I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL...

MIA REGIONAL SUBDIRECCIÓN REGIÓN SUR “CONSTRUCCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA GERENCIA DE CONSTRUCCIÓN Y MANTENIMIENTO PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS SUBGERENCIA DE INGENIERÍA DE PROYECTOS DEL CAMPO SEN”

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

I.1. Datos generales del proyecto.

“Construcción de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos del

Campo Sen”.

1. Clave del proyecto (para ser llenado por la Secretaría). 2. Nombre del proyecto.

“Construcción de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos del

Campo Sen”.

El titulo antes mencionado agrupa la realización de las siguientes obras:

• “Construcción de línea de descarga de 8’’ Ø x 1.47 Km. del pozo Sen 78

al Juego de Válvulas de la Macropera del pozo Sen 13”.

• “Construcción de líneas de descarga de 8’’ Ø para los pozos Sen 98, 99

y 138 al Cabezal de Recolección Sen 95”.

• “Construcción de oleogasoducto de 12’’ Ø x 4.83 Km. del Cabezal de

Recolección Sen 95 al Cabezal de Recolección Sen Norte”.

• “Construcción de Cabezal de Recolección Sen 95”.

Nota 1: Los pozos Sen 98, 99 y 138 se localizarán sobre la plataforma que

ocupan los pozos Naranja 1, 95 y 97 (actualmente en operación).


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3. Datos del sector y tipo de proyecto. 3.1 Sector. Petrolero.

3.2 Subsector. Obras y actividades terrestres.

3.3 Tipo de proyecto. Ductos terrestres.

4. Estudio de riesgo y su modalidad.

Anexo al estudio de Impacto Ambiental, modalidad Regional, lleva una

Evaluación de Riesgo Ambiental para los proyectos que conforman este

estudio.

5. Ubicación del proyecto. 5.1. Calle y número, o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de

referencia, en caso de carecer de dirección postal. Las obras objeto de este estudio se localizan en el Ejido Tecoluta,

perteneciente al municipio de Nacajuca, Tabasco. El acceso al lugar es por

la carretera estatal Villahermosa – Nacajuca, tomándose la desviación hacia

el poblado Oxiacaque, continuándose hasta el área de proyecto. En la tabla

1.1. se describen las coordenadas U.T.M. y Geográficas de los puntos de

partida y llegada de las líneas de descarga y oleogasoducto, así como del

cabezal de recolección Sen 95.

5.2. Código postal.

No aplica, ya que la ubicación física del proyecto es en una zona rural,

donde no existe código postal.


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5.3. Entidad federativa. Tabasco.

5.4. Municipio(s) o delegación(es).

Nacajuca.

5.5. Localidad(es).

La superficie requerida para el desarrollo del proyecto, se ubica en terrenos

pertenecientes al Ejido Tecoluta, en el Municipio de Nacajuca.

5.6. Coordenadas geográficas y/o UTM, de acuerdo con los siguientes

casos según corresponda:

Tabla 1.1.- Localización en coordenadas Universal Transversa de Mercator

(U.T.M.) y Geográficas.

Coordenadas U.T.M. Geográficas

Instalaciones X (m) Y (m) Latitud Norte Longitud Oeste

Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78 Pozo Sen 78

(Punto de partida) 507,679.42 2’025,329.28 18° 19’ 07.44’’ 92° 55’ 38.38’’

Juego de Válvulas Macropera Sen 13 (Punto de llegada)

508,429.90 2’024,190.39 18° 18’ 30.37’’ 92° 55’ 12.83’’

Líneas de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 98, 99 y 138* Macropera Sen 97, 98 y 138

(Punto de partida) 506,270.405 2’026,924.46 18° 19’ 59.36’’ 92° 56’ 26.36’’

Cabezal de Recolección Sen 95 (Punto de llegada) 506,248.75 2’026,944.67 18° 20’ 00.02’’ 92° 56’ 27.10’’

Oleogasoducto de 12’’ Ø Cabezal Sen 95 – Cabezal Sen Norte Cabezal de Recolección

Sen 95 (Punto de partida) 506,248.75 2’026,944.67 18° 20’ 00.02’’ 92° 56’ 27.10’’

Cabezal de Recolección Sen Norte (Punto de llegada) 507,896.08 2’023,179.63 18° 17’ 57.49’’ 92° 55’ 31.03’’


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Coordenadas U.T.M. Geográficas Instalaciones

X (m) Y (m) Latitud Norte Longitud OesteCabezal de Recolección Sen 95

Cabezal de Recolección Sen 95 506,248.75 2’026,944.67 18° 20’ 00.02’’ 92° 56’ 27.10’’

Fuente: Planos de Trazo y Perfil.

* Los pozos Sen 98, 99 y 138, se ubicarán sobre la Macropera que ocupan actualmente los pozos

Naranja 1, Sen 95 y 97.

6. Dimensiones del proyecto, de acuerdo con las siguientes variantes:

Tabla 1.2.- Dimensiones del proyecto.

Características del proyecto Dimensiones Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78

Longitud total. 1,477.20 m. Longitud de los tramos parciales. 12 m. Ancho del Derecho de Vía. 10 m. Área total 14,772.00 m2.

Líneas de descarga de 8’’ Ø pozos Sen 98, 99 y 138 Longitud total. 85.0 m. (aprox.) Longitud de los tramos parciales. 12 m. Ancho del Derecho de Vía. Área total

No aplica (ver nota)

Oleogasoducto de 12’’ Ø Cabezal Sen 95 – Cabezal Sen Norte Longitud total. 4,832.03 m. Longitud de los tramos parciales. 12 m. Ancho del Derecho de Vía. 10 m. Área total 48,320.30 m2.


Nota: Para las líneas de descarga de 8’’ Ø de los pozos Sen 98, 99 y 138, no se tendrá

ningún derecho de vía, ya que las longitudes de las líneas no excederán más de los 85 m,

esto se debe ha que un costado de la Macropera de los pozos Naranja 1, Sen 95, 97

(existentes), 98, 99 y 138 (pendientes de perforar), se localizará el Cabezal de Recolección

Sen 95, la cual será el punto de llegada de estas líneas, por lo que no se tendrá la

necesidad de afectar nuevas áreas, ya que estas instalaciones son parte de la

infraestructura de Pemex Exploración y Producción (ver fotografías 7 y 8).


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I.2. Datos generales del promovente. 1. Nombre o razón social.

Pemex Exploración y Producción, Subdirección Región Sur.

En el Anexo “A” se incluye copia de la “Ley Orgánica de Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios 1992”, en la cual se constituyó la

Paraestatal.

2. Registro Federal de Causantes (RFC).

PEP-920716-7XA.

3. Nombre del representante legal.

4. Cargo del representante legal.

.

5. RFC del representante legal.

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

7. Dirección del promovente para recibir u oír notificaciones.

7.1. Calle y número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer de dirección postal. Centro Técnico Administrativo.

Edificio Istmo No. 3 Planta Baja.

Avenida Campo Sitio Grande No. 2000.

Protección de datos personales LFTAIPG





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7.2. Colonia, barrio. Fraccionamiento Carrizal. 7.3. Código postal. 86030. 7.4. Entidad federativa. Tabasco. 7.5. Municipio o delegación. Centro. 7.6. Teléfono (s).

7.7. Fax.

7.8. Correo electrónico.

I.3 Datos generales del responsable del estudio de impacto ambiental. 1.- Nombre o razón social.

Universidad Tecnológica de Tabasco (UTT).

2. - RFC. UTT-960520-R61.

3. Nombre del responsable técnico de la elaboración del estudio.

4. RFC del responsable técnico de la elaboración del estudio.







7

5. CURP del responsable técnico de la elaboración del estudio. .

6. Cédula profesional del responsable técnico de la elaboración del

estudio.

7. Dirección del responsable del estudio.

7.1. Calle y número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer de dirección postal.

7.2. Colonia, barrio.

7.3. Código postal.

7.4. Entidad federativa.

7.5. Municipio o delegación.

7.6. Teléfono(s).

7.7. Fax.

7.8. Correo electrónico.

.












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II. DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS O ACTIVIDADES Y, EN SU CASO, DE LOS PROGRAMAS O PLANES PARCIALES DE DESARROLLO.

II.1. Información general del proyecto.

La información incluida en este Capítulo, corresponde a información

bibliográfica, de gabinete y de campo, correspondiente a la ingeniería de

las obras (líneas de descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto).

Dentro de la información consultada, se encuentran las bases de usuario,

bases de licitación, planos de Trazo y Perfil, planos de Diagrama de

Tuberías e Instrumentación, Normas Oficiales Mexicanas, Normas de

Referencias de Pemex, Normas Internacionales, entre otros (ver bibliografía

y anexos en Capítulo XI y XII, respectivamente).

II.1.1. Naturaleza del proyecto.

El proyecto es un conjunto de obras nuevas o actividades del mismo tipo, el

cual se denomina “Construcción de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos del Campo Sen”. El titulo antes mencionado agrupa la realización de las siguientes obras:

“Construcción de línea de descarga de 8’’ Ø x 1.47 Km. del pozo Sen 78 al Juego de Válvulas de la Macropera del pozo Sen 13”. Se proyecta la construcción de una línea de descarga para el transporte de

hidrocarburos a obtener del pozo Sen 78 (fotografía 2), la cual se llevará a

cabo en el Campo Sen, perteneciente al Activo Integral Samaria – Luna. La

línea de descarga transportará una mezcla bifásica (gas y aceite) desde el

árbol de válvulas del pozo productor hasta el Juego de Válvulas (fotografía 6) de la Macropera del pozo Sen 13 (ver figura 1).


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Figura 1.- Interconexión de línea de descarga del pozo Sen 78 al Juego de Válvulas

de la Macropera del pozo Sen 13.

La tubería a utilizarse en la línea de descarga será de acero al carbón,

especificación API 5L, Grado X-52, espesor de pared de 0.375’’, sistema de

protección interior y exterior, extremos biselados y será proporcionada en

lingadas de 12 m.


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La línea de descarga del pozo Sen No. 78, ha sido diseñada para soportar

una presión de diseño de 105 Kg/cm2 y una temperatura de 100 ºC, aunque

en etapa operativa, solo mantendrá una presión normal esperada de

95 Kg/cm2 y una temperatura de 90 ºC. Respecto al volumen de manejo de

la mezcla gas-aceite (flujo bifásico), en operación normal será de 1,500 BPD

(barriles por día) de aceite y 4.5 MMPCD (millones de pies cúbicos por día)

de gas.

“Construcción de líneas de descarga de 8’’ Ø para los pozos Sen 98, 99 y 138 al Cabezal de Recolección Sen 95”. El desarrollo del Campo Sen inició con la explotación del Pozo Sen 1, el

27 de Julio de 1987, desde entonces a la fecha se han perforado 32 pozos y

actualmente se encuentran operando 11, los cuales producen 16,781 BPD

(barriles por día) de aceite y 40.19 MMPCD (millones de pies cúbicos por

día) de gas. El Proyecto Integral “Delta del Grijalva”, contempla en sus

actividades a realizar, la terminación de 3 pozos para desarrollar el

Campo Sen en su parte Norte (Sen 98, 99 y 138). La línea de descarga es

el primer requerimiento de infraestructura superficial de un pozo petrolero y

se emplea para enviar la producción del pozo hasta el punto de recolección

más cercano. Por esta razón, se hace necesaria la construcción de las

líneas de descarga de 8’’ Ø, para transportar de manera eficiente y

adecuada, la producción de aceite y gas que fluirán en forma simultanea

(flujo bifásico), con la presión y gasto requerido, desde los pozos Sen 98, 99 y 138 (fotografía 7), hasta el Cabezal de Recolección Sen 95

(fotografía 8). Para el caso de las líneas de descarga de los pozos Sen 98, 99 y 138,

fueron diseñadas para una presión máxima de 105 Kg/cm2 y una

temperatura de 95 ºC, pero en etapa operativa solo se espera una presión

normal de 95 Kg/cm2 y una temperatura de 90 ºC.


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Respecto al volumen a manejar, en operación normal será de 1,500 BPD

(barriles por día) de aceite y 8.0 MMPCD (millones de píes cúbicos por día)

de gas.

Las líneas de descarga darán inicio en el árbol de válvulas de cada uno de

los pozos Sen 98, 99 y 138, para finalizar en el Cabezal de Recolección

Sen 95, el cual se localizará a un costado de la Macropera que ocupan

actualmente los pozos Naranja 1, Sen 95 y 97. “Construcción del Cabezal de Recolección Sen 95”. Debido al incremento en la perforación de pozos en la parte Norte del

Campo Sen y, por lo tanto, en la producción de gas y aceite, se requerirá de

infraestructura nueva para poder captar, transportar y manejar en

condiciones de operación segura la producción de estos pozos hasta la

respectiva Batería para su captación, es por ello, que se requiere construir el

Cabezal de Recolección Sen 95. La función principal de esta instalación

será la de recolectar la producción de los pozos Sen 95, 97 (existentes), 98,

99 y 138 (a perforar), y mandarlo a través de un oleogasoducto de 12’’ Ø

hasta el Cabezal de Recolección Sen Norte (ver figura 2).

Figura 2.- Construcción de Cabezal de Recolección Sen 95.


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“Construcción de oleogasoducto de 12’’ Ø x 4.83 Km. del Cabezal de Recolección Sen 95 al Cabezal de Recolección Sen Norte”. La línea de descarga es el primer requerimiento de infraestructura superficial

de un pozo petrolero y se emplea para enviar la producción del pozo hasta

el punto de recolección más cercano. Cuando las necesidades de transporte

de hidrocarburos se incrementan, se hace necesario construir cabezales de

recolección para manejar en grupo la producción de varios pozos (como es

el caso del presente proyecto). Por consecuencia, se hace indispensable la

utilización de un oleogasoducto, con lo que se minimizan los costos de

inversión por construcción de varias líneas de descarga, además de que se

minimiza también el impacto al medio ambiente. Por lo anterior explicado, se

proyecta la construcción de un oleogasoducto de 12’’ Ø con una longitud de

4,832.03 m., el cual tendrá como punto de partida el Cabezal de Recolección Sen 95 (fotografía 8) y como punto final el Cabezal de Recolección Sen Norte (fotografía 17).

En el caso del oleogasoducto de 12’’ Ø, la tubería también será de acero al

carbón, especificación API 5L, Grado X-52, espesor de pared de 0.438’’, con

sistema de protección interior y exterior.

Cabe señalar, que la ejecución del proyecto estará supeditada a los

términos y condicionantes que emita la Dirección General de Impacto y

Riesgo Ambiental (DGIRA), por lo que el presente estudio de Manifestación

de Impacto Ambiental, Modalidad Regional, será el documento mediante el

cual se de a conocer, con base en estudios, el impacto ambiental,

significativo y potencial que generará la obra o actividad, esto, de acuerdo a

lo establecido en los artículos 28 de la Ley General de Equilibrio Ecológico y

la Protección al Ambiente (LGEEPA) y 5 de su Reglamento en Materia de

Evaluación del Impacto Ambiental.


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II.1.2. Justificación y objetivos. Justificación. El presente proyecto se justifica en la necesidad de contar con un medio

necesario para transportar la producción de hidrocarburos de los pozos

Sen 78, 98, 99 y 138, con el mayor grado de seguridad tanto en su

mantenimiento como durante su operación. La explotación de los

mencionados pozos se basa en su reserva calculada, las dimensiones de la

estructura productora, las características del yacimiento y de los

hidrocarburos que éste contiene y los antecedentes de producción del

campo.

Objetivos.

• Contar con la infraestructura necesaria (líneas de descarga) para el

manejo y transporte de hidrocarburos de cada uno de los pozos

descritos, con la presión, temperatura y gasto requerido, desde el árbol

de válvulas de los pozos productores hasta el punto de recolección más

cercano.

• Contar con la infraestructura necesaria (cabezal de recolección y

oleogasoducto) para manejar, transportar e incorporar la producción de

gas y aceite del Campo Sen a la Batería de Separación Sen.

• Mantener continuidad operativa en el cumplimiento de los programas de

producción y garantizar el abasto a consumidores en el ámbito nacional

e internacional.

II.1.3. Inversión requerida.

En la siguiente tabla, se presenta la inversión requerida para cada una de

las obras proyectadas.


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Tabla 2.1.- Inversión requerida.

Proyecto Inversión Requerida

Construcción de línea de descarga de 8’’ Ø x 1.47 Km. del pozo Sen 78 al Juego de Válvulas de la Macropera del pozo Sen 13.

$2,500,000.00

Construcción de líneas de descarga de 8’’ Ø para los pozos Sen 98, 99 y 138 al Cabezal de Recolección Sen 95.

$1,500,000.00

Construcción de oleogasoducto de 12’’ Ø x 4.83 Km. del Cabezal de Recolección 95 al Cabezal de Recolección Sen Norte.

$3,500,000.00

Construcción de Cabezal de Recolección Sen 95. $4,000,000.00

Inversión Total $11,500,000.00 (once millones quinientos mil pesos 00/100 M.N.)

Fuente: Gerencia de Construcción y Mantenimiento.

II.2. Características particulares del proyecto. Dentro de sus programas de inversión, Pemex Exploración y Producción,

tiene contemplado en el proyecto “Delta del Grijalva”, la construcción de

cuatro líneas de descarga de 8’’ Ø cada una, un cabezal de recolección y

un oleogasoducto de 12’’ Ø, para el transporte de hidrocarburos a obtener

de los pozos Sen, mismos que serán transportados desde el árbol de

válvulas de cada uno de los pozos hasta los puntos de recolección

descritos.

Situación actual del Campo Sen. Actualmente, el transporte de fluidos en el Campo Sen se realiza por medio

de líneas de descarga desde los pozos productores a los Cabezales de

Recolección Sen Norte y Sen Sur. Dichos Cabezales de Recolección se

interconectan cada uno mediante oleogasoductos de 16” Ø con el Área de

Trampas, para proporcionar carga a la Batería de Separación Sen.


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Situación propuesta para el Campo Sen. El presente proyecto contempla la construcción de la línea de descarga del

pozo Sen 78, la cual será interconectada al Juego de Válvulas de la

Macropera del pozo Sen 13, para luego incorporarse al Cabezal de

Recolección Sen Norte. También se contempla la construcción de tres líneas de descarga de 8’’ Ø

(con longitudes menores a 100 m.), para incorporar la producción

de los pozos Sen 98, 99 y 138, las cuales serán interconectadas al

Cabezal de Recolección Sen 95 (a construirse), para luego incorporarse al

Cabezal de Recolección Sen Norte, por medio del oleogasoducto de 12’’ Ø

(a construirse).

II.2.1. Descripción de las obras y actividades. B. Conjunto de Proyectos del mismo tipo. La descripción de las actividades del proyecto, se harán de acuerdo a la

opción “E” del Apéndice I de esta guía, en virtud que éstas corresponden a

un conjunto de obras relativas a ductos terrestres. Ductos terrestres.

• Ubicación física del ducto. Las obras que a continuación se describen, se localizan en el Campo Sen,

ubicado en el municipio de Nacajuca, Tabasco. Tabla 2.2.- Coordenadas de localización.

Coordenadas U.T.M. Geográficas Instalaciones X (m) Y (m) Latitud Norte Longitud Oeste

Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78 Pozo Sen 78

(Punto de partida) 507,679.42 2’025,329.28 18° 19’ 07.44’’ 92° 55’ 38.38’’

Juego de Válvulas Macropera Sen 13 (Punto de llegada)

508,429.90 2’024,190.39 18° 18’ 30.37’’ 92° 55’ 12.83’’


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Coordenadas U.T.M. Geográficas Instalaciones X (m) Y (m) Latitud Norte Longitud Oeste

Líneas de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 98, 99 y 138 Macropera Sen 97, 98 y 138

(Punto de partida) 506,270.405 2’026,924.46 18° 19’ 59.36’’ 92° 56’ 26.36’’

Cabezal de Recolección Sen 95 (Punto de llegada) 506,248.75 2’026,944.67 18° 20’ 00.02’’ 92° 56’ 27.10’’

Oleogasoducto de 12’’ Ø Cabezal Sen 95 – Cabezal Sen Norte Cabezal de Recolección

Sen 95 (Punto de partida) 506,248.75 2’026,944.67 18° 20’ 00.02’’ 92° 56’ 27.10’’

Cabezal de Recolección Sen Norte (Punto de llegada) 507,896.08 2’023,179.63 18° 17’ 57.49’’ 92° 55’ 31.03’’

Cabezal de Recolección Sen 95 Cabezal de Recolección

Sen 95 506,248.75 2’026,944.67 18° 20’ 00.02’’ 92° 56’ 27.10’’


En el Anexo “C”, se incluye una fracción de la cartografía del INEGI, Vicente

Guerrero E15B71, escala 1:50 000, donde se muestran los puntos de origen

y destino de cada una de las líneas, así como la trayectoria propuesta.

Asimismo, en el Anexo “L”, se presenta la memoria fotográfica del proyecto,

en la cual se pueden observar las características de las áreas circundantes

a éstas.

• Clasificación del ducto y características operativas. La clasificación para las líneas de descarga de 8’’ Ø, cabezal de recolección

y oleogasoducto de 12’’ Ø es Clase Tipo 1. En la siguiente tabla se

describen las características operativas.

Tabla 2.3.- Características de operación.

Producción esperada Operación

Aceite (BPD) Gas (MMPCD)Temperatura (°C) Presión (kg/cm2)

Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78 Máxima 1 800 5.0 95 105

Normal 1 500 4.5 90 95

Mínima 1 000 4.0 85 85


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Líneas de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 98, 99 y 138 Máxima 1 800 9.0 95 105

Normal 1 500 8.0 90 95

Mínima 1 000 7.0 85 85

Cabezal de Recolección Sen 95 y Oleogasoducto de 12’’ Ø Máxima 10 000 45.0 100 105

Normal 8 000 40.0 95 95

Mínima 6 000 35.0 90 85 Fuente: Bases de Usuario. BPD: Barriles Por Día. MMPCD: Millones de Pies Cúbicos por Día.

• Tipo de fluido transportado. El fluido a transportar en las líneas de descarga y oleogasoducto será gas y

aceite (flujo multifásico).

• Especificaciones de diseño. Las líneas de descarga serán construidas con tuberías de acero al carbón

de 8’’ Ø, especificación API 5L, Grado X-52, espesor de pared de 0.375’’,

conformada por tramos de 12 metros de longitud promedio. Para el

oleogasoducto, su construcción se hará con tubería de acero al carbón de

12’’ Ø, especificación API 5L, Grado X-52 y espesor de pared de 0.438’’.

• Longitud total del ducto; indicando instalaciones de origen y destino.

Tabla 2.4.- Longitud total y puntos de origen y destino de las líneas.

Origen Longitud (m) Destino Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78

Pozo Sen 78 1,477.20 Juego de Válvulas de la Macropera del pozo Sen 95


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Origen Longitud (m) Destino Líneas de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 98, 99 y 138

Pozos Sen 98, 99 y 138 85.0 (aprox.) Cabezal de Recolección Sen 95

Oleogasoducto de 12’’ Ø Cabezal Sen 95 – Cabezal Sen Norte Cabezal de Recolección Sen 95 4,832.03 Cabezal de Recolección Sen Norte


• Ancho del derecho de vía. El derecho de vía (D.D.V.) para la línea de descarga del pozo Sen 78, será

de 10 m., el cual será nuevo. Para el caso de las líneas de descarga de los

pozos Sen 98, 99 y 138, prácticamente no existirá un derecho de vía como

tal, debido a que el Cabezal de Recolección Sen 95, el cual será el punto

final de estas líneas, se localizará a un costado de la Macropera donde se

localizarán dichos pozos, por lo que la trayectoria de aproximadamente

85 m. de longitud para cada una de las líneas, se harán sobre estas áreas.

Por último, el oleogasoducto de 12’’ Ø del Km. 0+000 al Km. 2+726.95, se

alojará sobre el derecho de vía que ocupan actualmente las líneas de

descarga de 8’’ Ø de los pozos Naranja 1 y Sen 95. Del Km. 2+726.95 al

Km. 4+832.03 que será su punto final, la línea de descarga se alojará sobre

el derecho de vía que ocupan las líneas de descarga de 8’’ Ø de los pozos

Naranja 1, Sen 71, 58 y 95.

• Obra civil desarrollada para la preparación del terreno. Se requerirán llevar a cabo las siguientes actividades:

Levantamiento topográfico de los derechos de vía donde se alojarán las

tuberías.


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Trazo y levantamiento de detalles.

Nivelación del perfil.

Conformación de los derechos de vía.

Limpieza y desmonte.

• Cruzamientos de ríos u otros cuerpos de agua, así como de

caminos u otras instalaciones. En la tabla siguiente se indican los cruzamientos que tendrán la línea de

descarga del pozo Sen 78 y oleogasoducto de 12’’ Ø durante su trayectoria:

Tabla 2.5.- Ubicación de cruzamientos.

Tipo de cruzamiento Kilometraje del trazo

Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78

Camino pavimentado a pozo Sen 51, 73 y 78 (PEMEX) 0+193.65 al 0+204.20

Camino pavimentado a pozo Sen 111 (PEMEX) 0+987.24 al 0+994.33


Oleogasoducto de 12’’ Ø Cabezal Sen 95 – Cabezal Sen Norte

Camino engravado a pozo Naranja 1, Sen 95 y 97 (PEMEX) 1+639.72 al 1+646.21

Camino general a los pozos del Campo Sen (PEMEX) 2+573.85 al 2+587.19


Camino pavimentado a pozo Sen 111 (PEMEX) 3+681.15 al 3+688.95

Canal de acceso a pozo Sen (PEMEX) 4+741.21 al 4+786.65

Camino general a los pozos del Campo Sen (PEMEX) 4+798.69 al 4+807.21 Fuente: Planos de Trazo y Perfil. Las líneas de descarga de los pozos Sen 98, 99 y 138 no presentan

cruzamiento alguno.


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II.2.2. Descripción de obras y actividades provisionales y asociadas. Por el tipo y tamaño de las obras, durante las etapas de construcción y

operación no se requerirá de servicios permanentes como sistemas de

drenaje de aguas negras, red de distribución energía eléctrica, etc. El

requerimiento de personal que laborará es mínimo y serán contratados de

lugares aledaños a las obras por lo que podrán ser transportados

diariamente, de tal forma, que estos servicios no serán indispensables.

Por otra parte y en virtud de que en la zona existe infraestructura petrolera,

Pemex cuenta con campamentos de maquinaria instalados cerca del área,

por este motivo, no se requiere de la construcción de este tipo de

infraestructura de apoyo. En el caso de las cuadrillas de trabajo, se tomarán

las medidas necesarias como el arrendamiento de letrinas portátiles para

evitar descargas al ambiente, así como la implementación de cisternas

portátiles para el almacenamiento del agua potable. II.2.3. Ubicación del proyecto.

Estado: Tabasco.

Municipio: Nacajuca.

Localidad: Ejido Tecoluta.

• Vías de acceso al área donde se desarrollarán las obras o actividades.

El proyecto se encuentra ubicado dentro de los límites del territorio

municipal de Nacajuca, Tabasco, específicamente en terrenos

pertenecientes al ejido comunal de Tecoluta. El acceso principal al área

donde se llevará a cabo el proyecto es por la carretera pavimentada

Comalcalco – Jalpa – Nacajuca, continuando después por la carretera

pavimentada Nacajuca – Villahermosa, de la que se recorren

aproximadamente 4.0 kilómetros, hasta encontrar a mano izquierda, el

entronque con un camino pavimentado, el cual conduce al Campo Sen.


21

II.3. Descripción de las obras y actividades.

• Etapa de preparación del sitio. Durante la preparación del sitio, la actividad que se llevará a cabo para

la construcción del proyecto es el despalme. En este punto la eliminación

de la vegetación (espadaño) se realizará hasta el punto donde inicia el

tirante de agua, siendo esparcido sobre el trazo del derecho de vía de cada

una de las líneas. • Etapa de construcción. A continuación, se mencionan las actividades a desarrollar dentro de esta

etapa, mismas que estarán regidas por normas, certificaciones, códigos de

construcción y seguridad vigentes, emitidos por diversas dependencias

gubernamentales, Pemex Exploración y Producción y otros organismos

internacionales.

• Localización y trazo del eje y derecho de vía.

• Apertura de brecha para el derecho de vía en terreno tipo pantanoso.

• Excavación de zanja con maquinaria y herramienta manual en todo tipo

de terreno.

• Acarreo de tubería protegida y desnuda al lugar de la obra.

• Protección anticorrosiva y mecánica exterior para 120°C a base de cintas

termocontráctiles.

• Lastrado de tubería.

• Obras especiales.

• Doblado, y soldado de tubería.

• Soldadura e inspección radiográfica.

• Prueba dieléctrica.


22

• Bajado de la tubería.

• Tapado de zanja con maquinaria y herramienta manual en terreno

pantanoso.

• Manejo e hincado de pilotes.

• Bases de concreto.

• Barda perimetral.

• Suministro de válvulas, conexiones, juntas de monoblock y accesorios.

• Obras mecánicas.

• Líneas en peras.

• Prueba hidrostática.

• Pintura en tubería aérea.

• Suministro de material pétreo para revestimiento.

• Amarre de pozo provisional y definitivo.

• Protección catódica.

• Acometida a cabezal del pozo.

• Señalización preventiva y predictiva.

• Acondicionamiento del área del cabezal.

• Amarre de las líneas de descarga con el cabezal.

• Señalización del cabezal.


23

Procedimiento de construcción de cada una de las obras que constituyen el proyecto. Localización y trazo del eje y derecho de vía. Esta actividad se realiza en el sitio del proyecto, en donde se ubican los

límites del derecho de vía del trazo de las líneas de descarga y

oleogasoducto, así como del cabezal y de las obras que se requieran,

quedando señaladas con estacas.

Apertura de brecha para el derecho de vía en terreno tipo pantanoso. La apertura del derecho de vía consiste en el desmonte del trazo,

realizándose en terrenos inundables a ras del tirante de agua, esparciendo

el material dentro de la superficie del trazo. Excavación de zanja. Esta actividad consiste en excavar la zanja para enterrar la tubería de

conducción, y será realizada con zanjadora en suelo pantanoso (respetando

las dimensiones del proyecto) y cuidando que la excavación vaya delante

del frente de soldadura, equivalente por lo menos cinco veces al rendimiento

del frente de soldadura. Al concluir el bajado y tendido de la línea se

procederá al relleno de la zanja.

