atribuciones en la materia. El contratista será el único responsable de la ejecución de los trabajos y deberásujetarse a todos los reglamentos y ordenamientos de las autoridades competentesen materia de construcción, seguridad, uso de la vía publica, protección ecológica yde medio ambiente que rijan en el ámbito federal, estatal o municipal, así como a lasinstrucciones que al efecto le señale la dependencia o entidad. Lasresponsabilidades y los daños y perjuicios que resultaren por su inobservanciaserán a cargo del contratista. Aunque nunca cesa la corresponsabilidad del organismo contratante. LEY GENERAL DE ASENTAMIENTOS HUMANOS. Es el principal ordenamiento jurídico vigente en materia de Asentamientos de la población.Dicha Ley fue promulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de laFederación del 21 de julio de 1993. Una de las disposiciones sobre los usos de los suelos conforme a su vocación natural se encontraban en la Ley Federal de Reforma Agraria y, sobre todo, en la Ley de Fomento Agropecuario, ambas abrogadas por la Ley Agraria de 1992. En el segundo párrafo del artículo 2 de la Ley Agraria reconoce esta preeminencia de la LGEEPA y de la Ley General de Asentamientos Humanos, al disponer que el ejercicio de los derechos de propiedad agraria, en lo relacionado con el aprovechamiento urbano y el equilibrio ecológico, se ajustará a lo dispuesto en la Ley General de Asentamientos Humanos y la Ley del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. La Ley Agraria de 1992, por su parte, señala que los bienes ejidales y comunales puedenser expropiados, entre otras causas de utilidad pública, para la explotación del petróleo y

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su procesamiento y conducción, así como para la instalación de plantas de beneficios,estableciendo además un procedimiento especial para la tramitación de las expropiacionesArtículos 93 a 97. LEY DE AGUAS NACIONALES. La Ley de Aguas Nacionales, fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 1de diciembre de 1992. La presente ley es reglamentaria del artículo 27 de laConstitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en materia de aguasnacionales; y tiene por objeto regular la explotación, uso o aprovechamiento dedichas aguas, su distribución y control, así como la preservación de su cantidad ycalidad para lograr su desarrollo integral sustentable, como lo dispone la misma Leyen su Artículo 1°. La Ley de Aguas Nacionales consta de 124 disposiciones permanentes, que seorganizan en diez Títulos que regulan las siguientes materias: Administración delAgua; Programación Hidráulica; Derechos de Uso o Aprovechamiento de AguasNacionales; Zonas Reglamentadas, de Veda o de Reserva; Usos del Agua;Prevención y Control de la Contaminación de las Aguas; Inversión en InfraestructuraHidráulica; Bienes Nacionales; Infracciones, Sanciones y Recursos. A continuaciónse destacan aquellas cuya relación es directa con el presente proyecto: 1.- La de los mares territoriales en la extensión y términos que fije el derecho

internacional. 2.- Las aguas marinas interiores. 3.- Las lagunas y esteros que se comuniquen permanentemente o intermitentemente

con el mar. 4.- Las de los manantiales que broten en las playas, zonas marítimas, cauces, vasos o

riberas de los lagos, lagunas o esteros de propiedad nacional. 5.- Las que correspondan a la Nación en virtud de tratados internacionales. 6.- Las playas y zonas marítimo terrestres. 7.- Los terrenos ganados al mar y las islas que existen o que se formen en el mar territorial Las aguas nacionales tanto terrestres como costeras constituyen un bien tuteladopor la Nación, bajo declaración de patrimonio de utilidad pública, que requiere porsu naturaleza e importancia la aplicación estricta de políticas de control y manejo. LEY FEDERAL DEL MAR. Esta Ley es reglamentaria de los párrafos Cuarto, Quinto, Sexto y Octavo del Artículo 27de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en lo relativo a las zonasmarinas mexicanas (Diario Oficial de la Federación del 8 de enero de 1986). Por lo que respecta a la protección y preservación del medio marino, se aplican tanto lasdisposiciones de esta Ley como su reglamento, así como las que en esta materia seseñala en la Ley General de Salud, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protecciónal Ambiente y sus respectivos reglamentos, la Ley Federal de Aguas y demás leyes yconvenios internacionales vigentes para prevenir, reducir y controlar la contaminación delmedio marino. Las zonas marinas mexicanas son las siguientes: mar territorial, las aguas marinasinteriores, zona contigua, la zona económica exclusiva, la plataforma continental y lasplataformas insulares y cualquier otra permitida por el derecho internacional. En lo conducente al presente proyecto, la soberanía de la Nación y sus derechos de

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soberanía, jurisdicciones y competencias dentro de los límites de las respectivas zonasmarinas, se ejercerán conforme a los ordenamientos señalados respecto a los siguientesrubros: 1.- En las obras, islas artificiales, instalaciones y estructuras marinas. 2.- En el régimen aplicable a los recursos marinos vivos, inclusive en su utilización y

conservación. 3.- En el régimen aplicable a los recursos marinos no vivos, inclusive en su utilización y

conservación. 4.- En el aprovechamiento económico del mar, incluyendo la utilización de minerales

disueltos en sus aguas, la producción de energía eléctrica o térmica derivada de lasmismas, de las corrientes y de los vientos.

5.- En la captación de energía solar en el mar, el desarrollo de la zona costera, lamaricultura, el establecimiento de parques marinos nacionales, la promoción de larecreación y el turismo, y el establecimiento de comunidades pesqueras.

6.- En la protección y preservación del medio marino, incluyendo la prevención de sucontaminación; y

7.- En la realización de actividades de investigación científica marina. LEY DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y PROTECCIÓN AL AMBIENTE DEL ESTADO DE VERACRUZ. Publicada en el Periódico Oficial del Gobierno del Estado de fecha 22 de mayo de 1990. Esta reglamentación es de orden público e interés social, sus disposiciones son de observancia obligatoria en el territorio del Estado, tiene por objeto la preservación, conservación y restauración del equilibrio ecológico así como la protección y mejoramiento del ambiente conforme a las facultades que se derivan de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y disposiciones de la Federación. • REGLAMENTOS. REGLAMENTO DE LA LEY REGLAMENTARIA DEL ARTICULO 27 CONSTITUCIONAL EN EL RAMO DEL PETRÓLEO. Publicado en Diario Oficial de la Federación el 25 de agosto de 1958, teniendo por objetoregular la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. En el presente Reglamento menciona en su artículo tercero fracción primera que la Naciónpor conducto de Petróleos Mexicanos, llevará a cabo las actividades a que se refiere elartículo 3o de la Ley, consistentes en la exploración, explotación, refinación, transporte,almacenamiento, distribución y las ventas de primera mano del petróleo, el gas y losproductos que se obtengan de la refinación de éstos. En su artículo quinto se menciona: La exploración y explotación del petróleo, las llevará acabo Petróleos Mexicanos mediante las asignaciones de terrenos que para el efecto lehaya hecho o le haga la Secretaría, a su solicitud o por acuerdo del Ejecutivo Federal. Seentiende por "Asignación de terrenos" el acto por el cual el Estado, por conducto de laSecretaría, otorga a Petróleos Mexicanos autorización para explorar y explotar el subsuelopetrolero de determinados terrenos. REGLAMENTO PARA PREVENIR Y CONTROLAR LA CONTAMINACIÓN DEL MAR POR VERTIMIENTO DE DESECHOS Y OTRAS MATERIAS. Este Reglamento fue publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 23 de enero de1979, cuyo objeto es controlar las descargas de los vertimientos, quedando sujeta a losprincipios, requisitos y condiciones que se establecen para prevenir el riesgo y daño quese pueda ocasionar al equilibrio ecológico.

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Se entiende por vertimiento a toda evacuación deliberada en el mar por desechos u otrasmaterias, efectuadas desde buques, aeronaves y las que realicen por estos medios lasplataformas y otras estructuras. En dicho reglamento, se establece que ninguna persona física o moral podrá efectuarvertimientos deliberados sin la previa autorización expedida por la Secretaría de Marina,quién otorgará un permiso especial evaluando su justificación tomando en cuenta: • La necesidad de efectuar dicho vertimiento. • El efecto de dicho vertimiento sobre la salud humana, la biología marina,

los valores económicos y recreativos, los recursos pesqueros, los recursos minerales,las playas, y en general sobre los ecosistemas marinos.