La excavadora será colocada sobre un equipo denominado Flexi-Float, el

cual permite el desplazamiento del equipo sobre la superficie del agua,

generalmente es utilizado en áreas inundables donde el tirante de agua

sobrepasa los 100 cm., la excavación es realizada a partir del eje central del

derecho de vía, con la finalidad de colocar el material extraído a ambos lado

del equipo de tal forma que se facilite el desplazamiento del mismo. La zanja

generalmente se realiza a partir del fondo de acuerdo a lo requerido por el

proyecto (1.50 m).


24

Doblado, soldado y lanzamiento de tubería. El doblado de la tubería se hace en frío, debiendo tener cuidado y verificarlo,

de tal manera que el tubo no se aplaste o se formen arrugas en doblez,

debiendo conservar sus especificaciones de dimensión de sección después

de ser doblados. Los dobleces de los tubos se harán por medio de

máquinas dobladoras especiales.

Procedimiento de soldadura. El personal debe ser especializado en aplicación de soldadura con

conocimientos de soldadura y calificación de soldador, siendo responsable

de realizar lo especificado en el procedimiento, cumpliendo con todos los

requisitos de seguridad y reportar todas las observaciones convenientes que

ameriten la revisión. Las soldaduras deben ser realizadas mediante un

procedimiento aprobado, supervisado por personal calificado, y que tenga

conocimiento de los riesgos al estar expuesto utilizando equipos y

materiales apropiados para la construcción.

La utilización de equipo y maquinaria en éstas actividades provocarán

alteración mínima a la calidad del aire debido a la generación de ruido,

partículas, polvos y gases, y partículas provenientes de la combustión de

los motores. Inspección radiográfica. Se utilizará una fuente de radiación tipo rayos gamma IR-192, actividad de

30 a 90 Ci, punto focal de 3 X 3 mm. Los tiempos de exposición varían en

función de la actividad de la fuente del día de la exposición.


25

Parcheo de tubería. El procedimiento de parcheo consiste en recubrir cada una de las juntas de

la tubería, aplicando en la longitud del tubo, cinta de polietileno, tomándose

la precaución de no dejar impurezas en la zona tales como: grasa, aceite,

polvo, oxido flojo, escama de laminación floja, recubrimiento flojo y/o

cualquier otro tipo de desecho. Recubrimiento anticorrosivo. Consiste en cubrir todo el ducto con una pintura anticorrosiva. La función de

los recubrimientos es aislar la superficie externa de los ductos enterrados

y/o sumergidos del medio circundante, con la finalidad de evitar la incidencia

de corrosión, reducir los requerimientos de corriente de protección catódica

y mejorar la distribución de la misma. Lanzamiento de tubería. El lanzamiento de tubería se define como la fase constructiva de la línea,

haciendo la maniobra de lanzamiento con una grúa y con los aditamentos

necesarios para evitar golpes a los biseles de los tubos o bien fracturas al

revestimiento de concreto, además ayudados de equipos adicionales para

jalar como: malacates, remolcables, etc.; es bajado al eje de la zanja, en

pantanos o zonas bajas inundables. Para facilitar el lanzamiento de la tubería, éstas se sujetan con eslingas de

bandas de tela a tambores vacíos, para facilitar el desplazamiento de la

tubería sobre la superficie del agua. Bajado de tubería. El bajado de tubería consiste en remover la tubería de los apoyos

(tambores), sin dañar el recubrimiento anticorrosivo, soportando la tubería

con eslingas de bandas de tela para mover la tubería al centro de la zanja

para luego depositarla en el fondo.


26

Prueba hidrostática. Después de la operación de bajado, tapado y hechos los empates con las

obras especiales, se probará la tubería a presión interior utilizando como

fluido el agua neutra y libre de partículas en suspensión que no pasen por

una malla de 100 hilos por pulgada. Si se presentan pérdidas de presión por fallas o fugas de la tubería, se

corregirán y se repetirá la prueba hasta su aceptación.

Protección catódica. La protección catódica se lleva a cabo mediante la aplicación de una

corriente que se obtiene generalmente de un rectificador que convierte la

energía alterna en corriente directa y que se aplica a la tubería de acuerdo

al diseño particular.

El sistema de protección catódica mediante ánodos de sacrificio está

basado en el consumo del ánodo protector (ánodo galvánico). Consiste en

conectar a las estructuras un material de una electronegatividad más baja o

más negativa que la del material a protegerse para transferir el proceso de

oxidación a este material. El potencial entre el material anódico y la

estructura debe ser de una magnitud suficiente para sobreponerse al

potencial de las celdas galvánicas y contrarrestar el flujo de corriente creado

por estas en la estructura.

Señalización general del derecho de vía. Este procedimiento consiste en colocar a lo largo del derecho de vía la

señalización correspondiente, para localizar e identificar la tubería y de ésta

manera reducir el riesgo de posibles daños a la misma. Los señalamientos

serán de tipo informativo y preventivo.


27

Reacondicionamiento del derecho de vía. Las actividades de reacondicionamiento del derecho de vía provocan la

recuperación de las características originales en el patrón de drenaje y en

las características físicas del suelo, las cuales fueron alteradas con las

actividades de excavación. En cuanto a las especies florísticas estas

recuperarán la diversidad y abundancia original, así como el acercamiento

de la fauna característica de la zona. El reacondicionamiento del derecho de

vía permitirá volver a utilizar el suelo con el uso anterior siempre y cuando

no interfieran con las actividades de supervisión del derecho de vía y que se

rijan bajo las normas y especificaciones de PEMEX. Supervisión e inspección a instalación. Con la supervisión e inspección a las líneas de descarga, cabezal de

recolección y oleogasoducto, se busca tener los ductos en buen estado para

establecer condiciones de operaciones óptimas.

Especificaciones generales del cabezal. Se construirá con tubería convencional de acero para transporte de crudo,

un cabezal de recolección con ocho acometidas en 8” de diámetro, en el

área adyacente a la localización de la Macropera de los pozos Naranja 1,

Sen 95 y 97, con sus respectivas válvulas de compuerta, válvulas de

retención, un cabezal de 8” de diámetro para medición, un cabezal de 16” de

diámetro, así como toda la obra civil que sea necesaria para que el área del

cabezal quede resguardada con una barda perimetral, incluyendo portón

metálico en su entrada y un área suficiente para maniobras.

Cada colector tendrá dos coples (uno de ½” de Ø para la toma de presión

incluyendo la válvula de aguja y otro de ¾” de Ø para censar la temperatura,

incluyendo el termopozo de 4 ½”·de longitud). Además, se consideraran dos

válvulas de 4” Ø con las distancias y alturas adecuadas para poder instalar

el equipo móvil de medición multifásica.


28

Especificaciones de la tubería. Tanto las líneas de descarga como oleogasoducto, serán construidas en

tubería de acero al especial API-5L, Grado X-52, con sistema de protección

interior y exterior.

Espesor de pared de las líneas de transporte y de la tubería del cabezal. El valor del espesor de pared será de 0.375 pulgadas. La confirmación

del espesor de pared y la determinación de la presión máxima de operación,

se hará conforme a lo especificado en la Norma de Pemex No. CID-NOR-N-

SI-0001 (antes No. 07.3.13).

Arreglo de tuberías. El diseño y cálculo de las tuberías, se hará con base al código ANSI B31.4 y

la línea regular será de acuerdo al código ANSI B31.8 última edición.

Los arreglos de tuberías e interconexiones, serán de tal modo que se prevea

la operación, se considere la seguridad y se facilite el mantenimiento, de tal

forma que los arreglos serán los más rectos posibles, cuidando la economía

y la flexibilidad de la tubería, evitando esfuerzos excesivos en las líneas. Las válvulas de preferencia serán localizadas a nivel de piso para fácil

operación y/o mantenimiento, en caso de que queden elevadas, se colocará

una plataforma.

Para el desarrollo del presente proyecto, se requiere de servicios auxiliares

como son:


29

Tuberías y accesorios. La tubería será de acero especial API 5L, Grado X-52 sin costura, fabricada

de acuerdo a la norma API 5L última edición, en espesores de acuerdo al

cálculo indicado en la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 última edición,

tomando en cuenta la clasificación de localización y las cargas externas que

existieran en el trayecto.

Accesorios y bridas. Los cambios de dirección para la línea regular se elaborarán con curvas

hechas en campo de tuberías dobladas en frío. Los cambios de diámetro

serán hechos sólo por accesorios reductores como reducciones o swages.

Las dimensiones de todos los accesorios de acero estarán de acuerdo a los

estándares ASME AMSI B16.9 y MSS-SP-75, las dimensiones de las bridas

estarán conforme a los entandares ASME/ANSI B16.5 y MSS-SP-44 y estas

serán con cara tipo junta de anillo.

Todas las válvulas empleadas para el cabezal, la línea regular y las

interconexiones estarán de acuerdo con el estándar API 6D y serán

esféricas (bola) paso completo, con materiales adecuados que deberán

cumplir con el estándar NACE MR-01-75 última edición, operadas con

engranes o palancas, según el diámetro y el lugar de ubicación.

Empaque. Los empaques serán de tipo junta de anillo, adecuados para los rangos de

presión y dimensiones de las bridas donde se instalarán.


30

Obras especiales. Análisis de flexibilidad. Con los resultados de los estudios de mecánica de suelos, se analizará el

comportamiento estructural de las tuberías, basándose en un modelo

matemático tridimensional eficientemente aproximado y representativo de

las condiciones a las que estarán sometidas las líneas (considerando cargas

muertas externas, temblores, vibración, expansión y contracción térmica,

etc., de acuerdo a lo indicado en el código ASME B31.4 y la norma PEMEX

CID-NOR-N-SI-0001), utilizando un paquete de computo "EXPROFESO",

verificando que la combinación de esfuerzos axiales y circunferenciales a

todo lo largo de la tubería, no rebasen a los esfuerzos permisibles, así

mismo, que sus desplazamientos muestren una elasticidad de

comportamiento confiable.

Maquinaria y equipo.

Tabla 2.6.- Equipo y maquinaria utilizados durante cada una de las etapas

del proyecto.

Equipo Etapa CantidadTiempo

Empleado en la obra

Horas de trabajo diario

Decibeles emitidos

Tipo de combustible

Tránsito con precisión de 1’’

Preparación del sitio 1 Días 8 - -

Nivel montado sobre tripie 1 Días 8 - -

Camioneta Pick Up de ¾ de tonelada

de carga 3 Días 8 60 Gasolina

Excavadora 2 Días 8 80 Diesel

Flexi-Float (flotador flexible) 2 Días 8 - -

Biseladora y cortadora 1 Días 8 76 Diesel

Bomba autocebante 1 Días 8 70 Diesel

Bomba de émbolo 1 Días 8 75 Diesel

Bomba de llenado

Construcción

1 Días 8 70 Gasolina


31

Equipo Etapa CantidadTiempo

Empleado en la obra

Horas de trabajo diario

Decibeles emitidos

Tipo de combustible

Camión plataforma con redila 2 Días 8 75 Diesel

Cortadora de varilla 2 Días 8 - - Chorro de arena con

recipientes y accesorios

1 Días 8 60 -

Doblador para varilla de acero de alta resistencia

2 Días 8 65 -

Equipo de oxiacetileno 3 Días 8 65 - Equipo para aplicación

de pintura 2 Días 8 70 -

Camión plataforma con malacate (winche de 5

toneladas) 1 Días 8 75 Diesel

Camión plataforma equipado con grúa hidráulica de tres

toneladas

1 Días 8 75 Diesel

Maquinas para soldar 4 Días 8 65 - Doblador de tubería

Construcción

1 Días 8 70 - Camioneta Pick Up de

¾ de tonelada de carga

1 Días 5 60 Gasolina

Equipo para aplicación de pintura anticorrosiva

Manteni- miento

1 Días 8 70 -

Requerimiento de personal e insumos.

Tabla 2.7.- Requerimiento de personal por área de trabajo.

Área de trabajo

Preparación del sitio Construcción Operación y

mantenimiento Abandono del sitio

Operativa 7 65 4 8 Administrativa 1 1 1 - Supervisión 1 2 1 1

Generación de residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera.

• Materiales de construcción como suelo, roca y arena, entre otros. No se generarán residuos tales como suelo, roca y arena entre otros,

debido a la reutilización del material producto de la excavación del D.D.V.

para el relleno de la zanja y nivelación de la misma.


32

• Residuos sólidos domésticos. Durante la etapa de preparación del sitio y en la etapa de construcción se

generarán residuos sólidos domésticos por consumo de alimentos y

provisiones por parte del personal de la compañía constructora.

Para la disposición temporal de los residuos sólidos en ambas etapas, la

compañía constructora dispondrá con tanques para almacenamiento

controlado de los mismos.

• Residuos de vegetación. Durante la etapa de preparación del sitio, se generarán residuos sólidos de

origen orgánico, referido en este caso a restos sólidos de productos

vegetales provenientes del despalme y éstos serán triturados y reintegrados

a los suelos aledaños mediante el esparcido de los mismos, siendo esta

forma su disposición final.

• Reutilizables y/o reciclables: papel y cartón, plásticos, metálicos, etcétera. Los residuos sólidos domésticos orgánicos e inorgánicos generados con

capacidad de reciclaje serán clasificados de acuerdo a su origen, separados

y almacenados para su envío a los centros de acopio, los no reciclables

serán almacenados y transportados al sitio de disposición de residuos

sólidos municipales más cercano o que indique la autoridad competente

para su disposición final.

• Aguas residuales. Durante la construcción de cada una de las obras, se generarán aguas

residuales domésticas, las cuales serán recolectadas en letrinas portátiles.


33

• Emisiones a la atmósfera. Los motores de vehículos automotores y para los trabajos que requieran el

uso de maquinaria de combustión interna, deberán cumplir con la emisión

de partículas de gases de combustión indicadas en la siguiente tabla:

Tabla 2.8.- Emisiones del equipo a utilizar durante la preparación del sitio y

construcción.

Tipo de motor: Partículas

Kg/unidad 103 Km.:

SO2

Kg/unidad 103 Km.:

NO2 Kg/unidad 103 Km.:

HCl Kg/unidad 103 Km.:

CO2 Kg/unid., 103 Km.:

Automotores de gasolina: 0.52 0.16 5.70 99.00 81.00

Automotores de diesel: 2.40 0.0627% vol.

de S. de D. 9.50 0.016 0.27

Generador de electricidad: 4.04 0.0627% vol.

de S. de D. 11.00 2.60 43.50

En la siguiente tabla se muestran los tiempos y fuentes de las emisiones del

equipo a utilizar durante la preparación del sitio y construcción de las obras.

Tabla 2.9.- Tiempos y fuentes de las emisiones del equipo a utilizar durante

la preparación del sitio y construcción.

Tipo de motor:

Número de horas de

emisión/díaPeriodicidad Fuente de

generación Etapa Punto de emisión

Automotores de gasolina:

5 horas efectivas 0.16 Móvil Construcción Escape

Automotores de diesel:

5 horas efectivas

0.0627% vol. de S. de D. Móvil Construcción Escape

Generador de electricidad:

5 horas efectivas

0.0627% vol. de S. de D. Fija Construcción Ducto


34

Las emisiones serán provenientes de los vehículos de la compañía

constructora y los generadores de electricidad de la misma compañía,

aunque se utilizará equipo relativamente pequeño, las emisiones generadas

cumplirán con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas siguientes:

NOM-041-SEMARNAT-1999; Norma Oficial Mexicana que establece los

niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes

provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que

usan gasolina como combustible y la NOM-045-SEMARNAT-1996, que

establece los niveles máximos permisibles de opacidad del humo

proveniente del escape de vehículos automotores en circulación que usan

diesel como combustible. Etapa de operación y mantenimiento.

• Programa de operación. Tanto las líneas de descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto,

tendrán una operación de 24 horas los 365 días del año, durante un Periodo

estimado de 20 años de vida útil.

• Programa de mantenimiento.

Mantenimiento de válvulas. Se ha observado que uno de los principales problemas en las instalaciones

petroleras, son las fugas de líquidos o gases en las válvulas de

seccionamiento y puede ocurrir en ambos extremos (aún cuando la válvula

esté abierta); en la unión entre el bonete y el cuerpo, en el cuerpo del

vástago o en los sellos.

Estos problemas se pueden evitar dando un mantenimiento adecuado de las

partes que lo requieran y programando un mantenimiento preventivo;

aumentando así la durabilidad y confiabilidad de cualquier tipo de válvula.


35

Es necesario seguir cada una de las recomendaciones hechas por los

fabricantes de válvulas al ser instaladas, y poder evitar problemas a futuro y

garantizar la seguridad de todo el personal y cada una de las instalaciones

de Pemex Exploración y Producción. Para obtener un buen funcionamiento

de las válvulas y evitar fugas a futuro, se recomienda lo siguiente:

• Al embarcar las válvulas, la compuerta se colocarán en posición cerrada,

con una capa protectora de grasa en la superficie de la compuerta, la cual

será limpiada antes de ser instalada y abierta para evitar posibles daños.

• No se frotarán ni se tratarán de remover el cromo o revestimiento de la

compuerta ya que actúa como lubricante seco o inhibidor de corrosión.

• Al instalarse las válvulas se harán con la compuerta totalmente abierta,

evitando que al limpiarla se alojen sedimentos o que la escoria dañe a los

sellos o compuerta.

• Al concluir la prueba hidrostática de las líneas se drenará totalmente el

agua o fluido de prueba, del cuerpo de la válvula.

• Al operar las válvulas será totalmente abiertas o cerradas, con la finalidad

de acuñar la compuerta contra los asientos, para evitar que la superficie de

sello de la compuerta o los asientos se dañen, prolongando así la vida de

éstas.

El mantenimiento de las válvulas en servicio es limitado, concretándose a

apretar los tornillos de la unión entre el bonete y el cuerpo, aunque en casos

de emergencia se pueden instalar anillos nuevos de empaquetadura y solo

se intentará después de que el asiento posterior esta asentado en forma

hermética contra el bonete.


36

Se recomienda por seguridad, que las reparaciones se hagan desmontando

las válvulas cuando se tenga la necesidad de rectificar los asientos,

realizando dichos trabajos en un taller, además la calidad de la reparación

será mejor y la inspección será mas precisa.

Programas de mantenimiento internos y externos. Para que los ductos tengan un funcionamiento correcto y una buena

eficiencia estarán sujeto a:

a) Pruebas de hermeticidad. Se efectuará antes del inicio de las operaciones, siendo una prueba

hidrostática para detectar posibles fugas.

b) Protección catódica. Se efectúa primero con un levantamiento para mantenimiento de potenciales

tubo-suelo de acuerdo a la Norma CID-NOR-N-SI-0001, requisitos mínimos

de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento, e

inspección de ductos de transporte (antes N° 07.3.13) y A.N.S.I.B.31.4/8.

c) Protección Mecánica. Los ductos estarán provistos de protección mecánica (pintura primaria RP-6

Epóxico catalizado, y pintura acabado RA-26 Epóxico altos sólidos), que se

revisará de acuerdo a los programas de mantenimiento establecidos. Para el

exterior de los tubos, además de los recubrimientos epóxicos, se realizarán

aplicación e inspección de protección catódica.


37

d) Protección anticorrosiva. Al estar expuestas las instalaciones superficiales a diferentes climas, ya sea

a un ambiente seco húmedo con o sin salinidad, ambiente marino y/o gases

derivados del azufre; se requiere de la aplicación de materiales de

protección anticorrosiva para prevenir la corrosión en las tuberías, válvulas,

bridas, codos, tés, etc.

Recubrimiento anticorrosivo se refiere a la aplicación de todas las pinturas y

productos que se usan para prevenir la corrosión en las tuberías, válvulas o

accesorios y deberán cumplir con la norma de PEMEX No. 4.411.01

(Recubrimientos para Protección Anticorrosivo).

La aplicación de cualquier recubrimiento anticorrosivo, requiere de la

preparación adecuada de la superficie que se desea proteger, cuyos

objetivos son:

• Eliminar la grasa, aceite, suciedad, polvo, y toda materia extraña que

impida una buena adherencia del recubrimiento a la superficie metálica.

• Proporcionar la rugosidad adecuada que permita el anclaje del

recubrimiento en la superficie metálica.

c) Lubricación. Se mantendrán perfectamente lubricadas las válvulas de compuerta para

poder accionarlas rápidamente en algún momento determinado.

d) Purga. Se purgarán las líneas para eliminar agua, polvo, etc.


38

e) Samblasteo. Se refiere a la limpieza de la superficie metálica de los ductos que se

encuentran aéreos, aplicando chorros abrasivos a presión. Se aplica el

samblasteo en la superficie a proteger, hasta obtener la limpieza requerida

para asegurar la adherencia de la película anticorrosiva.

Esta limpieza se realiza con arena sílica libre de humedad, grasa o aceite,

se realiza durante horarios soleados (ambiente seco), evitando la presencia

de humedad relativa excesiva que impida una buena limpieza de la

superficie.

Asimismo, el programa de mantenimiento para las líneas de conducción y el

cabezal incluye las siguientes acciones:

• Los sistemas de protección catódica de los ductos se mantendrán en un

nivel aceptable de acuerdo NORMA PEMEX No. 2.413.01, Capítulo 6.

• Se mantendrá el apriete recomendado por el fabricante en los espárragos

de las conexiones mecánicas para prevenir fugas. • Se efectuará un mantenimiento periódico al equipo, válvulas, reguladores,

etc. La periodicidad mínima será la indicada por el fabricante o de acuerdo a

lo especificado en el código Ref. ASME B31.8, Capítulo V, párrafo 851.2.

• Se tendrá un buen estado la protección mecánica anticorrosivo (pintura) en

las instalaciones superficiales.

• Se contará con una base de datos que registre cada irregularidad o fuga,

en donde se indique la localización, causa, tipo de reparación, etc., la cual

se conservará en el archivo de la entidad encargada de la operación de los

ductos. Esta información servirá de base para tomar medidas preventivas.


39

• Se conservará en buen estado la señalización como lo establece la

NRF-030-PEMEX-2003, y mantener actualizado el tipo de localización del

derecho de vía para tomar las acciones de mantenimiento requerido y

reducir al mínimo los riesgos a las instalaciones.

• Los derechos de vía se mantendrán en buen estado para que conserven

las condiciones originales de diseño y sirva de acceso adecuado a las

cuadrillas de mantenimiento.

• Se conservará en buen estado los caminos de acceso a los derechos de

vía y las instalaciones, con el propósito de garantizar eficiencia en acciones

emergentes.

• Se mantendrán aisladas eléctricamente las camisas de protección de los

ductos en los cruces con vías de comunicación para evitar corrosión en el

transporte.

• Se tendrá en buen estado la protección mecánica anticorrosivo (pintura) en

las instalaciones superficiales.

• Las instalaciones superficiales se conservarán libres de maleza, escombro,

materiales dispersos, basura, etc.

Etapa de abandono del sitio. Estimación de la vida útil del proyecto. La vida útil de los materiales con que se construirán las líneas de descarga,

el cabezal, oleogasoducto, así como válvulas y accesorios es de 20 años,

pero la vida útil del proyecto, dependerá de la producción del campo Sen y

de las necesidades de infraestructura de Pemex Exploración y Producción.


40

Asimismo, se considerará la protección mecánica para las líneas y el

cabezal, el cual consistirá en un recubrimiento anticorrosivo exterior que

deberá garantizar la protección de la tubería para la vida útil de 20 años

(mínimo), sin deterioro en sus propiedades físicas y químicas.

Programa de restitución o rehabilitación del área donde se detallen: Para poner fuera de servicio permanentemente las líneas y cabezal de

recolección, se llevará a cabo las siguientes actividades:

• Despresurización del sistema.

• Aislar el sistema de cualquier posible suministro.

• Purgado de las líneas.

• Drenado de las líneas.

• Desmantelamiento de la infraestructura del proyecto (válvulas, accesorios,

señalamientos, etc.).

• Restitución del área a las condiciones que se encontraron o adaptarlas a

las necesidades actuales de la zona.

Al terminar el desmantelamiento de la tubería y de toda la infraestructura del

proyecto que no sea útil para otras instalaciones, se recolectará el material

utilizable que haya quedado a lo largo del derecho de vía y será

transportado a lugares adecuados para su almacenamiento. Se hará una

limpieza general del derecho de vía, despojándolo de toda clase de

desperdicios que haya quedado en él.


41

II.3.1. Programa general de trabajo. Con base en las diferentes etapas del proyecto, a continuación se describe

el programa general de trabajo para cada una de las obras que conforman

este proyecto.

Tabla 2.10.- Programa general de trabajo por etapas.

Meses Años Etapas

1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Preparación del sitio

Construcción

Operación y mantenimiento

Cab

ezal

Sen

95

y O

leog

asod

ucto

12’

’ Ø

Abandono

Fuente: Gerencia de Construcción y Mantenimiento.

II.3.2. Selección del sitio o trayectoria (para el caso de oleoductos,

gasoductos o poliductos). Para llevar a cabo la selección de los sitios más apropiados para la

construcción de las líneas de descarga y oleogasoducto, se siguieron los

criterios que a continuación se mencionan: Inicialmente, se llevó a cabo un recorrido de las áreas seleccionadas para el

proyecto y de esta manera seleccionar los trazos o trayectorias más

adecuadas, apoyándose la brigada de campo con cartas topográficas,

escala 1:50 000, evadiéndose áreas de vegetación arbórea y zonas

inaccesibles que pudieran dificultar el acceso y mantenimiento futuro, por

último se realizó el trazo final de las líneas de descarga y oleogasoducto.

Preparación del sitio

Construcción

Operación y mantenimiento

Líne

as d

e de

scar

ga

Sen

78,

98,

99

y 13

8

Abandono


42

II.3.2.1.Estudios de Campo. · Topografía. Se inició con recorridos por la zona para precisar los factores que se

requieren en el estudio, que son de índole Topográficos. Para la realización

de tal estudio, se utilizaron aparatos topográficos tales como una Estación

Total, que consta de: Tránsito electrónico que realiza lecturas a través de

rayo de láser, con una precisión de más o menos 2 milésimas y nivel fijo de

precisión de un segundo.

· Levantamiento florístico. Se identificó la distribución y tipos de vegetación existentes en el área de

sitio y de influencia del proyecto. El material con que se contó para el

levantamiento florístico, fue la siguiente:

- Lápiz.

- Libreta de campo.

- Libros de guía de campo para la identificación de flora. · Levantamiento faunístico. Se identificó la distribución y abundancia de especies faunísticas existentes

en el área de sitio y de influencia del proyecto. El material con que se contó

para el levantamiento faunístico, fue la siguiente:

- Lápiz.

- Libreta de campo.

- Libros de guía de campo para la identificación de especies faunísticas. · Otros. Se tomaron fotografías a los puntos de inicio y final de cada una de las

líneas que integran este proyecto (incluyendo el Cabezal de Recolección), al

trazo del derecho de vía y de los aspectos naturales del área.


43

El material con que se contó para la visita de campo fue la siguiente:

- Lápiz.

- Libreta de campo.

- Cámara fotográfica digital Cyber-shot, marca Sony.

- Cámara fotográfica profesional, marca Canon.

- Planos de Trazo y Perfil.

- Carta topográfica del INEGI, Vicente Guerrero E15B71.

II.3.2.2. Sitios o trayectorias alternativas. En virtud de la aplicación de los criterios mencionados en el punto II.3.2., no

se tienen trayectorias alternativas, ya que no cumplirían con dichos criterios.

II.3.2.3. Situación legal del o los sitios del proyecto y tipo de propiedad.

Los pagos de afectación serán únicamente a los dueños de los predios

donde tendrán trayectoria cada una de las líneas, a los cuales se les

devolverá una vez concluida la vida útil de las obras.

En cuanto al régimen de propiedad respecto a la tenencia de la tierra, estos

son predios ejidales que en su momento y de acuerdo a los procedimientos

legales para obtener su usufructo, la empresa realizó los trámites

correspondientes en forma oportuna, los permisos de acceso para efectuar

este proyecto, se presentan a las autoridades normativas correspondientes

por el Departamento de Servicios Generales en cuanto así se requiera.


44

II.3.2.4. Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y sus colindancias. Las áreas donde se llevarán a cabo la construcción de las líneas de

descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto, no tienen un uso

determinado, esto, debido a que se localizan en una zona de inundación

(pantanos), donde las características existentes no son las apropiadas para

el desarrollo de actividades como la ganadería y la agricultura. Cabe

mencionar que el tirante de agua varía a lo largo del año, llegando a ser

constante durante la época de lluvias, que es cuando alcanza un promedio

de 2.59 m; mismo que durante la época de seca desciende.

Por otro lado, las actividades agrícolas y de ganadería que se practican en

la región, por parte de los pobladores del Ejido Tecoluta, se restringe a los

bordos de los caminos de terracería abandonados y pequeñas áreas de

relleno o donde el nivel del manto freático lo permite. Los cultivos que más

se realizan son los del maíz, fríjol, yuca y calabaza, mismos que se utiliza

para autoconsumo y comercializando una parte de la producción.

Otra de las actividades que se presentan en la región es la caza, actividad

que se desarrolla en los cuerpos de agua y drenes existentes en la zona, la

cual se restringe a la actividad de captura de especies de la zona, tales

como las tortugas dulceacuícolas y pejelagarto, esto es para autoconsumo y

comercialización.

Una de las actividades de importancia en la zona donde se llevará cabo las

obras, es la industrial y corresponde a la actividad de extracción de

hidrocarburos y el transporte de los mismos, misma que se realiza dentro de

los derechos de vías de infraestructuras existentes.


45

Infraestructura. Pemex ha construido una red de caminos y puentes para el acceso a sus

instalaciones, los cuales son usados por las comunidades de la zona, para

el acceso y salida.

Aunado a lo anterior, también se han construido drenes por parte de Pemex,

tales como el Drén Victoria, utilizado para transportar materiales y equipos,

dichos canales son aprovechados por las comunidades como vías de

comunicación, mediante lanchas con motor y cayucos.

Asentamientos. El proyecto se encuentra localizado en terrenos del Ejido Comunal Tecoluta

y las comunidades más importantes como núcleo poblacional, cercanas al

proyecto son Oxiacaque y Guatacalca, los cuales se encuentran

respectivamente a una distancia entre los 15 y 23 kilómetros

aproximadamente.

II.3.2.5. Urbanización del área.

La zona donde se localiza el proyecto es una zona rural, ya que carece de

los servicios básicos necesarios de una zona urbana. Por otra parte para la

realización del proyecto se requiere del suministro de electricidad y agua.

Electricidad. El servicio de energía eléctrica no está disponible en la zona

donde se llevará a cabo la construcción de las líneas, por lo que es

necesario contar con equipos generadores durante la construcción de las

obras. Durante la etapa de instalación y tendido de las líneas, se requerirán de

300 amperios de energía eléctrica en los trabajos de soldadura de las líneas

y obras especiales, mismos que serán generadas por plantas de energía

eléctrica de combustión interna.


46

Agua potable. Este servicio no se encuentra disponible en el área donde se llevará a cabo

la construcción de las obras, por lo que la empresa encargada de la

construcción deberá de proveerse en centros de abastecimiento. Durante la etapa de construcción, se tiene programada una demanda diaria

de 120 litros de agua potable para el personal que laborarán en las obras. Esta será transportada por vía terrestre desde la ciudad de Nacajuca en

botes de 20 litros de capacidad cada uno, mismos que serán almacenados

en una bodega provisional.

Drenaje. El área para la construcción de las obras carece de este servicio. El agua

cruda que se utilizará durante la prueba hidrostática de las líneas de

descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto, será recuperada y

depositada en el mismo lugar de donde se tomará (Batería de Separación

Sen), con la seguridad de que no estará contaminada, ya que únicamente

se habrá utilizado para levantar la presión dentro de los ductos, los cuales

se caracterizan por ser nuevos y limpios.

Estación para el suministro de combustible. La población más cercana que cuenta con una estación para el suministro

de combustible es la ciudad de Nacajuca. El combustible requerido para el

desarrollo de la obra no repercutirá negativamente en la disposición de

combustible, por lo que no se prevé desabasto del servicio.


47

Telefonía. En el área donde se ubica el proyecto, se carece de este servicio, sin

embargo, el servicio se encuentra disponible en la localidad de Oxiacaque,

proporcionado por Telmex y Telefonía rural, esta última por parte del

Gobierno del Estado.

Sistemas de recolección de basura. En el Ejido Comunal Tecoluta y comunidades cercanas, no existen

depósitos de basura controlados ni se cuenta con una ruta de recolección de

desechos, por lo que los residuos sólidos domésticos se depositan en

tiraderos a cielo abierto, los cuales no se emplearán en ninguna etapa del

proyecto.

Los desechos generados en la obra se depositarán en contenedores de

metal con tapa, seleccionando aquella de origen orgánico de la

inorgánica/industrial.

Semanalmente, se efectuará la recolección de estos residuos a través de

una brigada de limpieza dispuesta por Pemex.

Los desechos generados se reincorporarán en el suelo cuando estos sean

de origen orgánico, depositándolos cerca de la obra. En el caso de otros

residuos producto de la obra, estos serán clasificados y separados para ser

entregados a centros de acopio, aclarándose que el material que no se

reciclable será depositado en contenedores que serán instalados en él área

de trabajo para después ser trasladados al basurero municipal por la

compañía encargada de realizar los trabajos.


48

II.3.2.6. Área natural protegida. Este apartado no aplica, debido a que la ubicación del cabezal de

recolección Sen 95 y los trazos de las líneas de descarga y oleogasoducto,

no se encuentran cerca o dentro de un Área Natural Protegida.

II.3.2.7. Otras áreas de atención prioritaria.

Las obras no se encuentran cerca o dentro de algún área de atención

prioritaria que revista importancia histórica o zona arqueológica, así como

tampoco comunidades o zonas de importancia indígena, manglares,

marismas, así como tampoco de interés para la conservación de la

biodiversidad.


49

III. VINCULACIÓN CON LOS INSTRUMENTOS DE PLANEACIÓN Y ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES.

III.1. Información sectorial.

De acuerdo a las expectativas de producción de crudo y gas natural en

México, podemos señalar que se espera un importante crecimiento en las

cantidades de hidrocarburos demandadas, que traerá como consecuencia

un crecimiento de la industria petrolera en México; por lo que corresponde a

la oferta, actualmente existen importantes proyectos (Crudo Ligero Marino,

Cuenca de Macuspana, Delta del Grijalva y Veracruz), que tienen como

propósito incorporar importantes reservas de petróleo y gas a la producción

nacional, con la finalidad de cubrir la demanda nacional e internacional.

En este contexto, las obras se vuelven de vital importancia, ya que se

podrá manejar y conducir de manera segura y eficiente, la producción que

se obtenga de los pozos productores del Campo Sen, con el fin de cumplir

con los objetivos de crecimiento planteados para el País, garantizando el

abasto de gas natural a consumidores en el ámbito regional y nacional.

El proyecto de “Construcción de la Infraestructura para el Transporte de

Hidrocarburos del Campo Sen”, se realizará aplicando las técnicas y

recursos requeridos en forma eficiente, además de observar los

requerimientos de seguridad y respeto al entorno ecológico que marca la

Norma CID-NOR-N-SI-0001 “Requisitos mínimos de seguridad para el

diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de ductos de

transporte”. Asimismo, de todas aquellas normas nacionales e

internacionales que tengan una relación con el proyecto.


50

III.2. Vinculación con las políticas e instrumentos de planeación del desarrollo en la región.

Plan Nacional de Desarrollo 2001 – 2006. Para lograr el desarrollo social y humano, el Plan Nacional de Desarrollo

2001 - 2006, promueve un crecimiento económico sostenido y dinámico, que

permita crear los empleos que demandarán los millones de jóvenes que se

incorporarán al mercado de trabajo en los próximos años, un crecimiento

que permita abatir la pobreza y que abra espacio a los emprendedores. Lo

anterior, implica regulación apropiada, disponibilidad oportuna y eficaz de la

infraestructura económica para el desarrollo, fomento de capacidades para

el trabajo productivo, desarrollo, tecnológico y científico para la nueva

economía; todo esto en el marco de una moderna cultura laboral y

empresarial.

El Plan Nacional de Desarrollo 2001 - 2006, plantea las siguientes líneas de

estrategias para impulsar el crecimiento económico sostenido y dinámico.

• Igualdad de oportunidades entre regiones, empresas y hogares, con el fin

de contar con recursos suficientes y canalizarlos para combatir los rezagos

y financiar proyectos de inclusión al desarrollo.

• Establecer condiciones que permitan planear sin sobresaltos, invertir con

menos riesgo y tomar decisiones con mayor certidumbre.

• Mantener una baja inflación que contribuya a la recuperación de los

salarios reales, la reducción en las tazas de interés y la expansión del

crédito.

• Desplazar una política ambiental que haga sustentable el crecimiento

económico.


51

• Elaborar un módulo económico que permita que el país se integre al

proceso de globalización de la economía mundial obteniendo los máximos

beneficios posibles.

• Promover un crecimiento sustentable que proteja y acrecenté el capital

natural de nuestra nación.

De acuerdo con lo anterior, el proyecto de “Construcción de la

infraestructura para el transporte de hidrocarburos del Campo Sen” cumple

con los lineamientos establecidos en este Plan, en la activación de la

economía del país, la creación de empleos y la ampliación de la

infraestructura petrolera a nivel nacional.

Programa Nacional de Medio Ambiente y Recursos Naturales

2001-2006. Una de las directrices de este plan es la importancia de la participación

social en la formulación de propuestas para la atención de los distintos

problemas ambientales y necesidades ambientales. Asimismo, destaca la

situación ambiental al iniciarse el nuevo siglo y a partir de la cual el nuevo

gobierno debe empezar a trabajar. Se destaca lo paradójico que resulta el

hecho de que, siendo México un país con una importante riqueza y

diversidad cultural y natural, no se ha logrado generar un bienestar social

equitativo ni una cultura de aprovechamiento sustentable de los recursos

naturales. El plan define las principales metas para el período 2001-2006, a

través de las cuales se pretende detener las tendencias de deterioro

ambiental y avanzar en la construcción del México que queremos para el

año 2025.


52

Para alcanzar las metas del Plan Nacional de Medio Ambiente y Recursos

Naturales y lograr el país que queremos, es necesario hacer una nueva

política ambiental en México basado en seis grandes pilares:

• Integralidad.

• Compromiso de todos los sectores económicos.

• Nueva gestión ambiental.

• Valoración de los recursos naturales.

• Apego a la legalidad y combate a la impunidad ambiental.

• Participación social y rendición de cuentas. El Programa Nacional de Medio Ambiente y Recursos Naturales, plantea

avanzar hacia el México que queremos en el 2025, cumpliendo con las

siguientes metas puntuales:

• Metas para la integralidad.

• Metas para promover la sustentabilidad mediante el compromiso del

Gobierno Federal.

• Metas para construir la nueva Gestión Ambiental.

• Metas para valorar los recursos naturales y servicios ambientales.

• Metas para lograr el apego a la legalidad y combate a la impunidad

ambiental.

• Metas para promover la participación social y la rendición de cuentas. Así el desarrollo del proyecto, a la vez que contribuye al desarrollo de la

economía regional, con la incorporación de sustanciales reservas de

hidrocarburos; busca ser compatible con las aptitudes y capacidades

ambientales de la región, cuidando el medio ambiente y los recursos

naturales de su entorno.


53

El proyecto contempla la realización de evaluaciones en materia tanto de

Impacto como de Riesgo Ambiental, con el objetivo de generar la

información que permita establecer un panorama ambiental y de beneficio

social, estableciendo y aplicando las regulaciones pertinentes en sus

distintas etapas.

Plan Estatal de Desarrollo 2002 – 2006. El Plan Estatal de Desarrollo 2002 – 2006, dentro de sus estrategias,

propone promover nuevas inversiones, apoyar a empresas de la región, co-

inversiones y alianzas estratégicas para buscar más y mayores

oportunidades para el crecimiento económico en el estado, que se

traduzcan en un mejor nivel de vida de la población tabasqueña.

Para alcanzar estas metas, el Plan Estatal de Desarrollo contempla las

siguientes vertientes básicas de acción.

• Mayor participación de la inversión privada, que genere empleos

permanentes y bien renumerados.

• Modernización de los sistemas de enseñanza.

• Mercado seguro para los productos de la región.

• Tecnología adecuada para el aprovechamiento de los recursos

naturales.

Asimismo, el Plan Estatal de Desarrollo 2002 – 2006, propone alentar la

inversión pública y privada a corto y mediano plazo; dentro de la primera se

considera a la industria petrolera (Petróleos Mexicanos) y eléctrica

(Comisión Federal de Electricidad) como las de mayor participación.


54

El Plan Estatal de Desarrollo contempla la aplicación de diversos

programas, en los cuales se considera la aplicación de medidas preventivas

y correctivas para la protección y mejoramiento del ambiente, entre estos se

encuentran el Programa Estratégico de Gestión Ambiental y la Ley Estatal

de Protección al Ambiente, así como la aplicación de programas regionales

como el Programa Estratégico para el Sur-Sureste.

Con la ejecución del proyecto, la cual tiene como objetivo el transporte y

manejo de la producción de hidrocarburos (gas y aceite) de los pozos Sen

No. 78, 98, 99 138, con la finalidad de aumentar la producción e incorporar

sustanciales reservas de hidrocarburos a la producción nacional, proyectos

como el del presente estudio evitarán la importación de este recurso no

renovable, además que activará la inversión privada en el Estado de

Tabasco.

El Plan Municipal de Desarrollo Nacajuca 2004-2006. El Plan Municipal de Desarrollo Nacajuca 2004-2006, tiene como prioridad

fundamental la atención inmediata de todos aquellos problemas que forman

parte de la vida cotidiana de la población, de ello depende la paz y el

equilibrio social. Debido a lo anterior, el municipio a través de su plan fijará

el rumbo en los aspectos administrativos, político, económico y social que

dará prioridad a lo que demanda la sociedad.

Dentro del plan se contemplan Políticas Sectoriales, entre la que se incluye

el Sector desarrollo Social y Protección Ambiental, que tiene el propósito de

elevar el nivel de vida de la población a través de la atención a la vivienda y

a los servicios públicos básicos, así como a la preservación del ambiente.

Dicho sector se sustenta su labor en el ámbito ambiental mediante las

siguientes líneas de acción:


55

• Prever las reservas territoriales para el crecimiento urbano y regular el

desarrollo de los asentamientos humanos.

• Apoyar la preservación del medio ambiente y mantener el equilibrio de los

ecosistemas.

Bajo los lineamientos establecidos dentro del plan municipal de desarrollo

del municipio de Nacajuca, el proyecto mantiene relación, ya que dentro de

las políticas marcadas de Pemex Exploración y Producción, está el cuidado

y preservación del medio ambiente, a través del organismo interno Sistema

Integral de la Administración de la Seguridad y la Protección Ambiental,

además del uso de las normas Pemex, donde se determina para los

derechos de vías, evitar en lo posible áreas de asentamientos humanos,

contribuyendo al cuidado del medio ambiente de las zonas donde se

desarrollarán los proyectos.

III.3 Análisis de los instrumentos normativos.

Los instrumentos normativos vigentes implementados por las diferentes

dependencias gubernamentales para el desarrollo del proyecto, se

consignan en la siguiente tabla.

Disposiciones jurídicas Ref. Descripción

Art. 27

Establece que le corresponde a la Nación el dominio directo del petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos, agregando que no se otorgarán concesiones ni contratos pues la Nación llevara a cabo la explotación de estos recursos.

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

Art. 28

Señala que no constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de manera exclusiva en el área estratégica del petróleo y los demás hidrocarburos.


56


Art. 1

Señala que corresponde a la Nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los carburos de hidrógeno que se encuentren en el territorio nacional en mantos o yacimientos.

Art. 2

Indica que la Nación puede llevar a cabo las distintas actividades relacionadas con los hidrocarburos que constituyen la industria petrolera.

Art. 3

indica que la industria petrolera esta constituida por la exploración, explotación, la refinación, el transporte, el almacenamiento, la distribución y las ventas de primera mano del petróleo, gas, gas artificial, los productos que se obtengan de la refinación de éstos y de aquellos derivados que sirvan como materias primas industriales básicas.

Art. 4

Señala que la Nación lleva a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demás actividades que constituyen la industria petrolera, por conducto de la institución pública descentralizada llamada Petróleos Mexicanos (Pemex).

Art. 8

Indica que el Ejecutivo Fed. está facultado para establecer zonas de reservas petroleras en terrenos que por sus posibilidades petrolíferas así lo ameriten.

Art. 9

Establece que la industria petrolera es de exclusivajurisdicción federal y únicamente el Gobierno Federal puede dictar las disposiciones técnicas o reglamentadas que la rigen y establecer los impuestos que la gravan.

Art. 10 Prescribe que la industria petrolera es de utilidad pública prioritaria sobre cualquier aprovechamiento de la superficie y del subsuelo de los terrenos.

Art. 5

Establece que la exploración y explotación del petróleo que lleva a cabo Pemex se realiza mediante la asignación de terreno que para el efecto le haga la Secretaría correspondiente.

Art. 20, 21 y 22

Indica que se le puede negar total o parcialmente las asignaciones que solicite Pemex, cuando se resuelva que los terrenos solicitados deben incorporarse o seguir formando parte de las zonas de reserva de la Nación, o cuando los derechos y obligaciones que de ellas se deriven se transfieren o gravan en cualquier forma.

Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

Art. 23, 24 y 25

Indica disposiciones generales relativas a la refinación.


57


Art. 37

Señala que se podrá declarar la ocupación temporal o la expropiación de terrenos de utilidad para la industria petrolera en caso de no lograrse convenio con los particulares o no conocerse a los propietarios o poseedores.

Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

Art. 45

Prescribe que cuando los terrenos son de jurisdicción federal o de propiedad de los estados y los municipios, la adquisición o el uso temporal de los mismos se obtienen de la autoridad y en la forma que corresponda.

Art. 1 Prescribe que los trabajos petroleros requieren de permiso previo de la Secretaría competente y define lo que se entiende por trabajos petroleros.

Art. 7

Establece la obligación de acompañar a la solicitud de permiso una memoria descriptiva y los planos necesarios a fin de justificar técnica y económicamente las obras y construcciones, desde el punto de vista de la seguridad y el mejor aprovechamiento de los hidrocarburos naturales.

Art. 23 Indica que Pemex tiene la obligación de mantener todas sus instalaciones en buen estado sanitario y de conservación.

Art. 29

Señala que los permisionarios tienen la obligación de dar aviso por la vía más rápida en caso de accidentes en las instalaciones, a la dirección o agencia respectiva de Pemex y a la Sedesol, cuando en cualquier forma se afecte a la ecología o se contamine el ambiente.

Art. 37

Señala que corresponde al organismo permisionario la responsabilidad por los daños y perjuicios que se ocasionen al tránsito terrestre, al fluvial, al marítimo, al ambiente, la pesca, la agricultura, la ganadería o a terceras personas.

Art. 38

Señala la obligación del permisionario de proporcionar oportunamente a la dirección o a las agencias todos los programas, informes o datos que se estipulan en este reglamento. Tales como los que aparecen en los informes diarios de operación de perforación, terminación y reparación de pozos.

Reglamento de Trabajos Petroleros

Art. 51 a 293

Indica las regulaciones sobre las siguientes materias: exploración, perforación, producción, taponamiento de pozos, transporte, almacenamiento, terminales y plantas de almacenamiento y distribución.


58


Ley Orgánica de la Admón. Pública Federal. Art. 33

Faculta a la Secretaria de Energía, Minas e Industria Paraestatal (SEMIP) para llevar el catastro petrolero, así como regular la industria petrolera y petroquímica básica (fracc. VI y VIII).

Art. 1

Señala que la ley tiene por objeto establecer las bases para el aprovechamiento racional de los elementos naturales de manera que sea compatible con el equilibrio de los ecosistemas y para establecer la coordinación en la materia entre las diversas dependencias y entidades de la Administración Pública Federal.

Art. 5

Indica que son asuntos de interés de la Federación la regulación de las actividades altamente riesgosas y relacionadas con materiales y residuos peligrosos (fracc. X y XIX) y el aprovechamiento racional del agua, el suelo y los recursos del subsuelo (fracc. XVI, XVIl y XVIII).

Art. 15

Señala que los recursos naturales no renovables deben utilizarse de manera que se evite el peligro de su agotamiento y la generación de efectos ecológicos adversos.

Arts. 3, 19, 20, 98 y 99

Regula las actividades de ordenamiento ecológico del territorio que tienen implicaciones para la industria petrolera.

Art. 28

Establece la aplicación de la evaluación de impacto ambiental a la obra pública, la exploración, extracción, tratamiento y refinación de sustancias minerales y no minerales reservados a la Federación, oleoductos, gasoductos y la industria petroquímica (fracc. I, II).

Art. 30 Establece que para el caso de actividades altamente riesgosas se deberá incluir en la MIA el estudio de riesgo correspondiente.

Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA)

Arts. 108 y 109

Faculta a la Secretaría para expedir las Normas Oficiales Mexicanas (NOM) necesarias para la protección del medio ambiente y de algunos componentes suyos de los efectos de la exploración y explotación de los recursos naturales no renovables.

Reglamento de la LGEEPA en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental.

Todos los

incluidos

Establece las modalidades para la presentación y evaluación de los estudios de impacto y riesgo ambiental de las actividades de competencia federal.

Reglamento de la LGEEPA en Materia de Residuos Peligrosos

Todos los

incluidos

Regula las actividades de generación, almacenamiento, transporte, reciclaje, incineración y disposición final de Residuos Peligrosos (RP).


59


Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos Art. 11

Señala que una de las funciones de los directores generales es la de cuidar de la observancia de las disposiciones relativas al equilibro ecológico y preservación del medio ambiente que garanticen el uso adecuado de los recursos petroleros (fracc.XI).

Además, el desarrollo del proyecto, se regirá por las Normas Oficiales

Mexicanas en materia ambiental y laboral siguientes:

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

A todo el personal que participe en las obras se le dotará del equipo de protección personal de acuerdo a las actividades que desarrolle.

NOM-041-SEMARNAT-1999 Que establece los niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible.

A todos los vehículos de la empresa, utilizados para el transporte del personal, se les realizará una verificación semestral de emisión de gases contaminantes, de acuerdo a la normatividad.

NOM-044-SEMARNAT-1993 Que establece los niveles máximos permisibles de emisión de hidrocarburos, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, partículas suspendidas totales y opacidad de humo provenientes del escape de motores nuevos que usan diesel como combustibles y que se utilizarán para la propulsión de vehículos automotores con peso bruto vehicular mayor de 3875 kg.

Los equipos que utilizan diesel como combustible, recibirán mantenimiento periódico preventivo y correctivo, a fin de mantener sus emisiones dentro de los límites.

NOM-059-SEMARNAT-2001. Protección ambiental-Especies de flora y fauna silvestres de México, categorías de riesgo y especificaciones para su inclusión, exclusión o cambio-Lista de especies en riesgo.

Esta norma servirá para conocer las especies presentes en el área, que puedan estar en alguna categoría de riesgo, a fin de evitar su afectación.


60

Conjuntamente, las líneas de descarga, cabezal de recolección y

oleogasoducto, se encuentran diseñadas con base en las siguientes normas

y especificaciones internas, nacionales e internacionales siguientes:

Norma de referencia, código o especificación Descripción

Petróleos Mexicanos (Pemex)

PEMEX CID-NOR-N-SI-0001Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de tuberías de transporte.

PEMEX CID-NOR-01-96 Criterios normativos para distancias mínimas entre ductos que transportan hidrocarburos.

NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos no amargos.

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

NRF-005-PEMEX-2000 Protección interior de ductos con inhibidores.

NRF-020-PEMEX-2004 Calificación y certificación de soldadores y soldaduras.

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

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

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

NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.

NRF-070-PEMEX-2004 Sistemas de protección a tierra para instalaciones petroleras.

NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y accesorios para ductos de recolección y transporte de hidrocarburos.

NRF-150-PEMEX-2004 Pruebas hidrostáticas de tuberías y equipos.

PEMEX 2.0401.01 Simbología de proceso.

PEMEX 2.0451.01 Instrumentos y dispositivos de control.

PEMEX 2.0451.03 Simbología de instrumentación.

PEMEX 3.120.02 Trazos y niveles.

PEMEX Reglamento de trabajos petroleros.

PEMEX Normas de construcción de obras de Petróleos Mexicanos.

PEMEX Normas de seguridad industrial.


61

Norma de referencia, código o especificación Descripción

Instituto Americano del Petróleo (API)

API-STD-6D Especificaciones para válvulas de tuberías, tapas, conectores y pivotes.

API-RP-521 Guías para sistemas de alivio de presión y despresurización.

API-RP-554 Instrumentación y control de procesos.

API-1104 Normas para soldadura de tuberías e instalaciones afines.

Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME)

ASME-B31.3 Sistema de tuberías para el transporte de productos químicos o petroquímicos.

ASME-B31.8 Sistema de tuberías para el transporte y distribución de gas.

ASME-Secc. V Inspección no destructiva.

ASME-Secc. IX Calificaciones de soldadura y soldadura de protección.

Instituto Americano de Estándares Nacionales (ANSI)

ANSI B16.20 Empaquetaduras y ranuras de junta de anillo para bridas de tubería de acero.

ANSI B36.10 Tubo de acero forjado, soldado y sin costura.

Sociedad Americana de Instrumentos (ISA) ISA-S5.1 Símbolos e identificación de instrumentos.

ISA-S20 Formas para especificación de cálculo de procesos e instrumentos de control, elementos primarios y válvulas de control.

Sociedad de Estandarización de Fabricantes (MSS) MSS-SP-75 Conexiones para tuberías de líneas.

Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión (NACE) NACE-MR- TM-01-77 Pruebas de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo.

Fuente: Bases de Diseño.


62

IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO.

IV.1 Delimitación del área de estudio. La región en donde se localiza el campo petrolero Sen, no cuenta con

planes de ordenamiento ecológico estatal ni federal; por lo anterior, se

consideraron los siguientes puntos. Para proyectos lineales como el del presente estudio, la zona de estudio se

delimitará con respecto a los siguientes puntos:

Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78 Longitud total. 1,477.20 m. Longitud de los tramos parciales. 12 m. Ancho del Derecho de Vía. 10 m. Área total 14,772.00 m2.

Oleogasoducto de 12’’ Ø Cabezal Sen 95 – Cabezal Sen Norte Longitud total. 4,832.03 m. Longitud de los tramos parciales. 12 m. Ancho del Derecho de Vía. 10 m. Área total 48,320.30 m2.

IV.2. Caracterización y análisis del sistema ambiental regional. IV.2.1. Medio físico.

Clima.

• Tipo de clima.

El Estado de Tabasco se encuentra localizado en el Trópico Húmedo de la

República Mexicana; presenta dos tipos fundamentales de clima: cálido

húmedo y cálido subhúmedo, con una fuerte predominancia del primero. De

acuerdo a la clasificación climática de Koppen y modificado por Enriqueta

García, el tipo de clima para la zona donde se localiza el proyecto es de tipo


63

Am (f) (i') gw", el cual lo define como un clima cálido húmedo con

abundantes lluvias en verano, Esto es ocasionado por la escasa elevación

con respecto al nivel del mar, la cercanía al Golfo de México y a la influencia

marítima, lo cual provoca que haya poca variación (de menos de 5° C) en la

temperatura. Cabe mencionar que para el análisis de la variables climáticas,

se consideraron los registros obtenidos en la estación climatológica Vicente

Guerrero (27-063), la cual es la más cercana al área del proyecto,

aproximadamente a 12.5 Km. A continuación, se muestra en la siguiente tabla, las temperaturas promedio

de la zona de estudio, registradas en la estación climatológica de Vicente

Guerrero (27-063). • Temperaturas promedio mensuales, anuales y extremas.

Los valores mensuales y anuales de temperatura registrados por la Estación

Meteorológica de Vicente Guerrero (27-063), que se presentan en el área de

estudio con registros más actualizados, se muestra en la tabla siguiente:

Tabla 4.1.- Temperatura promedios (grados centígrados).

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

T. Promedio 23.6 24.7 26.6 28.7 29.7 30.4 29.0 28.6 28.3 27.2 25.9 24.7

T. Mínima 18.7 18.9 20.8 22.5 23.5 23.5 23.2 23.2 23.2 22.5 20.7 19.4

T. Máxima 20.5 20.8 23.0 25.2 26.6 26.5 26.1 26.0 25.7 24.8 22.8 21.3 Fuente: Instituto Mexicano de Tecnología del Agua. (IMTA).

La marcha anual de la temperatura alcanza el mínimo durante el mes de

Enero y seguidamente empieza a ascender alcanzando el máximo durante

el mes de Mayo, sin embargo las temperaturas más altas suelen

presentarse antes del solsticio de verano (21 de Junio); el promedio anual

de la temperatura máxima registrada en un período de 24 años (1961-1985)

es de 24.1 ºC. Asimismo, el promedio anual de la temperatura mínima, está

en el rango de los 21.7 ºC.


64

• Precipitación promedio mensual, anual y extremas.

La temporada de lluvias se presenta a partir del mes de Junio hasta el mes

de Febrero aproximadamente, favorecido por la presencia de los vientos

cargados de humedad provenientes del Golfo de México.

En la siguiente tabla se presentan los promedios mensuales registrados en

la estación climatológica de Vicente Guerrero: Tabla 4.2.- Precipitación pluvial.

Estación E F M A M J J A S O N D

Precipitación 107.8 69.4 42.6 53.5 42.3 144.9 116.5 127.5 276.9 305.8 197.5 113.7

Fuente: INEGI 2000.

• Vientos dominantes (dirección y velocidad) mensual y anual.

Para la zona donde se llevarán a cabo la construcción de las obras, no

existen registros de velocidad del viento. Por otra parte, la dirección

predominante de los vientos para la zona de estudio es del Noroeste al

Sureste, dominada por los vientos alisios.

• Humedad relativa y absoluta.

El clima cálido-húmedo que predomina en el área de estudio y los vientos

marinos provenientes del Golfo de México al Norte, mantienen un elevado

porcentaje de humedad atmosférica en la región, a lo largo de todo el año,

principalmente en verano, que es cuando los vientos alisios invaden la

región y aportan una considerable humedad ambiental. La humedad relativa

arroja datos sumamente constantes en todo el año y da un valor medio

de 85%, lo cual comprueba la clasificación de clima cálido-húmedo con

abundantes lluvias en verano para la zona de estudio, fluctuando éste

promedio entre el 78% y 88%. Debido a ello, el área de estudio permanece

en una parte significativa del año, cubierta de nubes.


65

• Balance hídrico (evaporación y evapotranspiración).

Respecto al balance hídrico de evaporación (conversión de agua en vapor),

la evaporación promedio anual en el área de estudio es de 1,212 mm, el

cual presenta un incremento rápido de Enero a Mayo y un descenso gradual

desde este mes, en el cual alcanza el máximo hasta el mínimo que se

presenta en el mes de Enero.

Para el caso de la evapotranspiración (aporte de agua de la superficie

terrestre a la atmósfera), el promedio anual en el área de estudio es de

1499 mm, el cual presenta sus valores máximos en los meses en los cuales

las temperaturas medias son también máximas (Enero-Mayo) y en

consiguiente, el mínimo cuando las temperaturas medias son bajas (Agosto-

Noviembre).

• Frecuencia de heladas, nevadas y huracanes, entre otros eventos

climáticos extremos. Por su ubicación geográfica, en la zona los intemperismos más frecuentes son

los de tipo atmosférico. Climatológicamente, los frentes fríos y los ciclones

tropicales son los que se presentan en mayor medida; los primeros se

presentan entre los meses de Diciembre a Enero, prolongándose hasta finales

de Febrero, por lo general vienen acompañados de masas de aire polar ártico

que provocan descensos en la temperatura del ambiente, afectando por no

más de tres días. Los segundos se presentan en sus diferentes categorías:

perturbaciones, depresiones, tormentas tropicales y huracanes que están

asociados a vientos violentos y precipitaciones muy abundantes en períodos

muy breves, dependiendo del comportamiento de dicho meteoro, ocasionando

por consiguiente inundaciones en las partes bajas susceptibles de sufrir

encharcamientos.


66

En el Atlántico la distribución de los ciclones es en los meses de Junio a

Octubre, dependiendo principalmente de la fecha de inicio de los mismos,

ya que en ocasiones se prolongan hasta el mes de noviembre. Las zonas

matrices de origen de ciclones en lado del Atlántico se ubican hacia la

porción Suroeste del Golfo de México, en las aguas cálidas que forman la

llamada Sonda de Campeche y que entra en actividad en la primera

quincena de Junio; en el Caribe Oriental, hacia la latitud Norte 13º y su

actividad inicia en el mes de Julio cuando el calentamiento ha invadido la

región insular de las pequeñas Antillas; y la última se localiza en la latitud de

los 8 a 12º Norte, al Sur de las islas de Cabo Verde y ocurren a partir del

mes de Julio.