• La naturaleza y la cantidad de la sustancia que será vertida. • Las características y composición de la materia. • El método y frecuencia del vertimiento. • El sitio donde se efectuará dicho vertimiento y la ruta que deberá seguir

para llevarlo a cabo. • Las precauciones especiales que deban ser tomadas. REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y LA PROTECCIÓN AL AMBIENTE EN MATERIA DE EVALUACIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL. Publicado en el Diario Oficial de la Federación de fecha 30 de mayo del 2000, es de observancia general en todo el territorio nacional y en las zonas donde la Nación ejerce su jurisdicción; tiene por objeto reglamentar la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental a nivel federal. En lo concerniente al proyecto, el citado reglamento manifiesta que en la Industria Petrolera cuando se realice actividades de perforación de pozos para la exploración y producción, así como construcción e instalación de plataformas de producción petrolera en zonas marinas, requerirá de autorización previa de la Secretaria, en materia de impacto ambiental. Esto se manifiesta en las fracciones I y II del inciso D del artículo quinto. REGLAMENTO DE LA LEY DE AGUAS NACIONALES. Publicado en el D.O.F. del 12 de enero de 1994 y reformado en el D.O.F. el 10 de diciembre de 1997. Tiene por objeto reglamentar la Ley de Aguas Nacionales. En su artículo tercero se manifiesta lo siguiente: Para efectos del artículo 1o., de la "Ley" y de este "Reglamento" las disposiciones respectivas se aplican a las aguas continentales. La regulación en materia de preservación y control de la calidad del agua, en los términos de la "Ley" y el Título Séptimo del presente "Reglamento", se aplica también a las aguas de las zonas marinas mexicanas que define como tales el artículo 3o., de la Ley Federal del Mar. REGLAMENTO DE TRABAJOS PETROLEROS. La Protección del Petróleo y del Ambiente Respecto de las Actividades Petroleras en el Reglamento de Trabajos Petroleros. El Reglamento de Trabajos Petroleros fue promulgada por el Ejecutivo Federal ypublicada en el Diario Oficial de la Federación con fecha de fecha 27 de noviembre de 1958

El Reglamento consta de 297 disposiciones permanentes, que se organizan en nueve

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capítulos que regulan las siguientes materias: Explotación; Perforación; Producción;Taponamiento de Pozos; Transporte; Almacenamiento; Terminales y plantas dealmacenamiento y distribución y; Sanciones. Donde se establece lo siguiente: 1. Las normas técnicas a que debe estar sujeta la explotación petrolera serán

competencia del Ejecutivo Federal. 2. Las solicitudes de los permisos pertinentes deben estar acompañadas con una

memoria descriptiva y los planos necesarios se expresa que las memoriasdescriptivas tienen por objeto justificar técnica y económicamente las obras yconstrucciones, desde el punto de vista de la seguridad y el mejor aprovechamientode todos los hidrocarburos naturales.

3. Se establece que Petróleos Mexicanos tiene la obligación de mantener todas sus instalaciones en buen estado sanitario.

4. Con el propósito de cuidar los intereses de la nación en materia de explotaciónpetrolera, los permisionarios tienen la obligación de dar aviso por la vía más rápida encaso de accidentes en las instalaciones, a la dirección o agencia respectiva y a laSecretaría de Salud, cuando en cualquier forma se afecte a la ecología o secontamine el ambiente.

REGLAMENTO DE SEGURIDAD E HIGIENE DE PETRÓLEOS MEXICANOS. El reglamento data del mes de diciembre de 1945, mismo que ha sido modificado en varias ocasiones. Los capítulos que regulan al proyecto son los siguientes: Perforación, Reparación y Terminación de Pozos, regulado en la Sección Áreas Marinas, Pantanos y Marismas del capítulo V. Seguridad en Plataformas, regulado en el capítulo VII. Transporte Marítimo, regulado en el capítulo XIV. Transportes Aéreos, regulado en el capítulo XVI. • NORMAS. A continuación se citan las normas de observancia para el desarrollo del proyecto: Agua. • NOM-001-ECOL-1996. Establece los límites máximos permisibles de

contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Aire. • NOM-043-ECOL-1993. Establece los límites máximos permisibles de emisión a la

atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas. • NOM-085-ECOL-1994. Establece los límites máximos permisibles de emisión a la

atmósfera de humos partículas suspendidas totales, óxidos de azufre y nitrógeno; asícomo las condiciones de operación de los equipos de calentamiento indirecto porcombustión y los niveles de dióxido de azufre permitidos.

• NOM-086-ECOL-1994. Establece las especificaciones sobre protección ambientalque deben reunir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se usan en fuentesfijas y móviles.

Recursos. • NOM-059-ECOL-2001. Determina las especies y subespecies de flora y fauna

silvestre terrestre y acuática en peligro de extinción, amenazada, rara y las sujetas aprotección especial, y establece las especificaciones para su protección.