Los huracanes del Atlántico, afectan de manera directa o indirecta el Estado

de Tabasco al desplazarse sobre el Golfo de México hacia el Istmo de

Tehuantepec o, en su caso, hacia las costas de los Estados Unidos de

Norteamérica, el grado de intensidad de estos fenómenos meteorológicos

dependen de la zona por donde aparecen, la presencia aumenta a medida

que crece la temporada. Cabe mencionar que en ocasiones los meteoros

finales son más potentes, ya que retornan por las fases iniciales de los

primeros que pasan de sistemas lluviosos a depresionarios, luego a

tormentas tropicales y finalmente a huracanes, pudiendo algunos incurrir en

la primera fase sin sufrir modificaciones.

Por lo tanto el área del proyecto puede verse afectada por los efectos de los

ciclones, ya que se localiza en la vertiente del Golfo de México, dichos

efectos son las altas precipitaciones en lapsos de tiempos cortos; vientos

huracanados de hasta 120 km/h. Sin embargo, de los registros que se han

realizado a lo largo de 100 años sólo el 4% de las tormentas tropicales con

fuerza de huracán han tocado el directamente el Estado.


67

Neblinas. Debido a las condiciones del tipo de clima que prevalece en la región, los

efectos de inversión térmica son nulos. Sin embargo, entre los meses de

diciembre a febrero, se presentan las neblinas, originadas principalmente

por la carga de humedad en el ambiente y las corrientes de aire fríos de las

masas de aire polar ártico que dan origen a los frentes fríos.

Aire.

• Calidad atmosférica de la región.

Con relación a este apartado, el sitio donde se llevará a cabo la

construcción de las líneas de descarga. cabezal de recolección y

oleogasoducto, no tiene registros de datos de la calidad del aire, ya que no

se cuenta con una estación de monitoreo atmosférico en esta zona.

Geología y morfología.

• Características litológicas del área.

La geología de la zona se ha conformado durante el sistema Cuaternario de

la Era Cenozoica, cuya litografía está constituida fundamentalmente por

sedimentos que corresponden a los suelos aluviales. Geológicamente se

puede caracterizar al área por la ausencia de afloramiento de roca en la

superficie y por la presencia de extensas llanuras de carácter aluvial y

deposicional, resultado del constante depósito de materiales acarreados por

la extensa red fluvial existente en todo el Estado.

Las capas superficiales están conformadas por una serie de depósitos de

materiales de tipo clástico distribuidos en forma irregular en depósitos de

arena de espesores variables, intercaladas con cuerpos delgados

lenticulares de arcilla y limo de hasta 10 m de espesor y depósitos mixtos de

gravas y arenas con arcillas.


68

El campo petrolero Sen se encuentra enclavado en la provincia fisiográfica

Llanura Costera del Golfo Sur ubicado dentro de la Subprovincia Llanuras y

Pantanos Tabasqueños, la cual está sustentada por una depresión

estructural que ha asentado y acumulado sedimentos desde principio del

Mesozoico.

• Características geomorfológicas más importantes (descripción en

términos generales). La zona donde se construirán las líneas de descarga, cabezal de

recolección y oleogasoducto, está ubicada en una gran llanura aluvial,

dentro de la Provincia Fisiográfica “Llanura Costera del Golfo Sur”,

Subprovincia “Llanura y Pantanos Tabasqueños”, la cual consiste en una

serie de extensas planicies distribuidas a lo largo de la región costera. La

unidad geomorfológica a la que corresponde el área del proyecto es una

vasta planicie.

Esta provincia presenta zonas de inundación y una notable ausencia de

elevaciones topográficas, producto de la interacción entre los procesos de

deposición de sedimentos y el régimen hidrológico, que ocurren a lo largo de

la región costera.

• Características del relieve.

El relieve está conformado por planicies bajas formadas en el Cuaternario.

Estas son planicies de acumulación deltaica que presentan procesos

erosivos de clasificación deltaica y fluvial, superficial y subterránea. La

superficie muestra una inclinación inferior a 0.5 grados en el sentido

Sur–Norte, con dirección al Golfo de México; las altitudes varían de 0 a

10 m.s.n.m., con algunas elevaciones dispersas de 10 a 20 m de altura.


69

• Presencia de fallas y fracturamientos.

El área destinada para la realización del proyecto se ubica dentro de la

provincia fisiográfica Llanura Costera del Golfo Sur, misma que se encuentra

asentada sobre depósitos de materiales acarreados desde el Mesozoico,

donde las presencia de fallas y fracturamientos geológicos no existen.

• Susceptibilidad de la zona a: sismicidad, deslizamientos, derrumbes,

inundaciones, otros movimientos de tierra o roca y posible actividad volcánica. Sismicidad. El área de estudio se ubica dentro de la región de sismicidad media de la

República Mexicana, misma que presenta baja vulnerabilidad ante sismos

de carácter catastrófico. El sitio del proyecto se localiza en una zona

persísmica, con sismos de poca frecuencia e intensidad. La recurrencia de

movimientos telúricos con magnitud entre 3 y 6 grados en la escala de

Richter es del orden de uno cada 3–4 años. Los sismos que han afectado a

la zona tienen su origen en los estados de Oaxaca y Chiapas, así como en

la República de Guatemala, cabe mencionar que dentro de la ingeniería se

contemplaron estos aspectos para el diseño de cada una de las líneas de

descarga, oleogasoducto y del cabezal.

Deslizamientos. Puesto que la topografía de la zona no presenta ni inclinaciones, ni laderas

o zonas montañosas o escarpadas, no se manifiestan derrumbamientos o

arrastres de suelo.


70

Susceptibilidad ante inundaciones: Antes de la construcción de la presa Netzahualcóyotl, en la parte alta de la

cuenca del Río Mezcalapa, las aguas del cauce inundaban vastas

extensiones de la planicie. En años posteriores se construyeron tres presas

en el medio y alto del río Grijalva, y en la planicie se amplió la construcción

de drenes y desagües, bordos y otras obras de protección contra los

excesos de agua y las inundaciones, de tal forma que puede afirmarse que

se ha venido reduciendo la duración e intensidad del anegamiento

estacional a que están sometidas las tierras bajas de esta región

tabasqueña.

Sin embargo, es conveniente aclarar que el sitio se localiza en una zona

inundable, en donde el nivel del tirante de agua fluctúa a lo largo del año,

descendiendo entre los meses de Marzo a Junio, e incrementándose en la

época de lluvias que se presenta entre los meses de Junio a Febrero. Cabe

mencionar que el tirante de agua en la zona donde se llevará a cabo la

construcción de las líneas de descarga, cabezal de recolección y

oleogasoducto, es de 2.59 m.

Derrumbes. Considerando los aspectos geológicos y geomorfológicos de la zona donde

se construirá el proyecto, los derrumbamientos o hundimientos se

consideran nulos, ya que esta cuenca ha sido sometida en forma natural a

diferentes procesos de formación interna de la corteza terrestre

(orogénesis), donde en su superficie no se observan escarpes topográficos.


71

Posible actividad volcánica. El área no presenta aparatos volcánicos y sólo se vería afectada por el

depósito de cenizas emitidas por volcanes activos cercanos como el

Chichonal y el Tacaná en el Estado de Chiapas. La última erupción del

volcán Chichonal provocó la caída de 1 a 5 mm de cenizas sobre el

municipio de Nacajuca.

Suelo.

• Tipos de suelos en el área de estudio, de acuerdo con la clasificación

de FAO/UNESCO e INEGI. Predominan los suelos de tipo Gleysol Vertico (Gv) asociados a suelos

secundarios Gleysol Eútrico (Ge). Los suelos tienen una textura fina, son

suelos muy arcillosos, presentan un drenaje interno moderado, debido a la

capacidad de saturación del suelo.

• Características fisicoquímicas: estructura, textura, porosidad,

capacidad de retención del agua, salinización, capacidad de saturación. Los suelos Gleysol presentes en la zona del proyecto se caracterizan por

ser preponderantemente de tipo Éutrico, los cuales presentan en una

sección un horizonte superior, con espesor menor de 10 cm, de color pardo

obscuro, húmedo, con cubierta vegetal moderada, de textura arcillosa con

arenas gruesas y grava distribuida irregularmente, con una adhesividad y

plasticidad moderada, lo que provoca en partes un drenado moderado.

Los Gleysoles Eútricos (GLe), son los Gleysoles que tienen una taza de

saturación de bases igual o superior al 50% al menos entre los 20 y 50 cm

de profundidad; más horizontes de diagnóstico que un horizonte “A” Ócrico o

un horizonte “B” Cámbrico; no tienen características Ándicas dentro de los

200 cm de profundidad. Ocupan en forma individual 33,109.6 ha (1.34% de


72

la superficie del Estado). Los Gleysoles Eútricos son muy parecidos a los

Gleysoles Mólicos con excepción de que estos no presentan un horizonte

“A” tan enriquecido en materia orgánica por lo tanto su consistencia no es

tan friable como en el caso del horizonte “A” Mólico, esto se debe

principalmente a la vegetación que se encuentra sobre los Gleysoles

Mólicos.

Hidrología Superficial y Subterránea.

Hidrología Superficial.

• Embalses y cuerpos de agua cercanos (lagos, presas, lagunas, ríos,

arroyos, etc.). En la zona donde se localiza el área destinada para la construcción de

las líneas de descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto, se

ubica dentro de la cuenca “D” perteneciente a la región hidrológica RH 30

“Grijalva – Usumacinta”, en el que se incluyen los ríos Santa Ana hacia el

Oeste y el Palizada hacia el Este, en la amplia zona en la que el sistema

desemboca en el Golfo de México; específicamente se ubica en la

subcuenca “w”, la cual posee un área de 1 097 km 2.

Por otra parte, dentro de un radio de 5 Km. del área del proyecto se tiene la

existencias de ríos como el río González, así como lagunas de importancia

como las lagunas El Provecho y Julivá.

Cabe señalar que los datos de la cantidad de escorrentía para el río y las

superficies de inundación de las lagunas no existen.

Las actividades de construcción del proyecto “Construcción de la

infraestructura para el transporte de hidrocarburos del Campo Sen”, no

afectarán la dinámica natural de los recursos acuáticos.


73

Por otra parte, en la siguiente tabla se presentan los recursos acuáticos, así

como la dirección y ubicación de cada uno de ellos.

Tabla 4.3.- Recursos acuáticos.

Obra Recurso y Nombre Distancia Dirección Canal de acceso Sen 0.8 Km. Suroeste Dren Victoria 0.5 Km. Este Laguna El Encanto 1.3 Km. Norte Río González 2.0 Km. Este Laguna Pucte 2.5 Km. Sureste Laguna Juliva 5.0 Km. Noroeste

Línea de descarga de 8’’ Ø Sen 78

Laguna La Chifladora 5.0 Km. Noroeste Laguna El Encanto 0.6 Km. Este Dren Victoria 0.9 Km. Este Laguna La Chifladora 2.5 Km. Noroeste Laguna Juliva 3.0 Km. Oeste Río González 3.0 Km. Este

Líneas de descarga Sen 98, 99 y 138, Cabezal de

Recolección Sen 95 y oleogasoducto de 12’’ Ø

Laguna Pucte 2.5 Km. Sureste Nota: La distancia está dada en función del punto más cercano del trazo de la línea con el cuerpo de agua. Además de los recursos mencionados en la tabla anterior, se tiene la

existencia de otros cuerpos de agua, los cuales no tienen nombres y que se

encuentran indicados en la carta topográfica Vicente Guerrero (E15B71),

escala 1:50 000 y que se muestra en el Anexo “C”.

Hidrología Subterránea. La explotación de fuentes subterráneas de agua en la planicie, puede

calificarse en la actualidad de incipiente, cuyo desarrollo se ha llevado a

efecto en años recientes y se orienta principalmente al suministro de agua

para usos domésticos. Los acuíferos subterráneos de la planicie tabasqueña, se ven favorecidos

por importantes recargas anuales, debido tanto a las altas precipitaciones

de la región, como a los escurrimientos de los caudalosos ríos que se ponen

en contacto con ellos.


74

En la región donde se localiza la zona destinada para la construcción de las

líneas de descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto, el manto

freático se encuentra a una profundidad de 1 m. La zona se encuentra

comprendida en una región con permeabilidad media de materiales no

consolidados; la dirección del drenaje subterráneo en la zona no se

encuentra representado en la carta de hidrología subterránea, sin embargo,

en la región se orienta hacia el Norte, o en su caso hacia los cuerpos de

agua como la laguna Santa Anita o hacia la laguna Julivá.

Por otra parte, esta zona está formada por material de orígenes lacustres y

pálustres en los que predominan las arcillas así como por depósitos de

litoral constituido por granos de arena finos; las unidades lacustres y

palustres se caracterizan por tener permeabilidad baja, debido al alto

contenido de arcilla, lo cual restringe la posibilidad de almacenar agua y los

aprovechamientos existentes son muy escasos.

·Zona marina. El área de influencia al proyecto referido, se encuentra lejana de la línea de

costa del Golfo de México (aprox. 11 Km.), este elemento natural no es

preponderante para el desarrollo del presente proyecto, y por consiguiente

no se desarrolla.

· Zona costera (lagunas costeras y esteros). Las obras, que constituyen este proyecto, se encuentran lejanas de

ecosistemas costeros de agua salobre (lagunas costeras, estuarios, deltas,

marismas), por lo que éste apartado no aplica.


75

IV.2.2. Medio biótico.

Vegetación terrestre y/o acuática.

· Tipos de vegetación y distribución en el área de proyecto y zona circundante. Para la caracterización de la vegetación, se recorrió con detalle el trazo

correspondiente a cada una de las líneas, apoyándose el equipo de trabajo

de campo en cartas topográficas escala 1:50 000 y temáticas sobre uso del

suelo y vegetación Frontera E15-5, escala 1:250 000 del INEGI, con la

finalidad de constatar los usos del suelo presentes y caracterizar su

vegetación.

De acuerdo con Miranda y Hernández (“Los tipos de vegetación de México y

su clasificación”, Boletín de la Sociedad Botánica de México) la vegetación

natural que se desarrolló en el área del proyecto fue una selva alta

perennifolia; sin embargo, la constante perturbación de la selva favoreció el

establecimiento de vegetación secundaria.

Por otra parte, de acuerdo a la carta temática Frontera E15-5, de uso del

suelo y vegetación, en donde señala que el tipo de vegetación que se

distribuye en el área corresponde a vegetación acuática, esto es debido a

que es una zona de pantano que favorece el desarrollo de estos tipo de

vegetación. Sin embargo, se corroboró de acuerdo a la visita técnica

realizada al área del proyecto, que en la zona la vegetación existente

corresponde a acuáticas emergentes.

Dentro de los tipos de vegetación que se encuentran en la zona de estudio

sobresale la asociación de espadañal, misma que se distribuye por la región

en forma de manchones continuos que ocupan en ocasiones grandes

extensiones.


76

Popal: Es un elemento conocido como vegetación hidrófila que se

caracteriza por desarrollarse en terrenos inundados con una profundidad de

un metro. La conforman plantas de uno a tres metros de altura, con hojas

grandes y anchas de color verde claro que sobresalen del agua y viven

enraizadas en el fondo.

Una característica importante es que se adaptan a un pH ácido en un suelo

con un drenaje deficiente. En el área de estudio predominan el Popal (Thalia

geniculata) y Tanas (Heliconia latispatha). El estrato herbáceo está

compuesto casi exclusivamente por el Molinillo (Ciperus giganteus), además

de encontrarse individuos aislados de camalote (Paspalum fasciculatum).

Tular: Tipo de vegetación semejante al popal, crece en terrenos inundados,

la especie más representativa de este tipo de vegetación es el Tule o

Espadaño (Typha latifolia). Sin embargo se pueden encontrar, como

componentes de este tipo de vegetación, el jacinto (Eichornia cressipes), la

lechuga acuática (Pistia Stratiotes), chintul (Cyperus articulatus), pan

caliente (Eragrostis repans); también se pueden encontrar otras especies

como el camalote (Paspalum fasciculatum) y grama de agua (Paspalum sp).

Usos de la vegetación en la zona (especies de uso local y de importancia para etnias o grupos locales y especies de interés comercial).

Tabla 4.4.- Usos de la especies vegetales; en el área de influencia.

Nombre Científico Nombre común Uso Haematoxylon campechianum Tinto Leña y cercos vivos

Salix chilensis Sauce Medicinal


77

Vegetación Arbórea y Arbústivo Nombre Científico Nombre común Uso

Thalia geniculata Popal Artesanal y de forraje Cyperus giganteus Molinillo Artesanal Cyperus articulatus Chintul Forraje Typha latifolia Tule o Espadaño Artesanal

Presencia de especies vegetales bajo régimen de protección legal. Como resultado de los estudios realizados en el área de influencia al

proyecto, no se determinaron especies florísticas amenazadas o con algún

estado de vulnerabilidad de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-059-

SEMARNAT-2001.

Fauna terrestre y/o acuática.

· Composición de las comunidades de fauna presentes en el área de estudio. La fauna que se distribuye en el área del proyecto está constituida por

especies generalistas que lo mismo se han adaptado a vivir en ambientes

naturales, que en hábitats alterados. Sin embargo, dada las condiciones

ambientales las especies de fauna terrestres preponderantes son aquellas

ligadas a cuerpos de agua permanentes o temporales, en donde se

desarrollan diferentes especies pertenecientes a los diversos grupos.

· Especies existentes en el área de estudio. Actualmente, sólo se pueden observar especies adaptadas a las nuevas

condiciones medioambientales, las cuales pudieron ser vistas en parte en

campo, así como confirmadas por los habitantes de las localidades

cercanas al sitio de proyecto.


78

Tabla 4.5.- Listado de especies faunísticas presentes en los ambientes

existentes en la zona de influencia del proyecto.

Aves Nombre Común Nombre Científico

Cenzontle o Picanaranja Icterus gularis Chilera Pitangus sulphuratus Correa Aramos guarauna Garza blanca Casmerodius albus Guío Buteo magnirostris Joito Butorides virescens Martín pescador Chloroceryle americana Pea Psilorhinus morio Pespita o polla de agua Jacana centroamericana Pijije Dendrocygna autumnalis Pijul Crotophaga sulcirrostris Pistoque Pitangus sulfuratus Siete presas Ardea herodias Tortolita Columbina minuta Zambullidor Podylimbus podiceps Zanate Quiscalum mexicanum Zopilote Cathartes aura

Mamíferos Nombre común Nombre científico

Ardilla Sciurus aureogaster Armadillo Dasypus novemomctus Mapache Procyon lotor Ratón de campo Oryzomys sp Tlacuache Didelphis marsupialis Tuza Orthogeomys hispidus


79

Reptiles

Nombre común Nombre científico Boa Boa constrictor Chiquiguao Chelydra serpentina Falso coral Lampropeltis triangulum Garrobo Ctenosaura similis Hicotea Trachemys scripta Iguana negra Ctenosaura similis Iguana verde Iguana iguana Lagartija Coelonyx elegans Lagartija Scelophorus serrifer Nauyaca Bothrops asper Mojina Rhinoclemmys aerolata Pochitoque Kinosternon leucostonum Toloque Basiliscus vitatus Tortuga tres lomos Staurotypus triporcatus

Anfibios Nombre Común Nombre Científico

Rana Rana berlandieri Sapo común Bufo marinus

Presencia de especies faunísticas bajo régimen de protección legal. De acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001,

protección ambiental-especies nativas de México de flora y fauna silvestres-

categorías de riesgo y especificaciones para su inclusión, exclusión o

cambio-lista de especies en riesgo, publicada en el Diario Oficial de la

Federación el 22 de Marzo de 2000, se determinó en el área de influencia al

proyecto, la presencia de especies bajo algún estatus de vulnerabilidad, las

cuales se presentan en la siguiente tabla.


80

Tabla 4.6.- Listado de especies bajo régimen de protección legal.

Nombre Común Nombre Científico Régimen de protección Aves

Siete presas Ardea herodias Rara Guío Buteo magnirostris Protección especial Boa Boa constrictor Amenazada Chiquiguao Chelydra serpentina Protección especial Garrobo Ctenosaura pectinata Amenazada Iguana negra Ctenosaura similis Amenazada Iguana verde Iguana iguana Protección especial Pochitoque Kinosternon leucostonum Protección especial Falso coral Lampropeltis triangulum Amenazada Mojina Rhinoclemmys aerolata Amenazada Tortuga tres lomos Staurotypus salvini Protección especial Guao Straurotypus triporcatus Protección especial Tortuga hicotea Trachemys scripta Protección especial

Fuente: Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001 (antes NOM-ECOL-059-1994).

IV.2.3. Aspectos socioeconómicos. La información que se plasma en este punto, corresponde a información

bibliográfica y de campo correspondiente al año 2000 en adelante. Dentro

de los acervos consultados, se encuentran el cuaderno estadístico

municipal, anuario estadístico estatal, secretaría de salud, ayuntamiento de

Nacajuca, entre otros (ver bibliografía en Capítulo XI).

Cerca del área destinada para la construcción de las líneas de descarga,

oleogasoducto y cabezal de recolección, no se encuentran asentamientos

humanos, sin embargo, en este capítulo se realizará la descripción de la

localidad de Oxiacaque, el cual se encuentra a una distancia aproximada de

15 Km. del Campo Sen.


81

El número de habitantes en la localidad Oxiacaque es de 1377 (722

corresponde a hombres 655 mujeres), que corresponde al 2.02 % de la

población total municipal de Nacajuca y se clasifica como un centro de

población rural. El desarrollo a los que están sujetos los municipios del

Estado y el propio municipio de Nacajuca, propician el crecimiento de las

poblaciones rurales.

· Región económica a la que pertenece el sitio para la realización del proyecto. El Estado de Tabasco y los municipios que lo integran se ubican en el área

geográfica “C”, de acuerdo a la clasificación por área de la Comisión

Nacional de Salarios Mínimos. De esta forma, tiene como salario mínimo

$44.05 pesos diarios; vigentes a partir del 1 de Enero del año 2005 y

publicado en el Diario Oficial de la Federación el 22 de Diciembre de 2004.

· Distribución y ubicación en un plano escala 1:50 000 de núcleos de población cercanos al proyecto y de su área de influencia. En el Anexo “B”, se incluye la cartografía del INEGI, Vicente Guerrero

E15B71, escala 1:50 000, donde se aprecia la trayectoria propuesta para cada

una de las líneas y los núcleos de población cercanos a estas.

Equipamiento.

Planta de tratamiento. La localidad no cuenta con una planta para el tratamiento de las aguas

negras. Por lo mismo, éstas son eliminadas mediante letrinas y fosas

sépticas sanitarias, o bien, al patio trasero.


82

Tiradero a cielo abierto. La localidad no cuenta con un sistema de recolección y disposición de la

basura. Por lo mismo, éstas son manejadas por los propios pobladores, la

cual es dispuesta en fosas o al aire libre.

Abastecimiento de agua. Las viviendas correspondientes al poblado Oxiacaque, disponen en buena

parte con agua entubada, las que no cuentan con este servicio, disponen de

pozos someros para abastecerse de este vital líquido.

Abastecimiento de energía eléctrica. Para el poblado Oxiacaque, el servicio de energía eléctrica es

proporcionado por la Comisión Federal de Electricidad.

Aspectos sociales.

Demografía.

Número de habitantes por núcleo de población identificado. El poblado Oxiacaque se encuentra a una distancia aproximada de 20 Km

de la cabecera municipal, Nacajuca, la cual es el centro de población urbano

más importante del municipio.

Nacajuca ha registrado una tasa de crecimiento de 3.9% anual entre 1995 y

2000, estando por encima de la tasa de crecimiento del estado, la cual fue

de 1.8 para el mismo período.

Para la localidad de Oxiacaque, no se cuenta con información específica

sobre el comportamiento del crecimiento de la población. Debido a lo

anterior, se presenta la tasa de crecimiento media anual intercensal

municipal, que de una u otra forma engloba cada una de las comunidades

que integran el municipio de Nacajuca, Tabasco.


83

Tabla 4.7.- Población total por sexo, Nacajuca, Tabasco; 1950-2000.

Localidad Año Población total Hombres Porcentaje Mujeres Porcentaje

1950 14 298 7 302 51.1 6 996 48.9 1960 18 464 9 309 50.4 9 155 49.6 1970 21 906 11 386 52.2 10 420 47.8 1980 29 821 15 232 51.1 14 589 48.9 1990 50 791 25 648 50.5 25 143 49.5

Nacajuca

2000 80 118 39 828 49.71 40 290 50.29 Fuente: INEGI 2000. Conteo de Población y Vivienda.

De acuerdo a los resultados preliminares del XII Censo General de

Población y Vivienda 2000 del Instituto Nacional de Estadística Geografía e

Informática, el municipio cuenta con 80,118 habitantes, 39,828 hombres

(49.71%), y 40,290 mujeres (50.29%) lo que representa el 4.24% de la

población total del estado.

• Tasa de crecimiento de población considerando por lo menos

30 años antes de la fecha en que se realiza la manifestación de impacto ambiental.

Fuente: INEGI, 2000.


84

· Procesos migratorios. La población de Oxiacaque, al igual que el resto de las comunidades rurales

del municipio, mantiene un constante intercambio de población con la

cabecera municipal, dado que esta es el centro de actividades

administrativas, comerciales, de salud y educativas más importante del

municipio. Sin embargo, el fenómeno de migración en la localidad es

relativamente bajo, ya que ha mantenido la tendencia de crecimiento.

Por otra parte, el desarrollo de actividades petroleras por parte de Pemex,

permiten atraer población flotante, sobre todo para actividades que

requieren mano de obra calificada.

La población local del área del proyecto satisface las necesidades de mano

de obra no calificada, la cual tiene preferencia sobre los habitantes de

comunidades vecinas, bajo convenio con los sindicatos de las compañías

contratistas o de la misma paraestatal, por lo que no se manifiestan

fenómenos migratorios de gran magnitud por este efecto.

Vivienda.

· Oferta y demanda (existencia y déficit) en el área y cobertura de servicios básicos (agua entubada, drenaje y energía eléctrica) por núcleo de población. Los tipos de vivienda distribuidas en la localidad de Oxiacaque, están

construidas con diversos tipos de material, predominando en la zona núcleo

aquellas construidas con tabiques y techos de láminas de Zinc; sin embargo

también existen casas habitación elaborada con paredes de madera y

techos de láminas de Zinc y/o cartón.


85

Cobertura de servicios básicos. Los servicios destinados para una comunidad, representan en gran medida

el bienestar de dicha comunidad. Dentro de los servicios básicos con que

cuenta la población de Oxiacaque están los de agua entubada, drenaje,

energía eléctrica; así mismo, cuentan con servicios de telefonía rural y de

transporte que realizan recorridos hacia las comunidades cercanas y las

cabeceras municipales de Nacajuca, Jalpa de Méndez, Comalcalco y

Centro.

Urbanización.

· Vías y medios de comunicación existentes, disponibilidad de servicios básicos y equipamiento. Uno de los medios de comunicación con que cuenta la zona donde se ubica

el proyecto es el transporte terrestre, realizado a través de carreteras

pavimentadas que comunican a los municipios cercanos como el Centro,

Jalpa de Méndez y Cunduacán, además, se cuenta con el sistema de

telefonía rural.

· Medios de comunicación. Telégrafo. El poblado Oxiacaque, no dispone de oficinas telegráficas, por lo que la

población se ve en la necesidad de trasladarse a la cabecera municipal de

Nacajuca, Tabasco, la cual cuenta con este servicio.

Teléfono. En el poblado Oxiacaque, el servicio telefónico se encuentra cubierto por

viviendas y comercios que tienen instalados teléfonos rurales que

proporcionan el servicio a los habitantes y zonas aledañas.


86

Correos. El poblado Oxiacaque, no dispone de oficinas de correo, por lo que la

población se ve en la necesidad de trasladarse a la cabecera municipal de

Nacajuca, Tabasco, la cual cuenta con este servicio.

Salud y seguridad social.

• Sistema y cobertura de la seguridad social.

La salud de una población, al igual que su educación, es parte integral del

bienestar y el desarrollo social de la misma, y desde el punto de vista

demográfico, tiene importancia por su relación directa con las tasas de

mortalidad y fecundidad. El servicio de salud en la localidad de Oxiacaque

es proporcionada por el gobierno estatal, a través de la secretaría de salud

mismo que se realiza en la Casa de Salud o a través de brigadas que la

misma secretaría tiene programado para cada una de las comunidades que

integran el municipio de Nacajuca. Por otra parte, las personas afiliadas al

IMSS, ISSSTE e ISSET, tienen que trasladarse a la cabecera municipal de

Nacajuca según les corresponda.

Educación.

Servicios educativos en los distintos grados de escolaridad. El estudio de la educación es importante, no sólo como indicador del nivel

de vida, si no porque suele encontrarse íntimamente ligado con los aspectos

económicos y sociales, por lo mismo, resume el grado de desarrollo en que

se encuentra la población. En este aspecto, se estima que la población

residente de la localidad de Oxiacaque presenta un bajo nivel educativo, ya

que su progreso en materia de educación ha sido lenta, sobre todo en el

nivel medio básico y medio superior.


87

Cabe mencionar que la localidad cuenta con instalaciones educativas del

nivel preescolar, primaria y secundaria. En la siguiente tabla se muestra la

población alfabeta y analfabeta del municipio de Nacajuca, debido a que no

existen datos de las localidades antes mencionadas.

Tabla 4.8.- Población de 15 y más por condición de anafabeltismo y sexo.

Municipio Alfabeta Analfabeta No especificado

Hombres Mujeres Hombres Mujeres Hombres Mujeres Nacajuca 18 176 16 777 2 513 4 044 18 21

Fuente: INEGI 2000. Anuario Estadístico del Estado de Tabasco.

Aspectos culturales y estéticos. · Presencia de grupos étnicos y religiosos. Con respecto al municipio de Nacajuca, Tabasco, El municipio cuenta con

una población indígena de 2,671 habitantes, de los cuales 2,632 son

chontales de Tabasco, 34 choles, y el resto lo componen otros grupos

étnicos sin clasificación alguna.

· Valor del paisaje en el sitio de proyecto. Con relación al paisaje que prevalece en la zona, este presenta un relieve

ligeramente plano con ausencia de elevaciones, la vegetación dominante es

la asociación de espadaño y popal por lo que se logra una superficie

homogénea. En segundo plano se puede apreciar las asociaciones de

vegetación herbácea y arbórea, por lo que el escenario visual presenta

cierta modificación notándose elevaciones irregulares entre los 3 y 6 m de

altura. Cabe mencionar que la geomorfología de la región permanece

estable, ya que el relieve casi plano es característico de la Subprovincia

Llanuras y Pantanos Tabasqueños.