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Residuos peligrosos. • NOM-052-ECOL-1993. Caracteriza y lista los residuos peligrosos, además de

especificar los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente. • NOM-053-ECOL-1993. Establece la prueba de extracción de los constituyentes

que hacen a un residuo peligroso. • NOM-054-ECOL-1993. Determina la incompatibilidad entre dos o más residuos

peligrosos. • NOM-055-ECOL-1993. Asienta los requisitos que deben reunir los sitios destinados

al confinamiento controlado de residuos peligrosos (excepto los radioactivos). • NOM-056-ECOL-1993. Especifica el diseño y construcción de las obras

complementarias de un confinamiento controlado. • NOM-057-ECOL-1993. Se refiere al diseño, construcción y operación de las celdas

de un confinamiento controlado. • NOM-058-ECOL-1993. Dicta los requisitos para la operación de un confinamiento

controlado.

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• NOM-003-SCT2-1994. Para el transporte de materiales y residuos peligrosos.Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte demateriales y residuos peligrosos.

• NOM-003-SCT2-1994. Sistema de identificación de unidades destinadas altransporte terrestre de materiales y residuos peligrosos.

• NOM-004-SCT2-1994. Compatibilidad para el almacenamiento y transporte desustancias, materiales y residuos peligrosos de la clase 1. explosivos.

• NOM-010-SCT2-1994. Disposiciones de compatibilidad y segregación para elalmacenamiento y transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos.

• NOM-011-SCT2-1994. Condiciones para el transporte de las sustancias, materialesy residuos peligrosos en cantidades limitadas.

• NOM-019-SCT2-1994. Disposiciones generales para la limpieza y control deremanentes de sustancias y residuos peligrosos en las unidades que transportanmateriales y residuos peligrosos.

• NOM-EM-020-SCT2-1995. Requerimientos generales para el diseño y construcciónde autotanques destinados al transporte de materiales y residuos peligrosos.

• NOM-023-SCT2-1994. Información técnica que debe contener la placa queportarán los autotanques, recipientes metálicos intermedios para granel (rig) yenvases con capacidad mayor a 450 litros que transportan materiales y residuospeligrosos.

• NOM-028-SCT2-1994. Disposiciones especiales para los materiales y residuospeligrosos de la clase 3 líquidos inflamables transportados.

Ruido. • NOM-081-ECOL-1994. Establece los límites máximos permisibles de emisión de

ruido de las fuentes fijas y su método de medición.

Salud Ambiental. • NOM-021-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con

respecto al monóxido de carbono (CO). Valor permisible para la concentración demonóxido de carbono (CO) en el aire ambiente como medida de protección a la saludde la población.

• NOM-022-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente conrespecto al dióxido de azufre (SO2).Valor normado para la concentración de dióxidode azufre (SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población.

• NOM-023-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente conrespecto al bióxido de nitrógeno (NO2). Valor normado para la concentración de bióxido de nitrógeno (NO2) en el aire ambiente como medida de protección a la saludde la población.

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• NOM-024-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente conrespecto a partículas suspendidas totales (PST). Valor permisible para laconcentración de partículas suspendidas totales (PST) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población.

• NOM-025-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente conrespecto a partículas menores de 10 micras (PM 10). Valor permisible para laconcentración de partículas menores de 10 micras (PM 10) en el aire ambiente comomedida de protección a la salud de la población.

• NOM-048-SSA1-1993. Que establece el método normalizado para la evaluación deriesgos a la salud como consecuencia de agentes ambientales.

• NOM-127-SSA1-1994. Agua para uso y consumo humano-Límites permisibles de calidad y tratamientos a que debe someterse el agua para su potabilización.

Normas, códigos y estándares establecidas por PEMEX, aplicables al proyecto para la zona terrestre y marina: Zona terrestre: • CID-NOR-N-SI-001. Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción,

operación, mantenimiento e inspección de ductos de transporte. • NRF-001 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos

1RA edición. • ASME B31.8 Gas transmisión and distribution piping systems (última edicion). • ASME 16.9 Wrought steel butt-welding fittings. • ASME 16.5 Steel pipe flanges, valves and fittings. • API RP 550 Manual on instaltion of refinery insrument and control systems.party

process. • ASME B31.3 Tuberías de proceso para Plantas. • ASTM American standard for testing of materials. • AWS American welding societe. • NFPA-780 Código de protección contra rayos. • ISO 9000 Norma Internacional de aseguramiento de calidad. • ISA S5 1 Instrumentation symbols and identification • ISA S51 1 Process instrumentation terminology. • ISA S75 05 Control valve terminology • NOM-001-SEMP-1994 Norma oficial relativa a instalaciones destinadas al

suministro y uso de la energía eléctrica. • NOM-C 30 Industria de la construcción agregados/muestreo. • NOM C-77 Industria de la construcción agregados para concreto, análisis

granulométrico método de prueba. • NOM C-83 Industria de la construcción determinación de la resistencia a

compresión de cilindros de conceptos. • A.C.I. American concrete institute. • IMCA Instituto Mexicano de concreto y acero. • NMC.CO3 Normas Mexicanas de calidad. • S/N Reglamento de construcción del distrito federal. • NRF-006-PEMEX-2002. Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios. • NRF-007-PEMEX-2000. Lentes y gogles de seguridad protección primaria de los

ojos. • NRF-008-PEMEX-2001. Calzado Industrial de piel para protección de los

trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

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• NRF-009-PEMEX-2001. Identificación de productos transportados por tuberías ocontenidos en tanques de almacenamiento.

• NRF-011-PEMEX-2001. Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o por atmósferas riesgosas, “SAAFAR”.

• NRF-017-PEMEX-2001. Protección catódica en tanques de almacenamiento. • NRF-019-PEMEX-2001. Protección contraincendio en cuartos de control que

contienen equipo electrónico. Especificaciones de proyecto: • 2.421.01 Sistema de tuberías de transporte de recolección de

hicrocarburos (1ar,2da y 3ar parte). • 3.102.01 Trazo y niveles • 3.103.01 Demoliciones y desmantelamientos • 3.120.01 Desmonte • 3.121.02 Despalme • 3.121.03 Cortes • 3.121.04 Rellenos • 3.121.08 Clasificación de materiales para el pago de excavaciones. • 3.132.01 Preparación de superficies aplicación e instalación de

recubrimiento para protección anticorrosiva. • 3.135.02 Elaboración y control de concreto. • 3.135.03 Acero de refuerzo para concreto. • 3.135.04 Conexión mecánica de varillas de refuerzo • 3.135.05 Soldadura de varillas para refuerzo de concreto. • 3.135.07 Recubrimiento continuo de concreto en tubería de conducción. • 3.322.01 Módulos habitacionales móviles para trabajadores de perforación

terrestre. • 3.403.01 Colores y letreros en instalaciones petroleras. • 3.411.01 Aplicación de recubrimiento para protección anticorrosiva. • 3.413.01 Instalación de sistema para protección catódica. • 3.451.03 Mediciones de flujo de presión diferencial. • 3.111.01 Explotación y muestreo de suelos para cimentaciones de obra

civil (parte I y II). • 3.111.02 Pruebas índice (mecánica de suelo). • 3.111.03 Pruebas de compactación (mecánica de suelo). • 3.137.02 Agregando de concreto. • 3.137.04 Aditivos para concreto. • 3.137.05 Cabeceo de especimenes cilíndricos de concreto. • 4.311.01 Clasificación AWS de metales de aporte en soldadura. • 03.0.02 Derechos de vía de las tuberías de transporte de fluidos. • 09.0.02 Aplicación y uso de protección catódica en tuberías enterradas y

sumergidas. • RAT-001 Recubrimiento anticorrosivo externo para sistemas de tuberías de

conducción terrestres. • RCT-002 Recubrimiento de lastre de concreto para tuberías terrestres. • PHT-003 Prueba hidrostática para sistema de tuberías terrestres. Zona Marina • API-STD-1111 Design, construction, operation and maintenance of

offshore pipelines

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• NRF-001 Tubería de acero para recolección y transporte dehidrocarburos amargos

• API-RP-14E Recommended practice for design and installation ofoffshore production platform piping systems.

• API-RP-2X Recommended practice for ultrasonic examination ofoffshore structural fabrication and guidelines for qualification ultrasonic technicians.

• API-RP-5L1 Recommended practice for railroad transportation ofline pipe.

• API-RP-5LW Recommended practice for transportation of line pipeon barges and marine vessels.

• API-RP-6FA Specification for fire test for valves. • API-SPEC-5L Specification for line pipe. • API-SPEC-6D Specification for pipe line valves (gate, plug, ball and

check valves). • API-STD-1104 Welding of pipe lines and related facilities. • ASME/ANSI B16.11 forged fittings, socket-welding and threaded. • ASME/ANSI B16.34 Valves - flanged, threaded and welding ends. • ASME/ANSI B16.5 Pipe flanges and flanged fittings. • ASME/ANSI B16.9 Factory made wrought steel buttwelding fittings. • ASTM-A-90 Standard test method for weight of coating on zinc

coated (galvanized) iron or steel articles. • ASTM-A-105 Standard specification for forgings, carbon steel and

piping components. • ASTM-A-182 Standard specification for forged or rolled alloy steel

pipe flanges, forged fittings and valves and parts for high temperature service. • ASTM-A-193 Standard specification for alloy steel and stainless

steel bolting materials for high temperature service. • ASTM-A-194 Standard specification for carbon and alloy steel nuts

for bolts for high pressure and high temperature service. • ASTM-A-216 Standard specification for steel castings, carbon

suitable for fusion welding for high temperature service. • ASTM-A-234 Standard specification for piping fittings of wrought

carbon steel and alloy steel for moderated and elevated temperatures. • ASTM-A-350 Standard specification for forgings, carbon and low

alloy steel requiring notch toughness testing for piping components. • ASTM-A-370 Standard test methods and definitions for mechanical

testing of steel products • ASTM-B-209 Standard specification for aluminum and aluminum

alloy sheet and plate. • ASTM-D-257 Standard test methods for d-c resistance or

conductance of insulating materials. • AWS-A5.1 Specification for carbon steel electrodes for shielded

metal arc welding. • MSS-SP-44 Steel pipe line flanges • MSS-SP-75 Specification for high test wrought butt welding, fittings • NACE MR-01-75 Standard recommended sulfide stress cracking

resistant metallic materials for oilfield equipment. • NACE-RP-0176-94 Recommended practice: corrosion control of

steel, fixed offshore platforms associated with petroleum production.

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• NACE-RP-0675-88 Recommended practice: control of corrosion onoffshore steel pipelines.

• NOM-CC-3 Sistema de calidad, o modelo para el aseguramiento dela calidad aplicable al proyecto-diseño, la fabricación, la instalación y el servicio.

• NMX-CC-9001-IMMC-2000 Sistema de gestión de calidad-requisitos (quality management systems-requeriments).

• ISO 9000 Norma internacional de aseguramiento de calidad. • ISO-9001 Quality systems-model for quality assurance in design /

development, production, installation and servicing. • ISO-9002 Quality systems-model for quality assurance in production

and installation.

ESPECIFICACIONES DE PROYECTO • PEP 3.411.01 Aplicación e inspección de recubrimientos para

protección anticorrosiva. • PEP 3.135.01 Instalación de sistemas para protección catódica. • PEP P.3.135.07 Lastre de concreto para tuberías de conducción. • PEP 2.421.01 Sistema de tuberías de transporte y recolección de

hidrocarburos, tomos I,II y III. • PEP 4.411.01 Recubrimiento para protección anticorrosiva. • PEP-P-3.135.07 Lastre de concreto para tuberías de conducción. • PEP-CTCA-001 Cruce de sistemas de tuberías de conducción

costafuera. • PEP-ATC-001 Recubrimiento anticorrosivo externo para sistema de

tuberías de conducción costa afuera. • PEP-PH-001 Prueba hidrostática para sistemas de tubería

costafuera. • T-203 Tubería de acero para ductos ascendentes y curvas de

expansión para las líneas submarinas. • T-204 Codos, bridas y accesorios para líneas submarinas. • T-222 Protección catódica para líneas submarinas (ánodos de

aluminio). • T-223 Uniones aislantes para tuberías submarinas (monoblocks). • T-224 Instalación de ánodos de aluminio para tuberías submarinas. • T-23 Soldadura de campo para líneas submarinas. De acuerdo al análisis en el presente capítulo, el “Proyecto Construcción del Gasoducto de 24” de Diámetro de Lankahuasa-1 al Entronque del Gasoducto de 48” de Diámetro “Cactus – Reynosa” es viable, toda vez que los planteamientos para el desarrollo del citadoproyecto, no contravienen con el Plan de Desarrollo de la Entidad Federativacorrespondiente así como ninguna disposición de carácter federal, local o de ámbitointernacional ya que se encuentra dentro del marco normativo y cumple con todas y cadauna de las normas y regulaciones previstas. Asimismo, es de manifestarse que muchas de las normas que conlleva el proyecto son decarácter regulatorio operacional, por lo que no se entrará a su ámbito de aplicación hastaque dicho proyecto no se encuentre concluido y en operación. IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE

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LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DEINFLUENCIA DEL PROYECTO.