88

Los componentes del paisaje que pueden ser modificados por la realización

del proyecto son: la vegetación, el microrelieve, el escenario ambiental

(paisaje) y los recursos acuáticos.

Aspectos económicos.

· Principales actividades productivas. En el área donde se desarrollará el proyecto, no se realizan actividades

productivas, esto es debido a las características propias del área. Sin

embargo, en la región se observa que las actividades corresponden a la

agricultura temporal (maíz, yuca) y la ganadería (bovino) principalmente, las

cuales se realizan en áreas exentas de inundación.

Ganadería. En el área donde se llevará a cabo la construcción de las obras, no se

practica la ganadería. Por otra parte, la explotación ganadera que se

practica en la región de estudio es de tipo extensiva misma que se lleva a

cabo en zonas exentas de inundación y por lo general cerca de donde se

localizan los asentamientos humanos.

Agricultura (de temporal). En la región el cultivo que más representatividad tiene es de temporal

(maíz, yuca), sin embargo existen otros cultivos que por lo general están

direccionados al autoconsumo y una parte es para su comercialización,

aunque en menor escala, entre los cuales están los siguientes: plátano,

calabaza, fríjol. Cabe señalar que en el área donde se realizará la

construcción de las líneas y del cabezal no se practica la agricultura.


89

Pesca. Esta actividad es de baja escala principalmente para el autoconsumo y se

realiza con medios rudimentarios, tales como la tarraya, paños, cayucos y

jaulas en los espacios acuícolas de los camellones chontales; existiendo 30

cooperativas y 18 uniones ejidales de producción pesquera inscritas en el

registro nacional de pesca. La infraestructura con que cuenta el municipio

es: granjas de tortugas, atracaderos flotantes y módulo de ventas.

Industria. Respecto a las comunidades y zonas aledañas, la actividad industrial más

importante es la industria extractiva, la cual esta representada por PEMEX,

que ocupa una posición media dentro de la estructura productiva de las

comunidades. En este municipio se localizan un gran número de campos

petroleros, destacando por su producción los campos como Oxiacaque, Sen

Mecatepec, etc.

Comercio. En lo que respecta al sector terciario, la población de la localidad Oxiacaque

que se dedica a la prestación de servicios y al comercio comprende el

menor porcentaje, ya que este sector requiere que los trabajadores cuenten

con alguna instrucción o preparación técnica o profesional para el

desempeño de sus funciones. Sin embargo, a nivel municipal el sector

terciario ocupa el mayor porcentaje con respecto al sector secundario y

primario. Servicios. El municipio de Nacajuca, cuenta con servicios de bancos, preparación de

alimentos, transporte, farmacias, refaccionarías, almacenes de ropa,

mueblerías, papelerías, supermercados, entre otros servicios.


90

· Población ocupada por actividad productiva. La Población Económicamente Activa del municipio de Nacajuca, se emplea

en el sector terciario, de servicios. En la localidad de Oxiacaque la población

se dedica básicamente al sector primario, siendo la agricultura la principal

actividad productiva.

La siguiente figura muestra la distribución de mano de obra en el municipio

de Nacajuca, de acuerdo con el sector productivo al que se dedican.

Fuente: INEGI, 2000.

· Población Económicamente Activa. No se reportan datos sobre la Población Económicamente Activa de la

comunidad de Oxiacaque. La Población Económicamente Activa para el

Municipio de Nacajuca es de 26 991, y la inactiva de 29 729.

IV.2.4. Descripción de la estructura y función del sistema ambiental regional.

Habiendo descrito detalladamente los aspectos físicos, biológicos y

socioeconómicos que conforman el sistema ambiental regional donde se

pretende desarrollar el proyecto, se concluye en términos cualitativos lo

siguiente:


91

El proyecto queda incluido dentro de la superficie que comprende al

municipio de Nacajuca, Tabasco, Colinda al Norte con los municipios de

Jalpa de Méndez, Centla y Centro; al Este con el municipio de Centro; al Sur

con los municipios de Centro y Cunduacán; y al Oeste con los municipios de

Cunduacán y Jalpa de Méndez. De acuerdo a la clasificación climática de

Koppen y modificado por Enriqueta García, el tipo de clima para la zona

donde se localiza el proyecto es de tipo Am (f) (i') gw", el cual lo define como

un clima cálido húmedo con abundantes lluvias en verano.

La zona donde se desarrollará el proyecto pertenece a la provincia

fisiográfica “Llanura Costera del Golfo Sur”, la cual consiste en una serie de

extensas planicies distribuidas a lo largo de la región costera.

Esta provincia se caracteriza por contar con zonas de inundación,

observándose una notable ausencia de elevaciones topográficas, esto es

resultado de la interacción entre la serie de procesos deposicionales y el

régimen hidrológico, que ocurren a lo largo de la región costera.

Predominan los suelos de tipo Gleysol Vertico (Gv) asociados a suelos

secundarios Gleysol Eútrico (Ge). Los suelos tienen una textura fina, son

suelos muy arcillosos, presentan un drenaje interno moderado, debido a la

capacidad de saturación del suelo.

En la zona donde se localizan las áreas destinadas para la construcción de

las líneas de descarga, oleogasoducto y cabezal de recolección, se

ubica dentro de la cuenca “D” perteneciente a la región hidrológica RH 30

“Grijalva – Usumacinta”, en el que se incluyen los ríos Santa Ana hacia el

Oeste y el Palizada hacia el Este, en la amplia zona en la que el sistema

desemboca en el Golfo de México; específicamente se ubica en la

subcuenca “w”, la cual posee un área de 1097 km2.


92

De acuerdo a la carta temática de Frontera E15-5, de uso del suelo y

vegetación, en donde señala que el tipo de vegetación que se distribuye en

el área es acuática, principalmente debido a que es una zona de pantano o

zona sujeta a inundación que favorece el desarrollo de estas asociaciones.

Sin embargo, durante la visita técnica realizada al área del proyecto, se

identificó que en la zona la vegetación dominante corresponde a acuáticas

emergentes (Ver Anexo fotográfico). Dentro de los tipos de vegetación que se encuentran en la zona de estudio

sobresale la asociación de tular-popal, que se distribuye por la región

formando grandes extensiones. La fauna que se distribuye en el área del proyecto está constituida por

especies generalistas que lo mismo se han adaptado a vivir en ambientes

naturales, que en hábitat alterados. Sin embargo, dada las condiciones

ambientales las especies de fauna terrestres preponderantes son aquellas

ligadas a cuerpos de agua permanentes o temporales, en donde se

desarrollan diferentes especies pertenecientes a los diversos grupos. La zona de estudio se localiza en el campo Sen, perteneciente al ejido de

Tecoluta del municipio Nacajuca, en dicha zona no existe un centro

poblacional, sólo las comunidades antes mencionadas. La distribución de la

población en el Estado de Tabasco, está originado por la accesibilidad a los

servicios básicos que provee tanto el Gobierno Federal como el Estatal.

IV.2.5.Análisis de los componentes, recursos o áreas relevantes y/o críticas. Las actividades llevadas a cabo por el proyecto, y en general cualquier

actividad humana, actúan sobre el medio ambiente modificando el equilibrio

de los ecosistemas. Las actividades ejercidas por el hombre, sea cual sea

su naturaleza, ejercen un conjunto de alteraciones medioambientales que

denominamos Impacto Ambiental.


93

Hay que dejar claro que el término impacto no implica negatividad, ya que

estos pueden ser tanto positivos como negativos. En este sentido, cabe

señalar que las posibles acciones impactantes fundamentalmente serán en

las etapas de preparación del terreno y construcción, tales como la

alteración de la cubierta vegetal y terrestre (suelo) producto del desmonte y

excavaciones en el área de alojamiento del tubo.

IV.3. Diagnóstico ambiental regional.

En términos de diagnostico ambiental, las actividades a realizar durante

el proyecto no modificarán las características físicas descritas en el

Capítulo IV del presente estudio, estas características físicas son

principalmente la climatología y la geología. En el caso de los factores

impactados por el proyecto como son el suelo, la flora y la fauna, el impacto

hacia ellos es adverso, pero teniendo en cuenta que el área afectada será

de una manera muy localizada (derechos de vía) y que por su temporalidad,

una vez terminado la construcción de las líneas, se prevé una recuperación

del sitio, ya que el proyecto en cuestión, no representará impactos negativos

significativos.

Desde el punto de vista ecológico-ambiental, todo el país presenta serios

problemas en cuanto a sus recursos naturales, que van desde el suelo,

flora, fauna, agua, aire, hasta la salud de las poblaciones humanas, los

componentes del sistema incluyen desde elementos primarios hasta las

sociedades humanas. Este aspecto, no es exclusivo de alguna región

geográfica sino que se presenta a lo largo del territorio nacional y por lo

tanto, el área de estudio no es la excepción.


94

Los principales problemas ambientales que se manifiestan en el área donde

se llevará a cabo la construcción de las obras, está dado por el

establecimiento paulatino de un sistema de red de caminos de acceso y

plataformas para el establecimiento de unidades de producción del sector

petrolero. Debido a lo anterior, los componentes ambientales presentan

diversos grados de afectaciones como son: reducción de la vegetación,

desplazamiento de la fauna, modificación leve del relieve, detrimento

paulatino (no significativo) de la calidad del aire debido a las diferentes

fuente de emisiones, entre otras, por lo tanto, él diagnóstico se hará de

acuerdo a los siguientes factores: flora, fauna, agua, suelo, atmósfera y

social, considerando en forma cualitativa las condiciones que cada uno de

ellos presenta.

Flora. La vegetación del sitio donde se llevará a cabo el proyecto, está conformada

principalmente por vegetación acuática, donde la predominancia

corresponde al tipo de vegetación emergente, donde las especies

dominantes son Thalia geniculata y Typha latifolia que por lo general se

presentan formando grandes extensiones.

Asimismo, se observa especies de tinto (Hematoxylon campechianum) y

sauce (salix chilensis), estos últimos en las márgenes de los caminos de

accesos y las peras de los pozos, estas especies son aprovechadas para la

construcción de cercos vivos, lo anterior, permite visualizar una disminución

de estos recursos, sin que las actividades propias del proyecto influyan

sobre esto.


95

Fauna. La fauna del sitio esta relacionada con el tipo de vegetación existente y las

condiciones que prevalecen normalmente, por lo tanto, las especies que se

distribuyen en la zona corresponden a aquellas que tienen afinidad por

ambientes acuáticos como la garza blanca (Casmerodius albus), pespita

(Jacana centroamericana), pijije (Dendrocygna autumnalis), otros de los

grupos que se encuentran bien representados en estos ambientes son los

reptiles, principalmente las tortugas de agua dulce.

Agua. Con relación al factor agua, dentro de la zona donde se desarrollará el

proyecto no existen recursos acuáticos. Por otra parte, no existen registros

de la calidad del agua subterránea, la cual tiene uso doméstico en el Ejido

Tecoluta.

Suelo. En la zona donde se llevará acabo el proyecto, este recurso presenta pocas

alteraciones ya que normalmente presenta una cubierta vegetal que hace

que sus propiedades se mantengan estáticas. Sin embargo, los cambios se

suscitan en algunas áreas originadas principalmente por el relleno de áreas

inundables.

Atmósfera. Actualmente, para la zona donde se realizará la construcción de las líneas

de descarga de los pozos sen 78, 98, 99 y 138 y del cabezal y

oleogasoducto Sen 95, no existen datos de la calidad del aire, por lo tanto,

debido a que no se presentan actividades industriales que puedan modificar

los parámetros que normalmente existen en el ambiente, la atmósfera

presenta características naturales.


96

Social: Relativo a lo social, la localidad que se encuentra más cercana es el ejido

Tecoluta, la cual es una zona rural, donde las condiciones de vida están

orientadas hacia el poder adquisitivo que le permite el salario mínimo

vigente para la zona económica “C”. Cabe hacer mención que el proyecto no

influirá en el comportamiento dinámico de las poblaciones humanas, ya que

el servicio de mano de obra será por tiempo determinado, al final del cual no

se requerirá mas de sus servicios.

IV.4 Identificación y análisis de los procesos de cambio en el sistema ambiental regional. Las actividades llevadas a cabo por el proyecto, y en general cualquier

actividad humana, actúan sobre el medio ambiente modificando el equilibrio

de los ecosistemas. Las actividades ejercidas por el hombre, sea cual sea

su naturaleza, ejercen un conjunto de alteraciones medioambientales que

denominamos Impacto Ambiental. Hay que dejar claro que el término impacto no implica negatividad, ya que

estos pueden ser tanto positivos como negativos. En este sentido, cabe

señalar que las posibles acciones impactantes fundamentalmente serán en

las etapas de preparación del terreno y construcción, tales como la

alteración de la cubierta vegetal y terrestre (suelo) producto del desmonte y

excavaciones en el área de alojamiento del tubo.

La valoración de los impactos en el ambiente que se puedan producir en la

realización del proyecto, dependerá de la adecuada identificación de los

cambios potenciales en el entorno, dicha identificación establece las

posibles consecuencias de las actividades inherentes del proyecto sobre los

factores físicos, bióticos y socioeconómicos de la región. Por lo tanto se

determinarán los rangos distintivos del ambiente que puedan ser afectados,

así como la valoración del grado de magnitud del Impacto Ambiental.


97

Tales medidas de mitigación serán la base para la elaboración de las

interacciones entre proyecto-ambiente, con el fin de determinar los efectos

sobre el medio, identificando, evaluando e interpretando los posibles

impactos en los entornos.

IV.5. Construcción de escenarios futuros.

La construcción de las líneas no implicará un impacto ambiental específico,

ya que una vez terminado la etapa de construcción de las obras, el área

volverá a recuperar de manera natural su condición a la de antes de

haberse realizado el proyecto.


98

V. IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES, ACUMULATIVOS Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL.

V.1 Identificación de las afectaciones a la estructura y funciones del

sistema ambiental regional. V.1.1. Construcción del escenario modificado por el proyecto.

Es indudable que el proyecto de construcción y operación de las líneas de

descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto, causarán impactos

ambientales, pero teniendo en cuenta que los impactos ambientales

identificados principalmente en la etapa de preparación del sitio y

construcción, serán en su mayoría poco significativos y temporales. De

hecho en la etapa de construcción es donde se presentan la mayor parte de

los impactos negativos del proyecto. Sin embargo, se reconoce que es en

estas etapas cuando los impactos tienen la posibilidad de ser prevenidos o

mitigados, desarrollando medidas constructivas que tomen en cuenta las

características de los aspectos físicos y bióticos del sitio.

Como ya se mencionó en el Capítulo IV, actualmente el sitio donde se

desarrollarán las obras de construcción de líneas de descarga,

oleogasoducto y cabezal de recolección, no presentan un uso por

actividades primarias debido a que son zonas inundables, solo

observándose instalaciones petroleras como pozos, líneas de descarga,

oleogasoductos, cabezales de recolección, etc. De esta manera, la inclusión

del proyecto no proyecta la modificación de los patrones de uso de suelo

actuales, ya que prácticamente las líneas de descarga y oleogasoducto irán

enterradas, solo observándose instalaciones aéreas en los puntos de

destino y llegada de las líneas (cabezal de recolección).


99

Un hecho relevante es que una vez entrada la operación de cada una de las

líneas, estas no generaran impactos ambientales, debido a su función, que

será el de transportar los hidrocarburos de los pozos productores hasta su

incorporación a los cabezales de recolección descritos, ya que no se

pretende la utilización de materia primas, maquinaria, personal, ni mucho

menos la generación de residuos sólidos o líquidos.

V.1.2. Identificación y descripción de las fuentes de cambio, perturbaciones

y efectos. El proyecto se realizará en etapas generales, tales como:

1.- Preparación del sitio.

2.- Construcción.

3.- Operación y mantenimiento.

Las actividades requeridas en cada una de las etapas provocarán diversos

tipos de impacto que se describen más adelante, sin embargo, para las

primeras 2 etapas, las operaciones tienen que ver con limpieza del terreno,

excavaciones, movimiento de personal, equipos y materiales necesarios

para la construcción de las estructuras. La limpieza del terreno se hará

sobre el derecho de vía contemplado para cada una de las líneas, donde

será necesario el retiro de la cubierta vegetal. A continuación, vendrán las

excavaciones de las zanjas, para el tendido de la tubería y todo lo necesario

para su correcta instalación, como doblado, soldado, alineado y sistemas de

seguridad (recubrimiento anticorrosivo, protección catódica, prueba

hidrostática). Posteriormente, una vez que se tenga la certeza de que las

líneas, cumplen con los requisitos mínimos de seguridad para su operación,

se llevará a cabo el tapado de las mismas y sus amarres en ambos

extremos.


100

Durante la preparación del sitio, el principal impacto se deriva de la

eliminación de la cubierta vegetal, que en este caso en particular, esta

constituida por vegetación acuática emergente (espadañal). Derivado de

este impacto, aparecen otros, como la turbidez del agua superficial, debido

a la remoción del suelo y flujo constante de personal y equipo. Aunado a

esto, también se ve afectada la fauna local del sitio, que en su mayoría son

especies subacuáticas adaptadas a las condiciones del sitio (llanura

inundable).

Una vez preparado el sitio, se procede a la excavación de las zanjas donde

uno de los principales impactos será el visual, el cual no puede ser mitigado,

esto, debido a la presencia de personal, equipo y maquinaria que trabajará

en la construcción de las obras. Los impactos en esta etapa serán en su

mayoría poco significativos y temporales.

Las tareas de mantenimiento durante la etapa de operación, serán

primordiales para salvaguardar el medio ambiente, evitando con ello, que se

presente algún evento de derrame o incendio que pongan en peligro a los

elementos naturales (fauna, vegetación, población) que conforman el

entorno ambiental.

En resumen, los impactos ambientales a generarse por el desarrollo de las

obras que conforman este proyecto, serán impactos poco significativos,

temporales y reversibles, los cuales en su mayoría podrán ser prevenidos o

mitigados.


101

V.2. Técnicas para evaluar los impactos ambientales. Para la identificación de los impactos ambientales que se generarían por la

realización del proyecto, es necesario conocer cada una de las actividades

que se realizarán en cada una de las etapas del proyecto, el estado actual

de las condiciones físicas, biológicas y socioeconómicas del sitio de interés,

las restricciones ambientales de la zona y la vinculación con los planes de

desarrollo estatal y municipal con respecto al uso del suelo del sitio de la

obra, para tener los elementos necesarios con el fin de seleccionar las

técnicas de identificación de Impacto Ambiental más adecuadas para este

proyecto.

Para la identificación de dichos impactos fue necesario emplear un sistema

de matrices integrado por dos niveles de evaluación:

1).- Lista de chequeo y

2) Matriz modificada de “Leopold”.

1).- Lista de chequeo. Este es un método de identificación simple, por lo que fue usado para la

evaluación preliminar. Sirve primordialmente para identificar los impactos

más importantes que pueden tener lugar como consecuencia de la

realización del proyecto.

Esta lista consiste básicamente en una tabla de efectos y acciones

específicas que generarán impactos durante la preparación, construcción,

operación y abandono del proyecto sobre los componentes físicos,

biológicos y socioeconómicos del ambiente. Las etapas del proyecto que se

evaluarán son las siguientes:


102

Tabla 5.1.- Identificación de impactos ambientales.

Etapa de Preparación del Sitio Acciones impactantes Factor impactado Impacto identificado

Aire

Afectación directa a la calidad del aire debido a las partículas suspendidas, gases y ruidos, ocasionados por la operación de la maquinaria.

Paisaje Afectación directa al paisaje natural del terreno debido al retiro temporal de la cubierta vegetal.

Hidrología

Afectación directa a la calidad del agua, debido a la turbidez producto del retiro de la vegetación y flujo de personal y equipo.

Flora Afectación directa a la flora por el retiro temporal de la cubierta vegetal.

Retiro de la cubierta vegetal en el derecho de vía

Fauna

Perdida temporal del hábitat de la fauna producto del retiro de la cubierta vegetal, así como por operación de equipo y personal.

Contratación de mano de obra Socioeconómico

Impacto benéfico a la población por la generación de mano de obra calificada y no calificada, así como por el requerimiento de insumos para el personal.

Etapa de Construcción

Aire

Afectación directa a la calidad del aire debido a las partículas suspendidas, gases y ruidos, ocasionadas por la operación de la maquinaria.

Paisaje

Afectación directa al paisaje natural del terreno debido a las obras de excavación de zanjas y por la presencia de personal, maquinaria y equipo.

Suelo Afectación directa al suelo, producto de las excavaciones para la introducción de la tubería.

Excavación de zanjas

Hidrología Afectación directa a la calidad del agua, por el incremento de sólidos suspendidos.

Manejo, tendido, doblado, alineado y soldado de tubería de acero al carbón y accesorios.

Aire

Afectación directa a la calidad del aire debido a las partículas suspendidas, ruido y gases ocasionados por la operación de la maquinaria y equipo.


103

Acciones impactantes Factor impactado Impacto identificado

Etapa de Construcción

Paisaje Afectación directa al paisaje natural del terreno debido al constante flujo de personal, maquinaria y equipo.

Manejo, tendido, doblado, alineado y soldado de tubería de acero al carbón y accesorios. Hidrología Afectación directa a la calidad del agua,

producto del tendido de la tubería.

Protección anticorrosiva y mecánica de la tubería Aire

Afectación directa a la calidad del aire debido a las partículas suspendidas ocasionadas por las obras de protección mecánica (limpieza con chorro de arena) y anticorrosivo (aplicación de pintura primaria) a cada una de las líneas de descarga, oleogasoducto y cabezal de recolección.

Paisaje

Impacto compatible debido a que la tubería regular de las líneas de descarga de 8’’ Ø, así como del oleogasoducto de 12’’ Ø irán enterradas a 1.50 m. de profundidad, quedando a la vista únicamente los postes de señalamiento y algunos tramos superficiales y accesorios.

Tapado de zanjas y colocación de postes de señalamiento.

Hidrología

Afectación directa a la calidad del agua superficial, ocasionado por la colocación del material extraído en su lugar de origen mediante el uso de la excavadora, la cual será colocada sobre el Flexi-Float (flotador flexible).

Prueba hidrostática en líneas de descarga, oleogasoducto y cabezal de recolección.

Agua

Impacto compatible debido a que el agua será tomada desde las instalaciones de la Batería de Separación Sen y una vez utilizada en la prueba hidrostática será retornado nuevamente a la instalación donde se tomo, para utilizarse en los sistemas contraincendio.

Contratación de mano de obra Socioeconómico

Impacto benéfico a la población por la generación de mano de obra calificada y no calificada, así como por el requerimiento de insumos para el personal.


104

Acciones impactantes Factor impactado Impacto identificado

Etapa de Operación y Mantenimiento

Aplicación de pintura anticorrosiva en tramos superficiales

Suelo

Afectación mínima que podría darse por un mal uso de los productos a utilizarse en el recubrimiento (pintura, esmaltes, etc), así como una mala disposición de los residuos producto de la aplicación de la pintura.

Etapa de Abandono del Sitio

Desmantelamiento de infraestructura Paisaje

Impacto benéfico compatible debido al desmantelamiento de la infraestructura aérea e inertización de la tubería.

2).- Matriz modificada de Leopold. La metodología utilizada es subjetiva, por la decisión de sí el impacto es

adverso o benéfico. La matriz utilizada pretende evitar el inconveniente de

asignar valores numéricos, proponiendo un sistema de evaluación

cualitativa. Las matrices difieren de los listados en que se identifican las posibles

interacciones del proyecto y el ambiente, también permite definir las etapas

del proyecto que generan más de un impacto y los factores ambientales

susceptibles de ser impactados. Consiste en listar en el eje horizontal los

elementos o unidades ambientales (suelo, hidrología, flora, fauna, etc.) que

pueden sufrir un cambio al desarrollar el proyecto y en el vertical los

parámetros para identificar dichos impactos. Para su aplicación fue

necesaria modificarla para adecuarla a las características particulares de

este proyecto.

• Justificación. La matriz utilizada en la evaluación de impactos, es una matriz modificada

de Leopold que valora la magnitud e importancia de los impactos,

considerando en medir y cualificar en lo posible los impactos sobre el medio

ambiente.


105

Esta consideración será la base para aplicar las medidas y acciones a

seguir que se solicitan en el Capítulo VI, para prevenir, eliminar, reducir o

compensar los impactos adversos que el proyecto pueda provocar en su

etapa de desarrollo. La Matriz de “Leopold” se encuentra dentro de la clasificación de matrices

causa-efecto, es una técnica de valoración de impactos y considerado como

un método cualitativo, preliminar y muy útil para valorar las diversas

alternativas de un mismo proyecto. La Matriz contempla todas las posibles

actividades impactantes y los posibles factores a impactar, de ahí que se dé

una relevancia en el presente estudio a las medidas preventivas descritas

en el Capítulo VI, buscando impedir la manifestación de cualquier impacto

adverso en los factores potenciales de recibir impactos. • Criterios utilizados en la evaluación de los impactos. En el presente trabajo se consideraron cinco criterios para evaluar los

impactos ambientales, los cuales son descritos a continuación.

a) Naturaleza del impacto. Hace referencia a la consideración del disturbio al interior del sistema,

refleja la respuesta de los componentes ante los efectos del impacto, es

decir, si es adverso (-), los impactos causados por el proyecto perjudican al

ambiente o benéfico (+), el proyecto trae beneficios al ambiente.

b) Magnitud. Corresponde a una dimensión físico-espacial en el sistema a partir de la

fuente de impacto relacionada con los proyectos, la cual comprende tres

niveles: Puntual (P), se presenta en el lugar en donde ocurre la acción del

proyecto; Local (L), abarca el sitio del proyecto y zonas aledañas y,

Regional (R), trasciende a la localidad donde ocurre la acción y se proyecta

en una región adicional.


106

c) Duración. Denota la permanencia del impacto en el ambiente, considerando tres

valores: Temporal (T), el impacto y sus consecuencias duran el mismo

tiempo que la actividad que lo produce; Prolongado (Pr), la perturbación y

efecto permanecen más tiempo que la actividad que lo produce (hasta cinco

años) o la fuente se mantiene y, Permanente (Pe), los disturbios se

mantienen en el ambiente por tiempo indefinido (más de cinco años).

d) Reversibilidad. Refiere si el ambiente puede presentar una recuperación del sitio afectado,

tomando en cuenta dos factores: Reversible (Re), la alteración puede ser

asimilada por el entorno de forma medible, a corto, mediano o largo plazo,

debido al funcionamiento de los procesos naturales, de la sucesión

ecológica y de los mecanismos de autodepuración del medio y,

Irreversible (I), su efecto supone la imposibilidad o dificultad extrema de

retornar, por medios naturales, a la situación anterior a la acción que lo

produce.

e) Importancia. Se refiere a la trascendencia de las afecciones al ambiente, tomando en

cuenta 3 valores: Significativo (S), los impactos tienen un efecto importante

sobre el ambiente; poco significativo (P-S), los efectos son medianamente

afectados y no significativo (N-S), los impactos al ambiente no son

importantes.

Los resultados de las matrices de impacto ambiental se presentan en las

siguientes páginas:


107

AQUÍ VAN LAS MATRICES


108



109



110



111

V.3. Impactos ambientales generados. V.3.1. Identificación de impactos.

El siguiente análisis y discusión de los impactos ambientales identificados,

se realizó por factor ambiental y para cada una de las actividades del

proyecto.

Etapa de preparación del sitio. Atmósfera. El transporte de personal, material, equipo y maquinaria, implicará la

utilización de vehículos como camionetas y camiones, esto ocasionará la

emisión de gases contaminantes producto de la combustión interna

incompleta de los motores que utilizarán diesel y gasolina. Geomorfología. No habrá movimiento de tierras para nivelación del terreno, que altere el

relieve, o cambiando el nivel natural del suelo al rellenarse, pasando a una

altura mayor a la normal del sitio. En este factor, se considera una ausencia

de impacto.

Paisaje. Las actividades a desarrollar en esta etapa, provocarán la modificación del

escenario ambiental, esto se deberá a la presencia de personal y

maquinaria en el sitio.

Suelo. Las actividades de preparación del sitio, no alterarán el patrón de drenaje, ni

las características químicas del suelo; se requerirá la eliminación de la

vegetación existente de manera muy puntual sobre el derecho de vía de

cada una de los ductos.


112

Hidrología. La calidad del agua se verá afectada durante el trazo y limpieza de los

derechos de vía, por lo que se ocasionará turbidez del agua superficial al

cortar la vegetación o por el paso constante de personal que labore durante

esta actividad.

Flora. La vegetación que predomina en el área de proyecto corresponde a

vegetación acuática emergente (espadaño, Typha latifolia), la cual en el sitio

de proyecto no presenta aprovechamiento alguno. La limpieza del terreno

afectaría la vegetación sólo en los derechos de vía considerados para cada

una de las líneas. En el sitio no se encontraron especies reportadas en la

NOM-059-SEMARNAT-2001 como protección especial, peligro de extinción

y rara; por lo tanto, el impacto ocasionado a la flora es compatible con las

actividades de preparación del sitio.

Se podrá observar de manera temporal, una fragmentación del hábitat

producto de la apertura de la brecha y posteriormente, la excavación de

las zanjas tanto para las líneas de descarga de 8’’ Ø como para el

oleogasoducto de 12’’ Ø.

Fauna. Durante la etapa de preparación del sitio, al afectar la vegetación en el

derecho de vía de la trayectoria de las líneas, se ahuyentará la fauna

asociada a ésta, en particular los insectos; con la realización de las obras de

preparación del sitio, también se ahuyentará la avifauna y pequeños

roedores por la perturbación de su hábitat.


113

Dentro de los impactos que se pueden generar hacia el factor fauna, el más

significativo está orientado hacia las especies de interés ecológico, ya que

son especies que se encuentran en algún estatus de vulnerabilidad de

acuerdo a la NOM-059-SEMARNAT-2001 y que pueden llegar a ser

capturados por el personal encargado de realizar dichas actividades.

Socioeconómicos. La utilización de los sitios para la construcción de las líneas, implica el pago

de indemnizaciones a los propietarios de los terrenos afectados por dichas

actividades, por lo tanto, se considera un impacto benéfico. Cabe

mencionar, que el pago de uso de suelo será única y exclusivamente

durante la vida útil, esto se hará mediante contratos de ocupación

superficial.

Por ultimo, las actividades de preparación del terreno y construcción de las

obras son de carácter muy localizado y temporales, por lo que no se

esperan modificaciones en el tamaño ni en la estructura de la población.

Etapa de construcción de la obra.