IV.1. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO. Dado que no existe unidades de gestión ambiental de ordenamiento ecológico, el área deestudio quedo delimitada en una poligonal, que presenta 15 Km de radio tomando como punto central la obra (entronques) (Figura IV.1), en consideración de la amplitud de la obra y de los componentes ambientales. Bajo este contexto, el área de estudio comprende los siguientes ambientes naturales ysociales: • Zona Marina del Golfo de México. • Municipios de Nautla y Vega de Alatorre. • Región Hidrológica 27, cuenca A, subcuenca e217 y d171. En los siguientes incisos se describen los factores y variables ambientales que prevalecenen el área de estudio. IV.2. CARACTERIZACIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA AMBIENTAL. IV.2.1. Aspectos abióticos. IV.2.1.1. Clima. La descripción del comportamiento climático que prevalece en la zona costera del área deestudio, se realiza a mesoescala, ello en función del análisis de la carta climática del INEGIy de la selección de estaciones del Servicio Meteorológico Nacional (SMN) másrepresentativas (Tabla IV.1 y figura IV.2), con el fin de obtener la información que permitiera caracterizar de manera concreta los elementos meteorológicos que prevalecen,tales como la precipitación, temperatura, velocidad y dirección de los vientos, fenómenosespeciales como tormentas eléctricas, nieblas, tormentas tropicales, huracanes,perturbaciones y depresiones tropicales. TABLA IV.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LAS ESTACIONES CLIMATOLÓGICAS EN EL ÁREA DE ESTUDIO.

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, Normales Climatológicas 1925-1980.

ESTACIÓN CLAVE INEGI

INICIOOPERACIÓN

ALTITUD UBICACIÓN GEOGRÁFICA

(msnmm) Latitud N Longitud WJosé Cardel 30-143 - 29 19-23 96-23Ozuluama 30-084 1925 229 21-40 97-31

Tuxpan de Rodríguez 30-133 - 28 20-57 97-24Poza Rica 30-091 1955 150 20-33 97-28Papantla 30-088 1925 298 20-27 97-19Tecolutla 30-121 1926 3 20-30 97-02

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Figura IV.1. Topografía. Figura 2 climas IV.2.1.1.1. Tipo de clima. El área analizada se encuentra frente a las costas de Veracruz, por ello se tiene la influencia de masas de aire continental polar y masas de aire marítimo tropical, quedeterminan en gran medida el comportamiento climático de la región siendo éstos cálidoshúmedos y subhúmedos, de acuerdo con la clasificación de Köppen modificada por García(1988). Cabe mencionar que en la zona de estudio se presentan tres eventos bien definidos: lluvias de junio a septiembre, nortes de octubre a febrero y secas de febrero amayo. Los efectos meteorológicos asociados a las masas de aire continental polar son: • Descenso de la temperatura con heladas. • Nevadas, en caso de asociarse a un frente frío intenso y con una corriente en

chorro. • Lluvias moderadas a fuertes. • Vientos moderados a fuertes provenientes del norte, con rachas intensas. • Cielo despejado a medio nublado. Las masas de aire marítimo tropical se presentan principalmente en primavera yverano (marzo-septiembre). Los efectos meteorológicos asociados a este fenómeno son: • Días muy calurosos. • Vientos moderados provenientes del este y sureste. • Cielo despejado a medio nublado. • Lluvias presentadas principalmente en verano y otoño. • Gran estabilidad atmosférica. • Condiciones anticiclónicas.

De esta forma, los tipos de climas identificados en el área de estudio son lossiguientes: (A)C(m)aw”(e): Clima templado semicalido del grupo C, con temperatura media anual

mayor a los 18 °C y con una régimen de lluvia de verano menor de 5%, este tipo de clima fue registrado en la estación Ozuluama.

Aw1(e): Clima cálido subhúmedo del grupo A (cálido todo el año), con temperatura media anual mayor a los 22 °C y con régimen de lluvia en verano, porcentaje de lluvia invernal entre 5 y 10.2; este clima fue registrado en las estaciones Tuxpan de Gutierrez, Papantla y Poza Rica.

Am(f)(e): Clima cálido húmedo del grupo A (cálido todo el año), con temperatura media anual mayor a los 22 °C y con régimen de lluvia de verano; porcentaje de lluvia invernal mayor de 10.2; clima fue registrado en la estación Tecolutla.

Aw1(w)(i’): Clima cálido subhúmedo del grupo A (cálido todo el año), con temperatura media anual mayor a los 22 °C y con régimen de lluvia en verano, porcentaje de lluvia invernal menor de 5; el clima se presenta en la estación José Cardel.

IV.2.1.1.2. Temperatura media anual. Por la ubicación geográfica de la zona de estudio (latitud 20 a 21° N), recibe una abundante radiación solar. En la tabla IV.2. se presenta la información sobre el

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comportamiento de las temperaturas. La temperatura promedio anual fluctúa entre 23.2 a 25.3 ºC, presentándose las temperaturas medias más altas en los meses de abril a septiembre en un rango de24.0 a 28 ºC y las temperaturas medias más frías se registraron en el mes dediciembre a febrero, las cuales oscilan entre 18 y 22.2 ºC.

TABLA IV.2. TEMPERATURAS MEDIAS (ºC).

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. Normales Climatológicas 1951-1980. Análisis: Ciencias del Mar y Limnología, UNAM, 2002. IV.2.1.1.3. Temperatura máxima extrema. Las temperaturas máximas extremas anuales fluctuaron entre 39.6.0 y 45.0°C; las estaciones que reportan las temperaturas máximas extremas mayores fueronOzuluama y Poza Rica, registradas en los meses de abril y mayo; Tuxpan deRodríguez registro el menor valor extremo de 39.6 °C (Tabla IV.3). TABLA IV.3. TEMPERATURA MÁXIMA EXTREMA (ºC).

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. Normales Climatológicas 1951-1980. Análisis: Ciencias del Mar y Limnología, UNAM, 2002. IV.2.1.1.4. Temperatura mínima extrema. La temperatura mínima extrema registrada en la zona de estudio fluctuó entre 0.0 y 5.0 °C. Las temperaturas mínimas extremas se registró en la estación Ozuluama (0.0 ºC), dadas en el mes de enero, la temperatura mínima extrema anual con mayor valor se registró en laestación José Cardel con 5.0°C (Tabla IV.4).

TABLA IV.4. TEMPERATURA MÍNIMA EXTREMA (ºC).

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. Normales Climatológicas 1951-1980. Análisis: Ciencias del Mar y Limnología, UNAM, 2002. IV.2.1.1.5. Precipitación media anual. La precipitación media anual fluctúa entre los 1062.6 y 1,588.5 mm. El mes más lluvioso esseptiembre (Tabla IV.5). La estación con el menor valor corresponde a Papantla, mientrasla máxima precipitación se registró en la estación de Tecolutla.

TABLA IV.5. PRECIPITACIÓN MEDIA (mm).

ESTACIÓN ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC ANUALJosé Cardel 21.3 22.0 24.6 26.9 28.2 27.9 26.9 27.1 27.0 25.7 23.8 22.2 25.3Ozuluama 18.0 19.5 21.9 24.5 26.5 27.2 26.7 27.2 26.0 23.9 20.8 18.9 23.4

Tuxpan de Rodríguez 18.7 19.0 22.6 24.6 26.9 26.9 27.0 26.9 26.4 24.3 21.6 19.4 23.7Poza Rica 18.8 19.9 22.7 26.1 27.7 28.1 27.6 27.7 27.0 25.0 21.8 19.6 24.3Papantla 18.0 18.9 22.3 25.4 27.8 27.8 27.3 27.7 26.7 24.6 21.7 19.3 24.0Tecolutla 18.0 19.0 21.3 24.2 26.2 26.9 26.5 26.8 26.0 23.8 20.9 18.9 23.2

ESTACIÓN ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC TOTALJosé Cardel 35.5 38.5 42.5 43.0 43.5 39.0 36.8 36.4 37.0 36.5 35.0 37.0 43.5Ozuluama 38.0 41.0 45.0 45.0 44.0 43.0 42.0 41.0 41.0 40.0 39.0 39.0 45.0


ESTACIÓN ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC ANNUALJosé Cardel 6.8 5.0 9.5 12.0 16.5 18.5 17.2 18.5 16.5 13.0 9.5 8.0 5.0Ozuluama 0.0 4.0 6.0 1.5 9.0 14.0 13.0 13.0 12.0 5.0 3.0 2.0 0.0


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ESTACIÓN ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC ANUALJosé Cardel 9.5 15.7 9.3 8.8 47.5 265.7 312.2 245.0 248.1 84.0 42.7 12.8 1301.3Ozuluama 37.3 22.5 23.5 55.3 60.0 267.7 253.9

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II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO. -...

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