Atmósfera. En la etapa de construcción, el uso de maquinaria y equipo de combustión

interna, afectaría la calidad del aire con la generación de gases

contaminantes como el bióxido de carbono (CO2), bióxido de azufre (SO2), y

óxidos de nitrógeno (NOX), ocasionados por la combustión incompleta de los

motores durante las actividades del proyecto.

La falta de afinación de los motores y la falta de mantenimiento de las partes

mecánicas de los equipos de combustión interna, elevarían el nivel de ruido.


114

Geomorfología. La topografía del terreno no se verá afectada por las actividades de

excavación por ocurrir ésta de manera superficial.

Paisaje. La presencia de equipo, maquinaria, personal y las actividades de

construcción, alterarán la armonía visual característica del sitio.

Suelo. La apertura de la zanja se realizará por medio de la excavadora, la cual irá

sobre el Flexi-float, equipo que permite el desplazamiento del equipo sobre

sitios donde el tirante de agua sobre pasa los 100 cm. La apertura de la

zanja se llevará a cabo durante la construcción de los ductos de transporte

de hidrocarburos, misma que se realiza a partir del sustrato a la profundidad

requerida de acuerdo al diámetro de la tubería, por lo tanto, se removerá el

suelo principalmente donde se concentra la materia orgánica y que provee

de ciertas características a los suelos; por lo tanto, durante la extracción del

mismo se verán afectadas propiedades físicas y químicas del recurso, así

como la textura y estructura.

Flora. El reacondicionamiento de los derechos de vía, permitirá el crecimiento de

la vegetación nuevamente de manera natural.

Fauna. La fauna asociada al sitio de proyecto, volverá a recuperar el área

delimitada como derechos de vía, debido a las actividades de

reacondicionamiento del mismo, que se llevarían a cabo al término de la

construcción de las líneas.


115

Socioeconómico. Las actividades de construcción de las obras, generarán fuentes de empleo,

que serán cubiertas por el personal de PEMEX o por el personal de la

empresa contratista que realice estas obras, así mismo las actividades

económicas de la región, se verán beneficiadas al requerirse de insumos y

materias primas o alimentación para el personal.

Etapa de Operación y Mantenimiento. Atmósfera. No se contempla un impacto adverso, debido a la temporalidad y duración

de los programas de mantenimiento.

Suelo. Las actividades de operación y mantenimiento no generarán residuos

sólidos que pudieran impactar al suelo.

Etapa de abandono del proyecto. Suelo. El desmantelamiento de las líneas, permitirá que se regresen las

características físicas originales al suelo. Flora. Una vez terminada la vida útil de las líneas, la limpieza del sitio permitirá el

libre crecimiento y desarrollo de la vegetación característica del sitio. Fauna. La limpieza del sitio, permitirá el crecimiento de la flora y por lo tanto, el

desarrollo y acercamiento de la fauna característica del sitio.


116

Paisaje. El desmantelamiento de la infraestructura aérea, así como la limpieza del

sitio, permitirán la restauración del escenario ambiental. Socioeconómico. El desmantelamiento de la infraestructura y la limpieza del sitio, permitirán

que los propietarios de los terrenos lo utilicen para las actividades que más

convenga a su interés. La generación de empleo es mínima y es ocupado

por el personal de PEMEX.

V.3.2. Selección y descripción de los impactos significativos.

Habiendo identificado los impactos en cada uno de los parámetros

ambientales (suelo, aire, flora, fauna, etc.) y teniendo en cuenta las

características del proyecto, obtenemos que los impactos de mayor

relevancia son aquellos ocasionados al suelo, hidrología, flora, fauna y

paisaje, como producto de la presencia de personal, equipo y maquinaria,

de la eliminación de la corteza vegetal y de la excavación de las zanjas para

el tendido de las tuberías, siendo el impacto hacia ellos adverso, pero

teniendo en cuenta que por su temporalidad, una vez terminada la etapa de

construcción, se prevé la recuperación de los factores ambientales

afectados, ya que el proyecto en cuestión, no representará en su mayoría

impactos negativos significativos o irreversibles.

V.3.3. Evaluación de los impactos ambientales. El siguiente análisis y evaluación de los impactos ambientales identificados,

se realizó por factor ambiental y para cada una de las actividades del

proyecto. Una vez identificados los impactos ambientales, se procedió a

describirlos indicando la importancia que tienen cada uno de ellos, en

función de los cinco criterios de evaluación establecidos en el punto V.2.


117

ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO. Atmósfera. Factor ambiental: Aire (calidad y visibilidad).

Carácter del impacto: El impacto se evaluó como adverso (-), ya que al

haber desplazamiento de personal y maquinaria, se elevaría la

concentración de partículas de polvo en el medio, lo cual alteraría la calidad

del aire del sitio donde se desarrollaría la acción, lo que podría causar

molestias o daños a los trabajadores de la obra. Magnitud del impacto: Evaluamos al impacto como local, ya que aunque

la dispersión de los contaminantes pudiera ser a distancias mayores de

un km, el efecto de los mismos sobre otros componentes ambientales sería

prácticamente nulo, porque las partículas de polvo se diluirían en toda la

masa de aire de la zona, ayudada por los vientos. Duración del impacto: Este impacto lo evaluamos como temporal, debido

a que la generación de partículas de polvo será solamente durante los

períodos que circulen y trabajen los diferentes vehículos y maquinaria. Reversibilidad del impacto: Al término de la jornada laboral, prácticamente

desaparecerán las partículas generadas por estas acciones, lo que permitirá

que el aire de la zona restablezca sus condiciones originales, por tal motivo

este impacto se evaluó como reversible. Importancia del impacto: La calidad del aire del sitio, se puede considerar

como buena, debido a la ausencia de equipos de combustión interna fijos,

por lo que se evaluó el impacto como no significativo, debido a los

siguientes criterios: la obra se realizará en áreas abiertas donde los vientos

dispersarán estas partículas, las acciones de las obras se llevarán a cabo a

más de un km. de distancia de núcleos poblacionales y las constantes

lluvias y contenido de humedad, eliminarían las partículas de polvo.


118

Paisaje. Carácter del impacto: La presencia de personal durante el trazo y apertura

del derecho de vía (limpieza y desmonte), ocasionarán cambios en el

escenario ambiental que prevalecerá en el área destinada para la

construcción de las líneas de descarga, oleogasoducto y cabezal de

recolección, por lo que el impacto que se causará se valoró como adverso.

Magnitud del impacto: El impacto se evaluó como local, ya que dichos

cambios están dirigidos por la presencia de personal y por la eliminación de

la cobertura vegetal en la franja de los derechos de vía.

Duración del impacto: El impacto que causará la operación de maquinaria

y personal será temporal, porque estos elementos ajenos al paisaje

desaparecerán al término de esta etapa.

Reversibilidad del impacto: Es un impacto reversible, porque la

terminación de actividades del proyecto ayudará a la recuperación de la

calidad paisajística.

Importancia del impacto: La ejecución del proyecto, se llevará a cabo

sobre una zona baja inundable, que es actualmente ocupada para

actividades petroleras, teniendo la existencia de instalaciones (pozos

petroleros, líneas de descarga, oleogasoductos, cabezales de recolección,

batería de separación) de Pemex Exploración y Producción, por tal motivo,

el impacto se evaluó como poco significativo.

Suelo. Carácter del impacto: Se valoró al impacto como adverso, porque para

llevar a cabo la construcción de las líneas, prácticamente se tendrá que

retirar la capa vegetal, y a la vez, la excavación de las zanjas.


119

Magnitud del impacto: El impacto causado por estas acciones se evaluó

como puntual, debido a que la alteración del suelo sólo se dará sobre el

derecho de vía de cada una de las líneas.

Duración del impacto: Los trabajos de limpieza y preparación del terreno,

se harán en un lapso no mayor de 15 días, por lo que el impacto se

consideró como temporal. Reversibilidad del impacto: La instalación de los ductos será subterránea,

la tierra obtenida de la excavación de las zanjas será nuevamente dispuesta

para el tapado de las mismas, por lo que la afectación al suelo se evaluó

como reversible.

Importancia: La calidad del suelo será alterada por la eliminación de la

corteza vegetal y excavación de las zanjas, los procesos erosivos del suelo

se darán por un corto período de tiempo, ya que después de la instalación

de las tuberías, el sitio de proyecto volverá a recuperar su capa vegetal, por

lo que el impacto se evaluó como poco significativo.

Flora. Carácter del impacto: El impacto generado al estrato herbáceo es

adverso, ya que durante la preparación del sitio es necesaria la eliminación

de la cobertura vegetal, la cual se compone por espadaño (Typha latifolia).

Magnitud del impacto: La afectación a la vegetación será de carácter

puntual, porque sólo se removerá la vegetación que esté sobre el derecho

de vía (10 m) de cada una de las líneas.

Duración del impacto: El impacto se evaluó como temporal, ya que al

término de la ejecución de las obras, se llevará a cabo de manera natural la

revegetación de los sitios afectados.


120

Reversibilidad del impacto: El impacto que se causará durante esta etapa

se considera como reversible, porque en el medio existen las condiciones

para la regeneración de la cubierta vegetal.

Importancia del impacto: La vegetación a afectarse, se compone de una

especie homogénea llamada en esta zona como tule o espadaño (Typha

latifolia), que es característica de zonas inundadas con profundidades

medias de 0.5 m y baja influencia de corriente, la cual se encuentra

dominando el escenario biótico. Considerando que el impacto hacia este

tipo de vegetación será sólo de manera temporal, se considera al impacto

como poco significativo.

Fauna. Carácter del impacto: Este impacto se evaluó como adverso, debido a

que podrían ser afectados algunos individuos de la fauna silvestre y la gran

mayoría será desplazada del sitio de proyecto.

Magnitud del impacto: El ruido producido por los vehículos, maquinaria y

equipo utilizados para realizar la remoción de la vegetación y apertura de

las zanjas, afectarán de manera indirecta a la fauna silvestre en los

alrededores de las obras, por lo que el impacto se evaluó como local.

Duración del impacto: Para las especies de fauna silvestre, el efecto de la

perturbación será de carácter temporal, porque al término de las acciones

del proyecto, los individuos tenderán a realizar sus actividades normales y

seguramente se habituarán a los cambios realizados en su hábitat.

Reversibilidad: Al desaparecer la fuente de perturbación para la fauna

silvestre, los individuos de la zona nuevamente se distribuirán en el área,

por lo que el impacto se evaluó como reversible.


121

Importancia del impacto: El área donde se llevarán a cabo las acciones de

las obras, presenta actividad petrolera, no obstante, durante los trabajos

realizados en campo se lograron observar y documentar a través de

reportes bibliográficos, algunas especies que se encuentran enlistadas en la

NOM-059-SEMARNAT-2001. Cabe mencionar que estas especies no se

verán afectadas directamente en ninguna de las etapas del proyecto, ya que

estas especies podrán fácilmente desplazarse a algún sitio no perturbado,

mientras duren las etapas de preparación del sitio y construcción, que son

donde su hábitat se verá temporalmente afectado por la presencia de

personal, maquinaria y equipo.

Sin embargo, uno de los impactos que se pueden generar hacia el factor

fauna, el mas significativo está orientado hacia las especies de interés

ecológico como los quelonios (tres lomos, hicotea, guao), ya que son

especies que se encuentran en algún estatus de vulnerabilidad de acuerdo

a la NOM-059-SEMARNAT-2001 y que pueden llegar a ser capturados por

el personal encargado de realizar dichas actividades, debido a su

aprovechamiento como complemento alimenticio.

Factor ambiental: socioeconómico (empleo y economía local).

Durante esta etapa del proyecto, se crearán fuentes de empleo, ya que se

requerirá de personal para llevar a cabo el retiro de la vegetación y

preparación del terreno para el tendido de las líneas. Además, que se

requerirá de insumos y alimentos para el personal que labore en esta etapa. Evaluación del impacto. Carácter del impacto: El impacto se valoró como benéfico, porque al

aumentar la demanda de mano de obra, así como la de bienes y servicios,

se elevará la calidad de vida de los pobladores y la economía de la región.


122

Magnitud del impacto: Al demandar mano de obra de los poblados

cercanos, el impacto se evaluó como de efecto local. Duración del impacto: El periodo de beneficio para un sector de la

población será de carácter temporal, que durará hasta el término de esta

etapa. Importancia del impacto: Los empleos que se generarán durante esta

etapa, serán de carácter temporal y tomando en cuenta que el requerimiento

de personal será mínimo, por lo que el impacto se evaluó como poco significativo. ETAPA DE CONSTRUCCIÓN. Factor ambiental: Aire (calidad y visibilidad).

Carácter del impacto: El impacto se evaluó como adverso (-), ya que para

realizar las actividades de excavación de las zanjas, tendido, doblado,

alineado, soldado, parcheo, bajado y tapado de las tuberías, se tendrá que

utilizar maquinaria y equipo, mismos que producirán emisiones a la

atmósfera producto del funcionamiento de los motores de combustión

interna de gas, gasolina y diesel. Asimismo, se requerirá de la utilización de

un motogenerador de corriente de combustión interna para poder realizar

dichas actividades, ya que en la zona no se cuenta con este servicio.

Magnitud del impacto: Este impacto se evaluó como local, porque estos

gases se diluirán en la masa de aire de la zona, evitando que altas

concentraciones de estos contaminantes pudieran tener efectos dañinos

sobre la salud de las personas y la fauna silvestre cercana al área.


123

Duración del impacto: La generación de estos contaminantes se dará

solamente durante el tiempo en que trabajen los diferentes vehículos,

maquinarias y equipos, por lo que se valoró el impacto como Temporal. Reversibilidad del impacto: Al término de cada jornada laboral,

desaparecerá la contaminación generada por estas fuentes, lo que permitirá

que el aire de la zona restablezca sus condiciones originales, por tal motivo

se evaluó a este impacto como reversible.

Importancia del impacto: Como anteriormente se mencionó, la calidad del

aire del sitio, se puede considerar como buena, debido a la ausencia de

equipos de combustión fijos, por lo que se evaluó el impacto como

no significativo, debido a los siguientes criterios: la obra se realizará en

áreas abiertas donde los vientos dispersarán estas partículas, las acciones

de las obras se llevarán a cabo a más de un km. de distancia de núcleos

poblacionales y las constantes lluvias y contenido de humedad de la zona,

eliminarían las partículas de polvo.

Factor ambiental: Aire (ruido).

Carácter del impacto: Este impacto se valoró como adverso, debido a que

el ruido generado por el funcionamiento de vehículos, maquinaria y equipo,

puede ser la causa de alteraciones a la salud de los trabajadores

encargados de la obra.

Magnitud del impacto: El impacto se evaluó como local, debido a que la

utilización de los vehículos, maquinaria y equipos se hará en áreas abiertas,

y por lo tanto, la vegetación presente será la única barrera de amortiguación

de los niveles de ruido. Asimismo, la intensidad del ruido disminuirá

paulatinamente conforme se aleje de la fuente que lo genera.


124

Duración del impacto: El impacto se evaluó como temporal, ya que el

ruido desaparecerá al término de las jornadas laborales.

Reversibilidad del impacto: Las condiciones originales de este factor

serán reversibles al desaparecer la fuente de emisión de ruido, tanto al

término de la jornada laboral, así como de todas las acciones de esta etapa.

Importancia del impacto: Para el caso de la fauna silvestre de la zona, que

no está acostumbrada a niveles de ruido como los que producirán los

equipos y maquinaria, el impacto se valoró como poco significativo, ya que

las especies seguramente se desplazarán hacia lugares donde no exista

ningún tipo de perturbación provocada por el hombre.

Paisaje. Carácter del impacto: La realización de las actividades de la excavación de

las zanjas por medio de la excavadora que será transportada en el equipo

Flexi-Float, así como el soldado, inspección radiográfica, señalamientos y la

utilización de equipo y maquinaria, trae como consecuencia cambios de

manera temporal y adversa en el escenario ambiental, por tal motivo, el

impacto se evaluó como adverso.

Magnitud del impacto: El impacto se evaluó como local, ya que las

actividades de preparación del sitio difícilmente podrán ser observadas a

más de un km. de distancia.

Duración del impacto: Al término del tendido de las tuberías y realización

de las pruebas hidrostáticas, se llevará a cabo el relleno de las zanjas, el

retiro de personal, equipo y maquinaria y la limpieza del sitio, por lo que el

impacto se evaluó como temporal.


125

Reversibilidad del impacto: Dentro de las actividades de construcción se

contempla la colocación de señalamientos indicativos del derecho de vía, lo

cual modifica de manera permanente el escenario ambiental. Sin embargo,

en la región estos no representan elementos extraños, porque actualmente

en el campo petrolero Sen, se tiene la existencia de derechos de vía en

operación así como otras infraestructuras necesarias para la conducción de

hidrocarburos. Por lo tanto el impacto se evaluó como reversible. Importancia del impacto: Las actividades del tapado de la zanja y del

reacondicionamiento del derecho de vía, imprimen impactos de carácter

benéfico ya que de cierta manera se recuperará parte de las condiciones

que presentaba el área antes de realizar el proyecto, por tal motivo el

impacto se evaluó como poco significativo.

Suelo. Carácter del impacto: El impacto se evaluó como adverso, ya que la

apertura de las zanjas implicará la remoción de suelo edafológico, por lo

tanto, durante la extracción de la misma se verán afectadas sus propiedades

físicas y químicas, así como la textura y estructura. De igual manera, la

acumulación y posible dispersión de los residuos sólidos y líquidos que se

generen durante esta etapa, podrían afectar sus características físicas y

químicas.

Magnitud del impacto: El impacto causado por estas acciones se evaluó

como puntual, debido a que la erosión, alteración y la probable

contaminación del suelo, solo se daría en el área donde opere la maquinaria

(derechos de vía) o las áreas que tengan contacto cono los residuos

generados por el proyecto.


126

Duración del impacto: El impacto se valoró como temporal, ya que al

concluir la construcción de las líneas de descarga y oleogasoducto, se

procederá al tapado de la zanja, con el mismo material que fue extraído

durante la apertura.

Los residuos sólidos producto de las obras como residuos de alimentos y

bolsas, entre otros, serán dispuestos en contenedores metálicos para su

posterior manejo y disposición final. Los residuos como pedacería de tubería

y varillas serán dispuestos en el Almacén de Salvamento de Materiales,

perteneciente al Activo de Integral Samaria-Luna. Por el contrario, para los

residuos líquidos como lubricantes y aceites (producto del mantenimiento de

la maquinaria, equipo y vehículos) que se llegasen a derramar, el impacto se

evaluaría como prolongado.

Reversibilidad del impacto: En los sitios donde se llevarán a cabo las

excavaciones para el tendido de las líneas, el impacto causado al suelo se

evaluó como reversible, debido al tapado de las mismas, limpieza del área

y retiro tanto de los equipos y materiales sobrantes del área, tratando en la

medida posible que el área presente el mismo aspecto hasta antes de la

introducción del proyecto.

Importancia del impacto: Como se mencionó anteriormente, la calidad del

suelo del sitio se verá alterada por diferentes actividades, por lo que el

impacto que causarán las acciones de las obras se evaluó como poco significativo de acuerdo con las siguientes consideraciones: la superficie

de excavación se restringirá al ancho de los diferentes ductos (0.55 m) y no

a toda la superficie considerada para los derechos de vía.


127

Fauna. Se aplica la misma evaluación del impacto realizada en la etapa de

preparación del sitio, por lo que se llevarán a cabo las mismas

recomendaciones para prevenir los impactos ambientales identificados. Socioeconómico. Aplica la misma evaluación y descripción de los impactos tanto benéficos

como adversos realizadas en la etapa de preparación del sitio, por lo que se

llevarán a cabo las mismas recomendaciones para esta etapa. ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. Una vez que las líneas de descarga, oleogasoducto y cabezal de

recolección, se encuentren en su fase de operación, su influencia sobre el

medio ambiente es prácticamente nula, ya que la función de la instalación

será únicamente el transporte de hidrocarburos desde los pozos productores

descritos hasta su incorporación a los cabezales de recolección. Durante su

mantenimiento se requerirá un mínimo de personal para labores de

inspección, así como para la aplicación de recubrimientos anticorrosivos a

base de pintura y esmaltes. ETAPA DE ABANDONO.

Suelo, paisaje, flora, fauna y socioeconomía. Carácter del impacto: El impacto se evaluó como benéfico, porque con las

medidas de restauración del sitio del proyecto, regresará al uso de suelo

que originalmente tenía. Magnitud del impacto: Para la mayor parte de los componentes

ambientales involucrados, el impacto se evaluó como de efectos puntuales.

Duración del impacto: Al regresar las áreas afectadas al uso del suelo

original, el impacto se evaluó como permanente.


128

Reversibilidad del impacto: Se tendrá a cabo una restauración del sitio,

por lo que el impacto se consideró como reversible.

Importancia del impacto: El impacto se evaluó como significativo, por

que la restauración del área afectada y utilizada para el proyecto, permitirá

reintegrarla a las condiciones naturales que tenia antes del proyecto.

V.4. Delimitación del área de influencia.

El área de influencia y los eventos generados por el proyecto que pueden

influir sobre la superficie de los componentes del sistema ambiental

analizado como se observa en la carta topográfica del INEGI, es un área

muy puntual que comprende el derecho de vía de cada uno de los ductos

(10 m) y que se extienden de forma lineal. Como se dijo antes, las

actividades de preparación del terreno y fundamentalmente las de

construcción, son actividades puntuales y de corta duración, que una vez

ejecutadas, el terreno se conformará a las condiciones topográficas

originales, lo cual no generará impactos negativos significativos.


129

VI. ESTRATEGIAS PARA LA PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES, ACUMULATIVOS Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL.

VI.1 Agrupación de los impactos de acuerdo con las medidas de mitigación propuestas. Las medidas preventivas y de mitigación expresan y se diseñan para evitar,

reducir o anular los efectos negativos que pueda generar el desarrollo de un

proyecto. Otro aspecto importante, es el de la aplicación de las medidas

preventivas y/o correctivas, ya que estas se implementarán una vez que

haya cesado la actividad que generó el impacto y así evitar la permanencia

de manifestación en el medio.

Las medidas se describirán en forma general por etapa del proyecto,

considerando el factor biótico, abiótico o social que será modificado,

tomando como base fundamental que las propuestas que se describirán a

continuación, no inducen a la generación de efectos secundarios. A

continuación, se describen las medidas preventivas y/o correctivas para el

presente proyecto.

PREPARACIÓN DEL SITIO.

Hidrología.

• Las actividades que se realicen en el área del cabezal de recolección

(656.5 m2) y trazo de las líneas de descarga y oleogasoducto, deberán estar

supervisadas constantemente por parte de Petróleos Mexicanos, con la

finalidad de no ocupar las áreas adyacentes.


130

• Sólo se deberá utilizar el área destinada para el trazo de los derechos de

vía y del área a ocuparse por el Cabezal de Recolección.

• Ejecutar las acciones del trazo y desmonte en los tiempos programados.

Suelo. • Sólo se deberá utilizar el área destinada para el cabezal de recolección y

trazo de los derechos de vía, con la finalidad de no ocupar las áreas

adyacentes.

Flora. • Para realizar el desmonte, la compañía encargada de realizarla, deberá

hacerla mediante la implementación de frentes de trabajo.

• El desmonte que se realizará, deberá sujetarse a los límites establecidos

durante el trazo.

• El material producto del desmonte no deberá acumularse en forma de

montículo, debiendo ser esparcido sobre el área requerida para el proyecto.

Fauna. Respecto a la fauna, y dependiendo de las costumbres de los trabajadores,

se proponen las siguientes alternativas con la finalidad de reducir los

impactos que se puedan generar durante la preparación del sitio.

• Durante las actividades de desmonte se deberán realizar recorridos para

facilitar el desplazamiento de la fauna residente.

• Queda prohibida la captura de cualquier especie faunística, en especial

aquellas especies incluidas dentro de la NOM-059-SEMARNAT-2001, que

determina la protección ambiental de especies nativas de México de flora y

fauna silvestres, categorías de riesgo y especificaciones para su inclusión e

exclusión o cambio en lista de especies en riesgo.


131

• La compañía encargada de la construcción y PEP, supervisarán

constantemente al personal para que no se realicen capturas furtivas de

fauna, ya que en la zona se encuentran especies tanto de interés comercial

como de interés ecológico y que representan ingresos económicos, debido a

la demanda que existen de los mismos en el mercado.

• No se utilizarán herbicidas durante la limpieza, ya que se puede afectar de

manera indirecta a las poblaciones naturales de fauna silvestre, destacando

aquellas de interés ecológico.

Paisaje. La eliminación de la cobertura vegetal se hace necesaria para el desarrollo

del proyecto, por lo que el paisaje visual se transformará, recomendándose

únicamente realizar las actividades en los tiempos adecuados y sobre la

superficie requerida para el desarrollo del mismo.

Socioeconómico. Para los impactos de naturaleza benéfica, que se imprimen al factor

socioeconómico, no se proponen alternativas, sin embargo para reducir los

impactos, mitigar o anular los impactos adversos se propone lo siguiente:

• Los vehículos de transporte deberán contar con los documentos en reglas,

así como la acreditación de los permisos correspondientes para el

transporte de materiales.

• Será obligatorio que el personal propuesto por la compañía cuente con sus

registros respectivos al Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS),

además, de proporcionar la documentación respectiva a los supervisores de

Pemex que acreditan la capacidad para las labores a desempeñar.


132

• La compañía deberá de proporcionarle el equipo de protección personal

según se requiera de acuerdo a la NOM-017-STPS-2001, relativo a equipo

de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo.

• A cerca de las letrinas sanitarias en el sitio de la obra, darles

mantenimiento y sacar los residuos del área y disponerlos donde indique la

autoridad municipal.

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN. Hidrología. Respecto a los cambios que se generen durante la construcción de las

líneas de descarga, cabezal de recolección y oleogasoducto, deberán

realizarse las actividades en los tiempos programados para que los efectos

no permanezcan en el sistema. Otra medida a emplearse son: que se

respetará las superficies marcadas dentro de los planos del proyecto.

Aire. Los cambios que se pudieran generar al componente ambiental aire, se ven

anulados o reducidos mediante la acción de las medidas siguientes:

• Dar mantenimiento correctivo a los vehículos y/o maquinaria que se utilicen

durante el transporte del material y todos los vehículos que se empleen, Con

respecto a los niveles de ruido que se puedan generar por los equipos que

se utilicen, éstos deberán de estar apagados durante el tiempo que no se

estén utilizando y en aquellos en los que sea posible la utilización de

silenciadores, éstos tendrán que usarse y deberán ajustarse a los

niveles máximos de ruido permitidos de acuerdo con la NOM-080-

SEMARNAT-1994.


133

• Durante la construcción de las líneas de descarga, cabezal de recolección

y oleogasoducto, se generarán residuos de características incinerables, para

evitar la quema en el área, los residuos como el cartón y el plástico se

deberán compactar y transportar hacia sitios de disposición final o

proponerlos para ser reciclados o depositados en incineradores de

combustión completa, los cuales únicamente emiten cantidades mínimas de

bióxido de carbono. • Dar cumplimiento a los parámetros de las siguientes normas y de ser

posible estar debajo de los niveles que en ellas se estipulan:

NOM-041-SEMARNAT-1999 Límite máximo permisible de emisión de gases

contaminantes provenientes del escape de vehículos automotores en

circulación que usan combustible como gasolina. NOM-050-SEMARNAT-1993 Niveles máximos permisibles de emisión de

gases contaminantes provenientes del escape de vehículos automotores en

circulación que usan gas licuado de petróleo gas natural u otros

combustibles alternos. • Por último, cada una de las actividades que generan de una u otra forma

efectos adversos a la atmósfera, se deberán realizar en los tiempos

programados y realizar al mismo tiempo aquellas que se puedan realizar de

manera conjunta, para no postergar los cambios en el sistema. Suelo. • Los cambios que se generen al suelo permanecerán en el sistema,

mientras la zanja no sea tapada, ya que esta actividad se realiza a pesar de

que el tirante de agua sobrepase el nivel del suelo. Por otra parte, se debe

respetar el tiempo establecido y así favorecer la recuperación paulatina de

las características del suelo. El tapado debe ser homogéneo y no dejar

acumulaciones.


134

• De igual manera, se deberá respetar la superficie destinada para la

construcción del cabezal de recolección, esto considerando lo marcado

dentro de los planos del proyecto.

Geomorfología. • Con relación a la geomorfología del área, la flora de la zona y el escenario

ambiental para la medida de compensación, es el tapado de la zanja, con lo

cual la recuperación del área se daría de manera natural. Por lo tanto, las

actividades programadas en la etapa de construcción se realizarán con

estricto apego al calendario de actividades.

• Por otra parte, se deberá evitar dejar acumulación de material sobre las

áreas adyacentes al trazo de las líneas, y reincorporar el material en forma

homogénea.

Fauna. Con relación a los cambios adversos que se pueden presentar a las

especies de interés ecológico, Pemex deberá agregar acciones al calendario

propuesto para la construcción de las líneas de descarga y el cabezal.

Dentro de las acciones que Pemex deberá implementar estarán las pláticas

de educación ambiental, así como diversas actividades que permitan el

desplazamiento de las especies que se encuentren en los sitios donde se

realizará el proyecto.

Paisaje. Los impactos que se generan durante esta etapa, vienen a ser reducidos por

las actividades de relleno de la zanja y reacondicionamiento del área, por lo

que se solicita que una vez concluidas las actividades contempladas dentro

del programa de construcción:


135

• Deberá realizarse limpieza general y desalojo de todos los materiales

sobrantes, incluyendo tubos dejados durante los trabajos de construcción

• Se recogerá todo el equipo y herramienta que se utilizó para el desarrollo

de la obra, la disposición de estos la realizará la compañía contratista.

• La tubería sobrante se enviará al almacén de salvamento de materiales de

Pemex.

• El reacondicionamiento de los terrenos utilizados y de los que no estén

contemplados dentro de los programas de trabajo, se deben dejar en las

condiciones anteriores a la ejecución de la obra hasta donde sea posible, sin

importar el tipo de terreno.

Socioeconómico. • Al momento de ingresar a las áreas de trabajo, el personal deberá de

contar con el equipo personal de seguridad industrial establecidos por

Pemex.

• Los períodos de exposición a los niveles de ruido tanto del trabajador como

del supervisor, no excederá de un turno y se ajustarán a los criterios

establecidos por la NOM-080-STPS-1993.

ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. Los posibles impactos que se pueden generar durante el desarrollo de las

diversas actividades de la etapa de operación y mantenimiento son tanto

adversos como benéficos. Con relación a los adversos, las medidas de

mitigación se proponen de manera integral para la etapa, ya que estas

aplican para cada uno de los factores ambientales que serán modificados.


136

• Se recomienda realizar las actividades de inspección y supervisión de las

instalaciones, con el fin de reducir al máximo los eventos, tales como fugas,

las cuales puedan impactar al medio ambiente. Asimismo, antes de iniciar

las operaciones de las líneas de descarga, oleogasoducto y cabezal de

recolección, se hará un análisis del proceso constructivo, el cual debe de

reunir los lineamientos establecidos en el procedimiento para la construcción

de ductos, así como cumplir con los requisitos mínimo de seguridad para el

diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de ductos de

transportes establecidos en la Norma CID-NOR-N-SI-0001.

• Verificar la correcta instalación de todos los señalamientos preventivos en

el área, así como todos los accesorios que el contratista suministre, deberá

contar con un certificado de calidad, el cual deberá entregarse a la

supervisión de Pemex.

• Realizar en el tiempo requerido las actividades de mantenimiento, y de ser

posible actualizar y aplicar constantemente los programas de mantenimiento

y de seguridad. Por otro lado se recomienda la coordinación de Pemex, con

organismos municipales y estatales de protección civil, para la pronta

atención a cualquier contingencia, relacionado con las líneas y el cabezal.

• En la etapa de mantenimiento propiamente dicha, es necesario que los

residuos generados, sean depositados en lugares adecuados y que su

disposición final lo hagan de acuerdo a lo estipulado en la Ley General del

Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, Título IV, Capítulo VI,

Artículo 151, sólo en caso de que dichos residuos sean peligrosos.


137

Las reparaciones deberán realizarse mediante un procedimiento calificado y

aprobado por Pemex, el que será supervisado por personal calificado,

entrenado y con conocimientos de los riesgos a que se puede estar

expuesto, utilizando equipos y materiales localizados estratégicamente para

las reparaciones.

Socioeconómico. Para realizar las actividades de supervisión y mantenimiento, el personal

encargado de realizarlo deberá de contar con los equipos necesarios de

protección, así como cumplir con la normatividad aplicable emitidas por la

Secretaría del Trabajo y Prevención Social.

ETAPA DE ABANDONO. 1. Desmantelar la instalación aérea.

2. Todo el material producto del desmantelamiento deberá disponerse en

lugares adecuados.

3. Es necesario que toda tubería enterrada sea inertizada para evitar

acumulamientos de gases y/o vapores, esto es con la finalidad de eliminar

un riesgo de explosión.

4. Toda el área utilizada para este proyecto deberá quedar en condiciones

en la que originalmente fueron encontradas.


138

VII. ESCENARIOS DE LOS RIESGOS AMBIENTALES RELACIONADOS CON EL PROYECTO.

VII.1. Sustancias manejadas. Las sustancias que serán manejadas en las líneas de descarga de 8” Ø y

en el oleogasoducto de 12” Ø serán gas natural y aceite crudo. Para el caso

del gas, el metano (74.94 % mol) es el componente que se encuentra en

mayor porcentaje en el análisis composicional del gas y que se incluyen en

el Segundo Listado de Sustancias Peligrosas publicada el 4 de Mayo de

1992 en el Diario Oficial de la Federación y que se refieren a las sustancias

inflamables y explosivas, cuya presencia en las actividades en cantidad

igual o superior a las cantidades referidas en el listado (cantidad de reporte)

permiten considerarlas como altamente riesgosas (a partir de

500 Kg. para el caso del metano). A continuación, se indica la composición química de la mezcla (gas-aceite)

que será transportada a través de las líneas de descarga y del

oleogasoducto de 12” Ø:

Tabla 7.1.- Composición química de la sustancia.

Componentes Mezcla Líquido % Mol Nitrógeno 0.800 0.000 0.970

Bióxido de carbono 1.260 0.210 1.470

Metano 62.14 0.310 74.94

Etano 9.91 0.190 11.92

Propano 4.62 1.050 5.36

Iso-butano 0.86 0.400 0.990

Butano normal 1.96 1.400 2.070

Iso-pentano 0.83 1.350 0.720

Pentano normal 0.97 2.160 0.720


139

Componentes Mezcla Líquido % Mol Hexano más pesados 1.55 6.480 0.530

Heptanos 1.41 7.190 0.220

Octanos 2.46 14.01 0.070

Nonanos 2.05 11.93 0.010

Decanos 1.54 8.99 0.000

Undecanos 0.99 5.79 0.000 Dodecanos 0.84 4.91 0.000 Tridecanos 0.67 3.91 0.000 Tetradecanos 0.57 3.31 0.000 Pentadecanos 0.43 2.510 0.000 Hexadecanos 0.31 1.820 0.000 Heptadecanos 0.19 1.130 0.000 Octadecanos 0.13 0.73 0.000 Nonadecanos 0.06 0.340 0.000 C20+ 3.41 19.87 0.000 Total 100.00 100.00 100.000

Fuente: Análisis cromatográfico (bases de diseño).

• Condiciones de operación. En la tabla siguiente se mencionan las condiciones de operación que serán

manejadas en cada una de las líneas de descarga de 8” Ø, oleogasoducto

de 12” Ø y Cabezal de Recolección Sen 95.

Tabla 7.2.- Condiciones de operación.



Línea de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 78 Máxima 1 800 5.0 95 105

Normal 1 500 4.5 90 95

Mínima 1 000 4.0 85 85


140



Líneas de descarga de 8’’ Ø pozo Sen 98, 99 y 138 Máxima 1 800 9.0 95 105

Normal 1 500 8.0 90 95

Mínima 1 000 7.0 85 85

Cabezal de Recolección Sen 95 y Oleogasoducto de 12’’ Ø Máxima 10 000 45.0 100 105

Normal 8 000 40.0 95 95

Mínima 6 000 35.0 90 85 Fuente: Bases de Usuario. BPD: Barriles Por Día. MMPCD: Millones de Pies Cúbicos por Día.

VII.2. Sustancias transportadas. El fluido a transportar y recolectar en las líneas de descarga de 8’’ Ø,

oleogasoducto de 12’’ Ø y cabezal de recolección, será gas y aceite

(flujo bifásico).

VII.3. Antecedentes de accidentes e incidentes.

Las actividades petroleras como el transporte de sustancias a través de

tuberías, como todo proceso industrial tiene cierto margen de riesgo que

puede estar vinculado a manifestaciones de eventos no deseados como

incendios o explosiones (derivados de fugas e ignición de la sustancia

transportada) y otros factores como los siguientes:

a) Inadecuado control de calidad de los componentes mecánicos del

sistema de operación tales como bridas, empaques en válvulas y en los

puntos de inicio y final.

b) La frecuencia, continuidad y características de los programas de

verificación y mantenimiento preventivo y correctivo.


141

c) La eficiencia y rapidez de respuesta para el control de emergencias,

de acuerdo a los planes de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

En lo referente al inadecuado control de calidad de los componentes

mecánicos del sistema de operación, éste representa para el proyecto en

estudio un nivel de riesgo muy reducido debido a que la mayor parte de los

materiales manejados en la industria petrolera, han demostrado cumplir con

los estándares de calidad más importantes establecidos por la Internacional

Standard Organization (ISO), lo que generalmente repercute en nulas fallas

en materiales y equipos de operación.

Aún cuando Pemex Exploración y Producción pudiera reducir notablemente

la frecuencia, continuidad y características de los programas de verificación

y mantenimiento preventivo y correctivo, así como la eficiencia y rapidez de

respuestas para el control de emergencias debido a la implementación de

programas de Seguridad Industrial y Protección Ambiental o con la adopción

de estándares de calidad cada vez más exigentes, pudieran persistir

problemas, aunque en pequeñas proporciones, lo que provoca que existan

factores extrínsecos a las labores y operación que derivan en problemas de

accidentes.

A pesar de que la industria petrolera tiene un registro de accidentes inferior

al de otras actividades industriales, ésta es considerada de alto riesgo.

Para el caso de nuestro país, los accidentes mayores como las explosiones

de varios contenedores con gas L. P. el 19 de noviembre de 1984 en San

Juan de Ixhuatepec y las explosiones ocurridas en Guadalajara el 23 de

abril de 1992, pusieron de manifiesto el alto grado de consecuencias

derivadas de las manifestaciones del riesgo implícito que lleva este tipo de

operaciones y manejos industriales.


142

En sus últimos reportes, la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente

ha manifestado que del total de emergencias ambientales que han ocurrido

en el Estado de Tabasco, el 99% se ha debido a derrames de

hidrocarburos, los cuales han sido ocasionados en un 75% por la corrosión

del material y el 25% por acciones de vandalismo o sabotaje tales como

robo de válvulas, tuberías y cortes con segueta en las líneas. Asimismo, es

importante señalar que en los casos donde se han presentado fugas, no ha

sido posible realizar las maniobras de control debido a los constantes

bloqueos a los accesos de las instalaciones donde se han presentado las

fallas.

Sin embargo, de acuerdo a los registros estadísticos de incidentes

industriales registrados por Pemex, los eventos de mayor incidencia han

sido las fugas reportadas en ductos de transporte de hidrocarburos

(67% del total), de las cuales la Región Sur ha presentado el 22%.

En lo que corresponde a los agentes que dieron origen a las fugas,

se reporta que el 92% han sido originadas por el desgaste del material

debido a la corrosión exterior e interior en los ductos; asimismo, los factores

que se han involucrado en este tipo de fallas son la vida útil de los ductos y

las presiones a las que son sometidos. Por otra parte, el 3.6% de las causas

que han dado origen a las fugas se han debido al uso de material

defectuoso, el 3.4% por agentes externos tales como vandalismo y el 0.75%

restante han sido ocasionados por golpes mecánicos a los ductos.

Estas estadísticas han registrado algunos incidentes industriales que han

ocasionado accidentes mayores tales como explosiones en un 3% de los

casos e incendios que han afectado en un 30% a pastizales y en un 3% a

instalaciones. El rango de fallas para las líneas de transmisión de gas

natural en Europa oriental, según datos sobre incidentes correspondientes


143

al periodo de 1988 a 1992 recopilados por el Grupo Europeo de Datos sobre

incidentes en gasoductos (EGIC 1993), se reporta como de 5.8 x 10-4

por Km/año. Debido a que el criterio de EGIC para hacer reportes sobre

incidentes en gasoductos se está tratando de aplicar actualmente en todos

los accidentes de fugas o derrames, se asume que el rango reportado aplica

para fugas pequeñas, grandes y hasta rupturas. Según datos reportados

por la USDOT sobre incidentes correspondientes al período 1984 - 1990

procesados y resumidos por la Asociación Americana de Gas (AGA 1992),

se reporta como de 1.6 x 10-4 por Km/año.

Debido al criterio de USDOT para hacer los reportes sobre incidentes que

provoquen un daño importante a propiedades, heridas o la muerte, es

aceptable suponer que el rango de falla reportado no incluya fugas

pequeñas. Si por lo tanto, proponemos que el rango de falla reportado se

aplica para fugas grandes y rupturas solamente, se observa que se puede

utilizar el valor de 1.3 x 10-4 x Km/año como referencia.

Por otra parte, la European Pipeline Incident Data Group ha publicado las

frecuencias de fugas en tuberías por 10,000 Km/año; la mayor es un orificio

pequeño de diámetros equivalentes entre 3.17 mm (0.12") y

12.7 mm (0.50"); un orificio mediano es mayor a 12.7 mm (0.50") y hasta

38.10 mm (1.50") y la ruptura es mayor a un diámetro equivalente a

38.10 mm (1.50") y hasta la ruptura total del ducto. Tabla 7.3.- Frecuencias de fugas en tuberías:

Frecuencia por 10 000 km por año Causa Orificio

pequeño Orificio mediano Ruptura Total %

Interferencias externas 0.70 1.70 0.50 2.90 50.43


144

Frecuencia por 10 000 km por año Causa Orificio

pequeño Orificio mediano Ruptura Total %

Defectos de construcción 0.70 0.30 0.10 1.10 19.13

Corrosión 0.80 0.02 0.00 0.82 14.26 Movimientos de tierra 0.10 0.12 0.12 0.34 5.91 Error en una interconexión 0.20 0.06 0.00 0.26 4.52

Otros 0.30 0.03 0.00 0.33 5.75 Total 2.80 2.23 0.72 5.75 100.00

Basándose en el comportamiento de oleoductos y gasoductos en Alberta,

Canadá de 1983 a 1992, el rango anual de accidentes por falla fluctúa entre

0.6 y 3 por cada 1000 Km/año, con un rango representativo de accidentes

del orden de 1 por cada 1000 Km/año (1 x 10-3 por Km/año). Mencionando

que los datos estadísticos se estiman para su representatividad por contar

con una estructura de 100,000 Km. de gasoductos y 25,000 Km. de

oleoductos.

Con una mayor aproximación se indica que el 85% de todas las fallas son

fugas y el 15.0% son rupturas; señalando con esto que una fuga es

comparable con categoría de fuga pequeña, y la ruptura es comparable con

la categoría de fuga grande o ruptura total. Por lo tanto, la indicación

representativa para fallas es la siguiente:

Tabla 7.4.- Indicación representativa para fallas.

Rango Tipo de falla

8.5 x 10-4 por Km /año Para fugas pequeñas 1.5 x 10-4 por Km /año Para fugas grandes o rupturas


145

Tabla 7.5.- Indicación en términos para la dimensión del orificio de acuerdo

con datos del Simposium “Control de riesgos en ductos de transmisión de

gas” presentado por G.D. Fearnehugh en 1995.

Dimensión del orificio Distribución relativa

Menor a 20 mm 87 % De 20 a 80 mm 10 % Mayor de 80 mm 3 %

Los datos anteriores son similares a los valores presentados en Alberta,

Canadá de 1993 a 2002, lo que nos puede hacer presentar lo siguiente:

Tabla 7.6.- Valores representativos con respecto a fugas para oleoductos y

gasoductos:

Modo de falla Frecuencia Fuga pequeña 8.7 x 10-4

Fuga grande 1.0 x 10-4

Ruptura 0.3 x 10-4

VII.4. Metodologías.

• Metodologías de identificación y jerarquización. La metodología de identificación de riesgo a emplear es el Hazard and

Operability (Hazop), riesgos de operabilidad, la cual es una técnica

propuesta por el American Institute of Chemical Engineer (AIChE), Instituto

Americano de Ingenieros Químicos; Environmental Protection Agency (EPA),

Agencia de Protección Ambiental y Occupational Safety Health Agency

(OSHA), Administración de Salud y Seguridad Ocupacional, para desarrollar

la evaluación de riesgos en los términos de identificación de riesgos, en esta

metodología desarrollada por la Imperial Chemical Industries (ICI).


146

Existe una gran cantidad de ideas para identificar los riesgos al ser

integrado este análisis por un grupo de especialistas de diferentes áreas de

las instalaciones o procesos en estudio. El análisis Hazop se enfoca en

puntos específicos del proceso u operación llamados “nodos de estudio”,

secciones del proceso o pasos operativos. Se analiza cada sección o paso

con respecto a los peligros o desviaciones del proceso. Una vez

seleccionado los “nodos”, se emplean palabras guías las cuales se

combinan con los parámetros seleccionados previamente y de esta manera

asegurar que todas las posibles desviaciones de los parámetros de proceso

sean evaluados, obteniéndose con esto, la identificación de la posible

presencia de riesgos (como fuga, incendio y/o explosión) que provoquen

daños al personal, al ambiente o a las instalaciones.

En el análisis Hazop para este proyecto, se consideraron los siguientes

nodos de estudio:

Tabla 7.7.- Análisis Hazop Nodo Descripción

1 Trayectoria de las L.D.D. de los pozos Sen No. 98, 99 y 138 (origen 1) y trayectoria de la L.D.D. del pozo Sen No. 97 (origen 2).

2 Cabezal de recolección Sen 95 (destino 1) y Juego de válvulas de la Macropera Sen 13 (destino 2).

3 Trayectoria del Oleogasoducto.

4 Cabezal de Recolección Sen Norte.

A continuación, se mencionan las palabras guías seleccionadas y que se

relacionan con el transporte del fluido que será transportado a través de las

líneas de descarga y del oleogasoducto, éstas se utilizarán en el análisis

Hazop para el nodo propuesto:


147

Tabla 7.8.- Palabras guías.

Palabra guía Descripción Más Aumento

Menos Disminución Sí Existencia

Los parámetros que se relacionan con el transporte de la sustancia

analizada en este proyecto y los cuales fueron seleccionados, son los

siguientes:

Tabla 7.9.- Parámetros.

Parámetros Presión

Corrosión Agentes externos Errores humanos

Cabe mencionar que durante el funcionamiento de las líneas de descarga,

cabezal de recolección y oleogasoducto, se pueden presentar agentes

externos, los cuales son aquellos factores que pueden provocar un

accidente durante la operación, en los cuales es difícil realizar medidas para

prevenirlos o evitarlos, este concepto engloba a todos los fenómenos

naturales y golpes o fracturas a la infraestructura de la obra, ocasionados

por vandalismo, sabotaje o maquinaria pesada, entre otros.

Los resultados obtenidos por medio de la metodología Hazop se muestran

en el Anexo “G”.


148

• Jerarquización de riesgo. Cabe mencionar que al realizar la identificación de riesgos con la

metodología Hazop, a la vez se realizó la jerarquización de los eventos de

riesgo en relación a sus consecuencias. Para realizar la jerarquización se

utilizó una técnica de matriz de frecuencia contra consecuencia para poder

jerarquizar y obtener los índices de los riesgos a los que se encuentra

expuesta la tubería. La técnica utiliza índices de frecuencia o probabilidad contra índices de

consecuencia o gravedad, los cuales generan un índice de riesgo.

A continuación, se muestran los índices de frecuencia y consecuencia:

Tabla 7.10.- Índice de frecuencia o probabilidad.

Rango Frecuencia o probabilidad Descripción

1 Extremadamente raro Es probable que ocurra una vez en más de 10 años o durante la vida útil.

2 Raro Es probable que ocurra una vez en más de 5 años y menos de 10 años.

3 Poco frecuente Es probable que ocurra una vez entre 1 y 5 años. 4 Frecuente Es probable que ocurra una vez al año o menos.

Tabla 7.11.- Índice de consecuencia o gravedad.

Rango Consecuencia o gravedad Descripción

1 Ligera No hay heridas/daños mínimos a propiedades y pérdidas de infraestructura y/o producción menor al 25% del valor del proyecto.

2 Moderada Heridas ligeras/daños menores a propiedades y pérdidas de infraestructura y/o producción entre el 25% y 50% del valor del proyecto.

3 Severa Heridas múltiples/daños mayores a propiedades y pérdidas de infraestructura y/o producción entre el 50% y 100% del valor del proyecto.

4 Catastrófica Fatalidad/daños irreversibles y pérdidas de infraestructura y producción mayores al 100% del valor del proyecto.


149

La jerarquización del riesgo surge de la combinación de las dos tablas citadas

anteriormente y se refleja en una matriz de jerarquización de riesgos, la cual

se presenta a continuación:

Tabla 7.12.- Matriz de jerarquización de riesgos.

Consecuencia Ligera Moderada Severa Catastrófica Índice de riesgo

1 2 3 4 Extremadamente raro 1 1 2 3 4

Raro 2 2 4 6 8

Poco frecuente 3 3 6 9 12

Frec

uenc

ia

Frecuente 4 4 8 12 16

La intersección de los rangos de frecuencia y de consecuencia tiene como

resultado un índice de riesgo, los cuales se indican en la siguiente tabla:

Tabla 7.13.- Índice de riesgo.

Rango Riesgo Descripción

1, 2 y 3 Aceptable Riesgo generalmente aceptable con controles

4 y 6 Indeseable Revisar que los controles de proceso o procedimientos de ingeniería, administrativos, de mantenimiento y operativos de emergencia se estén llevando a cabo en forma correcta

8 y 9 Altamente indeseable

Revisar los controles de proceso o procedimientos de ingeniería, administrativos, de mantenimiento y operativos de emergencia y en su caso modificarlos en un período de 3 a 12 meses

12 y 16 Inaceptable

Revisar los controles de proceso o procedimientos de ingeniería, administrativos, de mantenimiento y operativos de emergencia y en su caso modificarlos en un período de 3 a 6 meses

Para poder identificar los riesgos en las líneas de descarga, cabezal de recolección y el oleogasoducto, se consideran los siguientes criterios:


150

- Riesgos a propiedades y/o zonas aledañas (por ubicación del ducto y

características de la sustancia que será transportada).

- Condiciones de operación con las cuales funcionará la tubería (diámetro,

presión, temperatura y flujo).

- Longitud y vida útil de la tubería.

Los puntos de riesgo del proyecto son aquellos que en un determinado

momento pueden causar daños al personal, al medio ambiente o a las

instalaciones y pueden presentarse de forma aislada o secuencial,

dependiendo de la magnitud del riesgo y las condiciones atmosféricas

imperantes en el momento de que éste ocurra.

Para el caso de las líneas de descarga, cabezal de recolección y el

oleogasoducto en estudio, los eventos de riesgo pueden ser provocados por

una fuga debido a la disminución del espesor en las paredes de éste; el

hidrocarburo fugado puede alcanzar el límite inferior de inflamabilidad,

mezclarse con el aire y/o entrar en contacto con una fuente de ignición,

formando un evento de incendio. A continuación, se describen cada uno de

los eventos en orden de ocurrencia:

1. Fugas. Las fugas son los eventos de riesgo que se pueden presentar en este tipo

de tuberías y las causas que los pueden ocasionar son las siguientes:

• Corrosión interna o externa en la tubería (pérdida de espesor).

• Materiales de construcción fuera de norma o fin de vida útil.

• Golpe ocasionado por agentes externos (maquinaria pesada o

fenómenos meteorológicos).


151

• Deficiencias en el procedimiento constructivo como soldadura,

recubrimiento exterior y pruebas de aceptación (radiográfica e

hidrostática), entre otras.

• Deficiencia en el mantenimiento preventivo o correctivo (válvulas,

tuberías y otros).

1. Flamazo o antorcha. Se presenta cuando existe una fuga y el material inflamable se dispersa, de

manera que se incendia a una distancia del punto de la descarga.

La nube dispersa produce la antorcha en cualquier momento, siempre y

cuando esté por encima de su punto de inflamabilidad y por debajo de su

límite de inflamabilidad.

3. Explosión o nube de vapor no confinada. La explosión de nube de vapor se presenta cuando la sustancia ha sido dispersada y se incendia a una distancia del lugar de descarga, la flama se propaga rápidamente hasta provocar una detonación. La magnitud de la explosión depende del tamaño de la nube y de las propiedades químicas de la sustancia. Se pueden originar ondas de sobrepresión las cuales ocasionan daños más allá de los límites de la nube. Generalmente destruye todo lo que esté dentro de los límites de la nube, ocasionando daños y pérdidas de vidas por sobrepresión encima de 1.0 lb/pulg2. 4. Daños a equipos e instalaciones. Los daños que pueden provocarse debido a los eventos mencionados

podrían ser al personal que se encuentre es esos momentos, al medio

ambiente o a la infraestructura de la obras, esto como consecuencia de la

radiación térmica en caso de antorcha o sobrepresión en caso de

presentarse una explosión.


152

VIII. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS DE PROTECCIÓN EN TORNO A LAS INSTALACIONES.

VIII.1. Estimación de consecuencias. Las desviaciones que mostraron el índice de riesgo más probable y el índice

de riesgo más alto o catastrófico en la metodología Hazop, serán

consideradas para desarrollar las modelaciones matemáticas de emisión de

la sustancia manejada mediante el software Automated Resource for

Chemical Hazard Incident Evaluation (ARCHIE), que es un modelo de

dispersión elaborado por la Enviromental Protection Agency (EPA), Agencia

de Protección Ambiental de los E.E.U.U., para la evaluación de

consecuencias por la descarga de sustancias peligrosas.

El propósito fundamental del simulador ARCHIE es suministrar al personal

de planeación, métodos integrados para evaluar el riesgo de la dispersión

de fugas o un posible incendio, relacionados con la descarga de materiales

peligrosos en el ambiente.

El programa no sólo aumenta el conocimiento de las características de

eventos y riesgos de accidentes potenciales, sino que proporciona las bases

para la elaboración de los planes de emergencias.

Con la aplicación del modelo ARCHIE se simularon los eventos de fugas y

se evaluaron los efectos máximos en caso de encontrarse una fuente de

ignición cercana y presentarse posiblemente los eventos de flamazo o

antorcha y explosión, en estos casos se determinaron los radios de máxima

afectación al entorno, observando las repercusiones al personal, el medio

ambiente y a la infraestructura de la obra.


153

Para simular el comportamiento del derrame superficial en el subsuelo y

manto freático por derrame de crudo, se utilizó el simulador HSSM

(The Hydrocarbon Spill Screening Model) “Modelo para Evaluación de

Derrames de Hidrocarburos”, versión 1.10, desarrollado por la Enviromental

Protection Agency (EPA), Agencia de Protección Ambiental de los E.E.U.U.,

el cual indica la generación de una pluma de desplazamiento vertical -

horizontal.

• Criterios utilizados para la simulación de eventos de riesgo. Para proporcionar los datos al simulador, se consultó la siguiente

información disponible:

• Bases de Diseño y planos de Trazo y Perfil.

• Planos de Diagrama de Tuberías e Instrumentación.

• La experiencia del personal operativo de P.E.P.

• Estadísticas de accidentes en algunas fuentes de información como la

AIChE (Instituto Americano de Ingenieros Químicos), entre otras.

• Los resultados obtenidos con la aplicación de la metodología Hazop.

Adicionalmente, se tomaron las siguientes consideraciones, tanto en los

escenarios del riesgo industrial, así como en el sistema acuático

(según Método de Dispersión de Fay, 1971):

• El orificio formado por corrosión o desgaste en las tuberías y accesorios

es de forma regular, con los bordes hacia afuera y de un diámetro

determinado. El diámetro equivalente del orificio varía desde 3.17 mm

(0.125") hasta 12.70 mm (0.5"), sin embargo, por considerar la

situación de riesgo más critica, se utilizará el mayor diámetro (0.5”). Lo

anterior de acuerdo con las estadísticas de frecuencia de fugas en

tuberías y accesorios publicadas por European PiPeline Incident Data

Group.


154

• El diámetro considerado por ruptura debido a golpes con agentes

externos (actos de sabotaje, vandalismo y maquinaria pesada) o

represionamiento será de un 20% del diámetro total de los ductos, de

acuerdo con la bibliografía “Riesgo Ambiental” de E. Valdés de la

Facultad de Ingeniería de la UNAM.

• La tasa de descarga se calcula mediante el Software ARCHIE.

• Para la detección y control de las fugas se considerará un tiempo

supuesto, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

• Tiempo máximo para la detección del evento por parte del personal de

Pemex Exploración y Producción y tiempo que ocupa el personal del

departamento de Mantenimiento y el personal del departamento de

Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SIPA) conjuntamente con

las brigadas contraincendio para llegar al lugar exacto de la

emergencia y controlarla.

• La velocidad del viento utilizada será de 20 Km/hr (12.25 millas/h) por ser

el promedio en la zona donde se localizará el proyecto y la estabilidad

ambiental considerada será clase C, debido a que en el área donde se

localizará la obra es muy difícil que se presenten condiciones

extremadamente estables.

En eventos de incendio, los radios de seguridad se evaluarán a diferentes

niveles de radiación, los cuales se describen a continuación:

Tabla 8.1.- Radios de seguridad.

Radiación Descripción

5.0 Kw/m2 (1,500 BTU/ft2/h)

Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de 2o. grado sin protección adecuada. Esta radiación es considerada como límite de zona de alto riesgo

1.4 Kw/m2 (440 BTU/ft2/h)

Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. Este límite se considera como zona de amortiguamiento


155

Los eventos de explosión se evaluaron con los siguientes niveles de

sobrepresión, haciendo mención que estos pueden presentarse cuando el

peso de la nube de gas explosiva es mayor a 500 Kg.

Presión Descripción

1.0 lb/pulg2

Es la presión en la que se presenta destrucción parcial de casas y daños reparables a edificios; provoca el 1% de ruptura de tímpanos y el 1% de heridas serias por proyectiles. Esta área se considerará como zona de alto riesgo

0.5 lb/pulg2

La sobrepresión a la que se presenta rupturas del 10% de ventanas de vidrio y algunos daños a techos; este nivel tiene la probabilidad del 95% de que no ocurran daños serios. Esta área se considera como zona de amortiguamiento

Evaluación de dispersión en sistemas acuáticos

(Método de Dispersión de Fay, 1971)

El oleogasoducto de 12’’ Ø x 4.83 Km. del Cabezal de Recolección Sen 95

al Cabezal de Recolección Sen Norte, tendrá un cruzamiento con el canal

de acceso al Campo Sen (fotografía 16) en el Km. 4+741.21 al

Km. 4+786.65, por lo tanto, se evaluará la dispersión de la mancha de crudo

en caso de derrame en esta corriente de agua. A continuación se describe el

método de dispersión de Fay:

Transporte de hidrocarburos.

Los diferentes procesos que pueden ocurrir durante un derrame de

hidrocarburo son los siguientes: dispersión mecánica horizontal,

evaporación, dispersión vertical, disolución, emulsificación, reacciones de

óxido-reducción, sedimentación y biodegradación.


156

Escurrimiento. En teoría, si un volumen de hidrocarburos es derramado sobre un cuerpo de

agua en calma, en el cual no existe interacción con el viento, corrientes de

agua o mareas, este volumen de hidrocarburos se dispersaría

uniformemente por equilibrio de las fuerzas de gravedad, viscosidad y

tensión superficial.

Evaporación.

La evaporación junto con la dispersión vertical, son los procesos de

atenuación de masa más importantes en una mancha de hidrocarburo. Dispersión vertical.

El oleaje, las corrientes advectivas generadas por el viento y la turbulencia,

causan parte o toda la ruptura de la mancha, dividiéndola en fragmentos y

gotas de diferentes tamaños.

Disolución.

La disolución usualmente sólo representa el 1% de la masa perdida, pero

los productos disueltos pueden llegar a ser de importancia por sus efectos

tóxicos, por ello en ocasiones se requiere la descripción detallada del

hidrocarburo.

Con base en la información disponible, se consideraron los siguientes datos:

Para el transporte advectivo, se consideran velocidades calculadas en ríos

que surcan la Reserva de la Biosfera Pantanos de Centla (Pemex, 2004),

las cuales varían de 0,15 a 0,6 m/s. En este sentido, el avance máximo sería

de 2 160 m, considerando la velocidad máxima.


157

El oleogasoducto tendrá como punto final el Cabezal de Recolección Sen

Norte y como procedimiento se revisarán los registradores de flujo cada

hora (manógrafos), lo cual permitirá detectar oportunamente cualquier caída

de presión o disminución de la producción.

De acuerdo con el Método de Fay (1971), el escurrimiento de hidrocarburos

sobre un cuerpo de agua pasa por tres etapas: régimen inercial, viscoso y

de tensión superficial. El crecimiento de la mancha en cada etapa será

entonces de (Fay, 1971):

Unidimensional Bidimensional Inercial 1/32

i )gAt( K L ∆= 1/422i )gVt( KR ∆=

Viscoso 4/1

2/1

2/32

vKL

∆=

µtgA

6/1

2/1

2/32

2vKR

∆=

µtgV

Tensión superficial 4/1

2

32

tKL

=

µρσ A

4/1

2

32

2tKR

=

µρσ t

Donde: L: Longitud de la mancha.

Ki: Coef. de escurrimiento en régimen inercial.

Kv: Coef. de escurrimiento en régimen viscoso.

Kt: Coef. de escurrimiento en régimen de tensión superficial.

g: Aceleración de la gravedad (m/s2).

Vt: Volumen de petróleo por unidad de longitud.

µ: Viscosidad cinemática del agua (m2/s)

σ: Tensión superficial (dina/cm).

ρ: Densidad del agua (kg/m3).

V: Volumen inicial de petróleo (m3).


158

VIII.2. Radios potenciales de afectación. A continuación, se presentan los eventos de riesgo determinados con el simulador ARCHIE:

SIMULACIONES PARA LAS LÍNEAS DE DESCARGA DE 8” Ø

POZOS SEN 78, 98, 99 Y 138.

Caso 1.

Suposición: Fuga de gas por un orificio equivalente a 0.5”

(12.7 mm) de Ø.

Localización: En los puntos de inicio y final o en cualquier punto de la

línea de descarga.

Causas: Corrosión, desgaste del material o deficiencias durante

las actividades de mantenimiento.

Resultados del software ARCHIE

Zona de influencia

Toxicidad (Concentración, ppm)

Inflamabilidad (Radiación térmica)

Explosividad (Sobrepresión)

Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 22.86 m

1.0 lb/pulg2 No se presenta

Zona de amortiguamiento

TLV8 o TLV15 No se presenta

1.4 Kw/m2 45.72 m


Caso 2.


(40.64 mm) de Ø.

Localización: En el punto de inicio o final de las líneas de descarga

Causas: Golpes con agentes externos (actos de vandalismo,

sabotaje y maquinaria pesada) o represionamiento.


159


Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 73.15 m




1.4 Kw/m2 145.99 m


SIMULACIONES PARA EL OLEOGASODUCTO DE 12” Ø

Caso 1.


(12.7 mm) de Ø.

Localización: En los puntos de inicio y final o en cualquier punto del

oleogasoducto, principalmente en zona baja.




Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 23.46m




1.4 Kw/m2 46.93 m



160

Caso 2.


(60.96 mm) de Ø.

Localización: En cualquier punto del oleogasoducto, principalmente en

cruzamientos.




Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 112.16 m




1.4 Kw/m2 224.33 m


Caso 1.

Suposición: Derrame de crudo por un orificio equivalente a 0.5”

(12.7 mm) de Ø.

Localización: En los puntos de inicio y final o en cualquier punto del

oleogasoducto.




Zona de

influencia Toxicidad

(Concentración, ppm) Inflamabilidad

(Radiación térmica) Explosividad

(Sobrepresión)

Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 7.31 m




1.4 Kw/m2 14.32 m



161

Caso 2.


(60.96 mm) de Ø.

Localización: En cualquier punto del oleogasoducto, principalmente en

cruzamientos.




Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 33.83 m




1.4 Kw/m2 67.66 m


SIMULACIONES PARA EL CABEZAL DE RECOLECCION SEN 95

Caso 1.


(12.7 mm) de Ø.

Localización: En el Cabezal de Recolección.




162


Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 23.77m




1.4 Kw/m2 47.54 m


Caso 2.


(81.28 mm) de Ø.





Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 113.69 m




1.4 Kw/m2 227.38 m


Caso 1.


(12.7 mm) de Ø.

Localización: En el Cabezal de Recolección Sen 95.




163


Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 7.31 m




1.4 Kw/m2 14.32 m


Caso 2.


(81.28 mm) de Ø.





Zona de influencia




Zona de alto riesgo

IDLH No se presenta

5 Kw/m2 33.83 m




1.4 Kw/m2 67.66 m


En el Anexo “H” se muestran los resultados obtenidos mediante las

simulaciones con el software ARCHIE para sustancias inflamables y

explosivas, y los resultados del simulador HSSM (The Hydrocarbon Spill

Screening Model) “Modelo para Evaluación de Derrames de Hidrocarburos”,

versión 1.10.


164

En el Anexo “I” se incluyen los ortomapas de localización, escala 1:5 000,

donde se indican los radios de afectación (zona de alto riesgo y zona de

amortiguamiento) para los eventos por inflamabilidad debido a la fuga de

gas o derrame de crudo (mayores consecuencias o eventos más

catastróficos) obtenidos mediante el Software ARCHIE.

Resultados del comportamiento debido a derrame de crudo en el cruzamiento con sistemas acuáticos (Canal de Acceso a Campo Sen): Los resultados obtenidos para el derrame de crudo en el cruzamiento con el

Canal de Acceso al Campo Sen, de acuerdo al Método de Dispersión de

Fay, 1971, se indican a continuación:

- Escenario 1: Para este evento, el tiempo de respuesta aproximado se considera de 1 hora

para la detección e identificación de una fuga por orificio de 0.5” Ø

causada por corrosión, por lo que se tendría un derrame de 7,256.32 litros

(122.98 barriles), considerando la producción diaria.

- Escenario 2: El tiempo de respuesta se considera de 1 hora aproximadamente para la

detección e identificación de una fuga por orificio de 1.6” Ø, debido a golpes

con agentes externos, por lo que se tendría un derrame de 56,128 litros

(951.32 barriles), considerando la producción diaria.

Resultados del método de dispersión de Fay

Distancias de escurrimiento calculado con el método de dispersión de Fay (1971), sin advección (cuerpo de agua léntico) y considerando un tiempo de respuesta para la contención del crudo de 60 minutos una vez iniciada una fuga a través del oleogasoducto.

Escenario Radio (m) Área (Ha) Derrame por orificio de 0.5", por lo que se tendría un flujo de 7,256.32 litros (122.98 Barriles), considerando la producción diaria.

132 6,76

Derrame por orificio de 1.6”, por lo que se tendría un flujo de 56,128 litros (951.32 barriles). 276 28,45


165

De acuerdo con este planteamiento, las distancias que avanzaría el

hidrocarburo en fase líquida (crudo), de acuerdo con la etapa inercial y

viscosa de Fay, serían las siguientes:

Resultados de escenarios (método de dispersión de Fay)

Escenario Volumen de aceite derramado (m3)

Distancia recorrida en sentido del flujo (m)

1 5.68 153 2 59.64 264

Con base en ello, el principal componente afectado será la vegetación

presente en los alrededores del Canal de Acceso al Campo Sen, la cual se

constituye por vegetación hidrofita emergente como el espadaño (Typha

latifolia), así como ejemplares de vegetación riparia como el sauce (Salix

chilensis), provocando con esto modificaciones en el paisaje, mismo que

repercutiría directamente sobre la fauna que emplea estos nichos, donde se

verían afectados tanto invertebrados (moluscos, larvas de insecto,

crustáceos, así como componentes planctónicos) y vertebrados (peces,

anfibios, reptiles y aves).

Cabe destacar que los eventos aquí propuestos, con aplicación de

adecuados programas de mantenimiento en tiempo y forma, reducen

considerablemente los riesgos ambientales previstos. Por otro lado, una

respuesta expedita al momento de presentarse los eventos, disminuye los

impactos planteados.


166

Simulación por evento de derrame (subsuelo y manto freático).

Se realizó la simulación específica para el comportamiento del derrame de

crudo en el subsuelo y manto freático después de ocurrir un derrame

superficial. A continuación, se presenta el caso del evento máximo probable

de riesgo por derrame obtenido por el simulador HSSM, por sus siglas en

inglés (The Hydrocarbon Spill Screening Model) “Modelo para Evaluación de

Derrames de Hidrocarburos”.

Resultados de escenarios (simulador HSSM)

Suposición: Comportamiento de la pluma contaminante para 6 perfiles.

Causa: Evento de derrame superficial que previamente ha sido simulado con el software ARCHIE.

Localización: En cualquier punto del trazo de las líneas de descarga y oleogasoducto.

Constantes y propiedades de matrices:

Proporción de conductividad horizontal – vertical = 2.5 Índice de permeabilidad relativa = 2. Porosidad = 0.43 Saturación residual de agua = 0.1 No. Van Genuchten = 4.5

Características del evento contaminante:

Viscosidad dinámica = 0.511 centipoise Densidad = 0.85 gr / cm3

Parámetros de succión capilar: Tensión superficial del agua = 65 dina/cm Tensión superficial del aceite = 32 dina/cm Resultados obtenidos

Parámetros Calculados: Velocidad de carga del flujo = 0.4522 m/día Radio máximo de dispersión = 65,28 m Radio efectivo = 36,48 m Factor de Retardo = 1.29


167

Días Flujo (Kg/día) Concentración Mg/L

2 0.001 0.03 37 0.710 22.71 71 1.273 40.71 106 1.536 49.13 140 1.680 53.74

De acuerdo a los resultados obtenidos a través del modelo de dispersión del

contaminante en un medio poroso mediante el simulador HSSM (Modelo

para Evaluación de Derrames de Hidrocarburos) cuyas gráficas y resultados

de simulación se muestran en el Anexo “H”, se concluye que para que el

crudo derramado en cualquier punto de las líneas de descarga y

oleogasoducto, que alcance el nivel freático, se atiende únicamente el

tiempo de transporte a través de la zona vadosa, considerando que no están

presentes contaminantes disueltos, es decir, llevando a cabo una simulación

por unidad de área.

Entre los datos introducidos al simulador, se asume que las propiedades del

fluido son estándares para la fase agua, considerando que durante la

infiltración, la conductividad hidráulica máxima para el agua corresponde al

50% de la conductividad hidráulica saturada.

De los resultados obtenidos por el modelo, los perfiles de saturación se

muestran en las gráficas del Anexo “H”, donde se puede observar el

comportamiento del crudo en el medio poroso y su desplazamiento con

respecto al tiempo. Estos perfiles fueron dibujados con el programa HSSM-

PLT (Hydrocarbon Spill Screening Model), como complemento gráfico de los

resultados de la simulación.


168

De acuerdo a las gráficas y los resultados numéricos de la modelación,

se observa que la profundidad del frente abrupto aumenta (es directamente

proporcional) con respecto al tiempo y los 4 primeros perfiles muestran

saturaciones uniformes de NAPL (los llamados líquidos de fase no-acuosa,

por sus siglas en inglés: No-Aqueous Phase Liquids). Los últimos dos

perfiles muestran saturaciones variables de NAPL. Por lo tanto, teniendo

confianza completa en la exactitud de los datos de entrada, podría

suponerse que el material derramado alcanza el nivel freático con respecto

al tiempo.


169

IX. SEÑALAMIENTOS DE LAS MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE SEGURIDAD EN MATERIAL AMBIENTAL.

IX.1. Interacciones de riesgo.

De acuerdo a los radios de afectación obtenidos mediante las simulaciones

con el Software ARCHIE, dentro de la zona de alto riesgo para todos los

eventos planteados, no se localizan otras instalaciones diferentes a la

industria petrolera que se dediquen a las actividades industriales o que

manejen sustancias peligrosas, además de que tanto el cabezal de

recolección, como las líneas de descarga y oleogasoducto, se localizan en

una zona de pantano, la cual no es apta para llevar a cabo actividades

agrícolas o pecuarias, por lo tanto, tampoco existen asentamientos

humanos que pudiesen verse afectados, al menos en un radio de 1 Km. de

cada una de las obras.

Con la finalidad de reducir riesgos, durante la operación del cabezal de

recolección, líneas de descarga y oleogasoducto, se promoverán

actividades de seguridad industrial, cuya misión será la de promover que

todas las actividades que se realicen durante su funcionamiento se

desarrollen dentro de un marco de seguridad y respeto al medio ambiente y

entre éstas se mencionan las siguientes:

• Difusión normativa.

• Elaboración de auditorías internas de seguridad industrial.

• Supervisión de trabajos con riesgo.

• Elaboración de estadísticas de accidentes personales e industriales.


170

IX.2. Recomendaciones técnico-operativas. De la metodología Hazop realizada al cabezal de recolección, líneas de

descarga y oleogasoducto, se derivan las siguientes recomendaciones

técnico - operativas:

• Conocer y aplicar los procedimientos operativos del plan de contingencia.

• Aplicar los programas de mantenimiento preventivo de acuerdo a los

procedimientos establecidos, según la frecuencia de datos estadísticos y

normas.

• Verificar con equipo de inspección, si la tubería presenta problemas de

integridad mecánica.

• Cumplir con los programas de celaje terrestre.

• Realizar los procedimientos para el cierre de válvulas en caso de

presentarse fugas, dando a conocer el evento a los departamentos

operativos y de mantenimiento.

• Reemplazar los tramos de tuberías cuando éstas se encuentren con

espesores menores a la especificación.

• Capacitar al personal de operación y mantenimiento con respecto a

seguridad industrial.

• Dar a conocer a los habitantes de poblaciones aledañas sobre los riesgos

a los que se exponen en caso de invadir o realizar actividades sobre el

derecho de vía.

• Instalar señalamientos preventivos y restrictivos en el derecho de vía,

haciendo énfasis particular en instalaciones de origen y destino.

• Realizar campañas de orientación al personal operativo y de

mantenimiento sobre las causas que se tendrían por el abandono de sus

actividades durante la jornada laboral.

• Recomendaciones generales, derivadas del análisis de riesgo efectuado.


171

Con la finalidad de evitar o mitigar eventos de riesgo durante las etapas de

operación y mantenimiento de los ductos, a continuación se mencionan las

recomendaciones derivadas del presente Estudio de Riesgo Ambiental:

• Etapa de operación. 1. No exceder la presión de operación establecida en las tuberías, para

evitar fracturas que conduzcan a situaciones de peligro al ambiente o a la

infraestructura.

2. Capacitar al personal de operación para evitar errores humanos.

3. No poner en funcionamiento alguna tubería cuando se encuentre dañada

por corrosión o fin de vida útil.

4. Efectuar los celajes terrestres en forma periódica con la finalidad de

detectar condiciones anormales de operación o invasión al derecho

de vía.

5. Avisar de manera inmediata al personal responsable de la operación de la

tubería sobre la presencia de posibles fugas, para realizar los

procedimientos de seguridad pertinentes.

• Etapa de mantenimiento preventivo. 1. Cumplir en forma estricta con el programa de mantenimiento preventivo,

para tomar acciones inmediatas cuando se presenten desviaciones a las

condiciones normales de operación.

2. Para prevenir la corrosión exterior, se recomienda cumplir con el

mantenimiento programado a las tuberías y a las instalaciones

superficiales (puntos de origen y destino).


172

3. Capacitar periódicamente al personal que opera las instalaciones de

origen y destino, así como a los que realizan los celajes terrestres del

derecho de vía, para la identificación de los posibles puntos de fugas.

4. Restablecer los señalamientos preventivos, restrictivos e informativos al

derecho de vía, cuando estos se encuentren deteriorados.

• Etapa de mantenimiento correctivo. 1. Efectuar inmediatamente las reparaciones en los tramos dañados.

2. Detener de forma inmediata el funcionamiento del ducto cuando se

presenten fugas, para proceder a su reparación.

3. Continuar de manera periódica con la capacitación del personal que

realiza los cortes y soldado de tuberías en caso de realizar alguna

reparación.

4. El personal que intervenga en los eventos de fugas o en posibles

incendios, deberá estar capacitado con la finalidad de controlar de

manera inmediata la emergencia.

IX.3. Sistemas de seguridad.

Pemex Exploración y Producción, Región Sur, dispone con personal y

unidades de equipo contraincendio. En caso de presentarse un evento de

riesgo mayor en las tuberías o en los puntos de origen y destino, y éste

no pueda ser controlado de manera inmediata, se dispone con personal

y equipos de protección contra incendio que existen en el cobertizo contra

incendio del Activo Integral Samaria-Luna, que da apoyo al Programa

Integral de Medidas de Seguridad Operacionales. Se harán mención a los

que existen en las instalaciones administrativas del Activo Integral Samaria -

Luna, ubicadas en Reforma, Chis., entre éstos existen los siguientes:


173

Cantidad Descripción Capacidad Ubicación

Física Área de

Ubicación

1 Camión motobomba International 2,000 gpm Cobertizo Reforma

2 Camión motobomba International 1,000 gpm Cobertizo Reforma

1 Camión motobomba International 1,000 gpm Trampas El

Macayo Reforma

1 Remolque motobomba General Motor 2,000 gpm Cobertizo Reforma

1 Remolque motobomba Perkins 750 gpm Batería Agave Reforma

1 Compresor Mako 5,000 bls. Cobertizo Reforma

3 Unidades tipo media caseta 3 ton. Cobertizo Reforma

1 Unidad tipo media caseta 3 ton. Margen derecha Río Carrizal Reforma

3 Camión motobomba International 1,000 gpm Cobertizo Samaria

1 Camión motobomba International 2,000 gpm Cobertizo Samaria

2 Remolque motobomba Caterpillar 1,000 gpm Cobertizo Samaria

1 Motobomba Hidrosub 1,000 gpm Cobertizo Samaria

1 Plataforma Dina 10 ton. Cobertizo Samaria

2 Unidades tipo media caseta 3 ton. Cobertizo Samaria

2 Camión motobomba International 1,000 gpm Cobertizo San Manuel

1 Camión motobomba International 2,000 gpm Cobertizo San Manuel

1 Remolque motobomba Hale 1,000 gpm Cobertizo San Manuel

1 Remolque motobomba Caterpillar 1,000 gpm C.I. Samaria San Manuel

1 Motobomba Hidrosub 1,000 gpm Cobertizo San Manuel

1 Plataforma Dina 10 ton. Cobertizo San Manuel

2 Unidades tipo media caseta 3 ton. Cobertizo San Manuel


174

IX.4. Medidas preventivas.

• Medidas de seguridad. 1. Registrar y actualizar los accidentes y/o fugas que se lleven a cabo, para

que posteriormente se aplique un procedimiento específico que ataque y

evite eventos no deseados, y de manera conjunta se analice el riesgo con

el programa anual de auditorías. 2. Disponer con un Plan de Emergencia específico para el presente proyecto,

en el cual se mencione el directorio y las funciones del personal

responsable en casos de presentarse eventos extraordinarios. 3. Mantener informado al personal de operación y mantenimiento, para tener

una mayor seguridad en las instalaciones, evitando así riesgos

innecesarios al personal, a las poblaciones cercanas y al medio ambiente. 4. Rotular la tubería, que incluya lo siguiente: diámetro, fluido que transporta,

sentido del flujo y destino.

• Medidas preventivas. La tubería estará provista por mantenimiento preventivo de protección

anticorrosiva (pintura a base de esmalte) que se revisará de acuerdo a los

programas establecidos por P.E.P. y se aplicará en la infraestructura de las

líneas, válvulas y señalamientos.

A la fecha de elaboración del presente estudio no existe un programa de

mantenimiento específico para las líneas y el oleogasoducto, ya que éste

se encuentra en proyecto. El programa de mantenimiento será generado

por la dependencia correspondiente en el momento de que se ponga en

operación la tubería y será similar al siguiente programa tipo que es

aplicable para las tuberías que se encuentran en funcionamiento:


175

Actividad Unidad Especificaciones Frecuencia anual

Mantenimiento preventivo y predictivo

Celaje terrestre zona rural. Km. NRF-030-PEMEX-2003 CID-NOR-N-SI-0001 12

Levantamiento de potenciales en zona rural. Km. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B. 31. 4/8 2

Inspección del recubrimiento dieléctrico en zona rural. Km. NRF-030-PEMEX-2003

CID-NOR-N-SI-0001 1-5

Inspección de rectificadores de protección catódica. Pieza

NRF-030-PEMEX-2003 CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B. 31. 4/8 52

Revisión de camas anódicas. Sistema CID-NOR-N-SI-0001 ANSI B. 31. 4/8 1

Inspección ultrasónica a instalaciones superficiales e interfases. Insp. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B. 31. 4/8 1

Inspección ultrasónica monitoreo selectivo a ductos enterrados. Insp. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B. 31. 4/8 -

Instalación de sistemas de evaluación interior. Pza. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B. 31. 4/8 1

Evaluación en blanco de la corrosión interior. Km CID-NOR-N-SI-0001

NRF-026-PEMEX-2001 3

Evaluación de líneas con inyección de inhibidores de corrosión. Km CID-NOR-N-SI-0001

NRF-026-PEMEX-2001 12

Análisis químicos (residuales sedimentos y otros). Análisis CID-NOR-N-SI-0001 1

Análisis químicos de fluidos (actualización). Análisis CID-NOR-N-SI-0001 1

Limpieza general del derecho de vía e instalaciones superficiales. Ha. NRF-030-PEMEX-2003

CID-NOR-N-SI-0001 1

Mtto. A árboles de válvulas contra pozo y cerco de protección. Pozo

CID-NOR-N-SI-0001 ANSI B.31.4/8 1-3

Aplicación de recubrimiento anticorrosivo a instalaciones superficiales. M2 NRF-004-PEMEX-2003 1-4

Mantenimiento correctivo

Desazolve de cunetas y contracunetas. M3 CID-NOR-N-SI-0001 ANSI B.31.4/8

1

Tapado de zanja y deslaves. M3 NRF-030-PEMEX-2003 ANSI B.31.4/8 1

Reparación de instalaciones superficiales. Rep’n.

CID-NOR-N-SI-0001 ANSI B.31.4/8

1

Mantenimiento y/o sustitución de postes de registros. Pza.


1


176


Mantenimiento correctivo

Mtto. y/o sustitución de señalamientos. Pza. NRF-030-PEMEX-2003 CID-NOR-N-SI-0001 1

Refuerzos a sistemas de protección catódica. Km. NRF-030-PEMEX-2003

NRF-047-PEMEX-2002 1

Rehabilitación de camas anódicas. Sist. NRF-030-PEMEX-2003 NRF-047-PEMEX-2002 1-10

Reparación de rectificadores . Pza. CID-NOR-N-SI-0001

P.M. 2.413.01 1

Corrección de anomalías detectadas por seguridad industrial. Anom.


ANSI B.31.4/8 1

Reparación de protección dieléctrica . Km. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B.31.4/8

Bajado y tapado de tuberías. Km. NRF-030-PEMEX-2003 ANSI B.31.4/8 1

Reparación de sistemas de inyección de inhibidor. Sist. NRF-030-PEMEX-2003

ANSI B.31.4/8 1

Instalación de nuevos sistemas de inyección de inhibidor. Inst. NRF-030-PEMEX-2003

ANSI B.31.4/8 1

Estudios de protección catódica. Est. NRF-030-PEMEX-2003 NRF-047-PEMEX-2002 1

Instalación de nuevos sistemas de protección. Km.

CID-NOR-N-SI-0001 NRF-047-PEMEX-2002

1

Sustitución de tramos dañados. Km. NRF-030-PEMEX-2003 CID-NOR-N-SI-0001 -

Modificaciones

Instalación de marcos de expansión. Pza. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B.31.4/8 1

Eliminación de marcos de expansión. Pza. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B.31.4/8 1

Amarres de pozos. Amarre NRF-030-PEMEX-2003 CID-NOR-N-SI-0001 1

Interconexiones. Inter. NRF-030-PEMEX-2003 ANSI B.31.4/8 1

Trabajos de especialidades. Interv. NRF-030-PEMEX-2003

ANSI B.31.4/8 12


177


Otros Inertización de ductos fuera de operación temporal. Km. NRF-030-PEMEX-2003

CID-NOR-N-SI-0001 1

Análisis de fallas. Serv. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B.31.4/8 1

Actualización de planos. Plano CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B.31.4/8 12

Aseguramiento de la calidad. Serv. CID-NOR-N-SI-0001 260

Certificación. Cert. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B.31.4/8 4

Actualización por clase de localización. Est. CID-NOR-N-SI-0001

ANSI B.31.4/8 1

Desincorporación de ductos. Km. REG. TRABS. PETROLEROS 1

CID-NOR-N-SI-0001 “Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de ductos de transporte”. NRF-004-PEMEX-2003 “Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos”. NRF-026-PEMEX-2001 “Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas”. NRF-030-PEMEX-2003 “Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos”. NRF-047-PEMEX-2003 “Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica. ANSI B.31 4/8 “Depósitos, tuberías y recipientes a presión.

En caso de presentarse una emergencia mayor en la tubería y con la

finalidad de evitar posibles daños al medio ambiente causados por fugas,

así como la restauración del sitio afectado, se activará el “Plan de

Contingencias y Desastres en Instalaciones de P.E.P., Región Sur”,

el cual es aplicable para casos de fugas y/o derrames en los sistemas de

transporte de hidrocarburos por tuberías (ver Anexo “J”).


178

• Señalamientos

Para los señalamientos, Pemex - Exploración y Producción aplica el

documento normativo CID-NOR-N-SI-0001“Requisitos Mínimos de

Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e

Inspección de Ductos de Transporte” la cual en su Capítulo 6, párrafo 6.7

indica:

• “Sobre el derecho de vía y en las instalaciones de toda tubería de

transporte deben instalarse las señales necesarias para localizar e

identificar dicha tubería y reducir posibilidad de daños”.

• “Los señalamientos serán de tres tipos: informativo, restrictivo o

preventivo”.

• “Todas las señales se instalarán en los lugares determinados conforme a

las instrucciones contenidas en esta especificación de referencia,

independientemente de que en ellos existan postes de protección

catódica”.

• “La señalización que determina esta especificación, debe cumplir además

con los requisitos establecidos por las dependencias gubernamentales

correspondientes”.


179

SEÑALAMIENTOS DE TIPO INFORMATIVO

18 cm

15 cm

PEMEX

CRUDO

VÁLVULA DE SECCIONAMIENTO

OLEODUCTOS

DOS BOCAS – EL MISTERIO

PEMEX

0.20 m

0.80 m

km

1005

7.00 m0.80 m

PLACA

0.12 m

KM1005

2.00 m

TIPO I TIPO II TIPO III.

SEÑALAMIENTOS DE TIPO RESTRICTIVO

PEMEX

PELIGRO TUBERIA ALTA PRESIÓN

EXCAVAR CONSTRUIR GOLPEAR

EN CASO DE EMERGENCIA HABLARPOR COBRAR AL TEL. 16-43-98.EN VILLAHERMOSA, TAB.

NOPEMEX

PELIGRONO ANCLAR

TEL. 16-43-98POR COBRAR A PEMEXEN VILLAHRMOSA, TAB.

TUBERIA DE ALTA PRESION

EN CASO DE EMERGENCIA HABLARPOR COBRAR AL TEL.16-43-98EN VILLAHERMOSA, TAB.

PEMEX

PELIGRO

TIPO I TIPO II TIPO III


180

SEÑALAMIENTOS DE TIPO PREVENTIVO

PEMEX

PELIGRONO SE

ACERQUE

TIPO I TIPO II IX.5. Revaloración del riesgo ambiental.

De acuerdo a los resultados obtenidos en la simulación y analizando los

sistemas y dispositivos de seguridad a emplearse para la construcción de

las líneas de los pozos Sen, la construcción de la línea de descarga de 8” Ø

x 3.9 Km. del pozo Sen 78 al Juego de válvulas de la Macropera del pozo

Sen 13; construcción de líneas de descarga de 8” Ø x 0.05 Km. de los pozos

Sen 98, 99 y 138 al Cabezal de Recolección sen 95; construcción del

oleogasoducto de 12” Ø x 4.80 Km. del Cabezal de Recolección 95 al

Cabezal de Recolección sen Norte y la construcción del Cabezal de

Recolección Sen 95; se determina que no se requiere de una revaloración

de Riesgo Ambiental.


181

X. PRONÓSTICOS AMBIENTALES REGIONALES Y, EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS.

X.1. Programa de monitoreo.

El escenario del proyecto solo se verá afectado durante las etapas de

preparación del sitio y construcción, ya que en la fase operativa y de

acuerdo con el sistema de construcción de ductos, éste se encontrará

debajo de la superficie, por lo que en el derecho de vía una vez terminados

los trabajos de construcción y una vez aplicadas las diferentes medidas de

mitigación propuestas para el proyecto, podrán restablecerse las especies

de flora características de estos ambientes (espadañales); sin embargo se

tiene la necesidad de informar la existencia del ducto, por lo que se

instalarán los señalamientos preventivos y restrictivos necesarios a lo largo

de la trayectoria de las líneas de descarga y oleogasoducto.

Con la realización de este proyecto se llevarán a cabo actividades que

ocasionarán impactos en algunos de los elementos naturales, tal es el caso

de la limpieza y desmonte en la etapa de preparación del sitio, que elimina

completamente la vegetación encontrada dentro del área que ocupará el

derecho de vía, con esta actividad también se modificará el paisaje natural.

La gran mayoría de los impactos antes citados son temporales, por lo que

sólo se presentarán durante el desarrollo del proyecto.


182

XI. CONCLUSIONES.

XI.1. Conclusiones en materia de impacto ambiental. Al concluir el análisis del estudio y de cada uno de los factores ambientales

y sociales que resultarían impactados por la realización de este proyecto,

se concluye en materia ambiental lo siguiente: La realización del proyecto “Construcción de la infraestructura para el

transporte de hidrocarburos del Campo Sen” es de gran importancia, ya que

la construcción de las líneas de descarga, cabezal de recolección y

oleogasoducto, permitirá colectar y transportar de manera eficiente y segura

la producción de hidrocarburos del Campo Sen en su parte Norte. Por lo

tanto, durante la construcción se generarán impactos hacia los factores de

hidrología, atmósfera, suelo, paisaje y socioeconómico, por lo que en el

presente estudio se proponen medidas de mitigación y prevención para

disminuir los impactos adversos. Los factores climáticos, así como los geológicos, no presentarán

modificación con la ejecución del proyecto; además, las perturbaciones

generadas en el sistema no son trascendentales como para ocasionar

cambios en el comportamiento de los patrones ambientales como son:

precipitación, temperatura, evaporación, etc. Durante la etapa de preparación del sitio, los factores que serán impactados

son: hidrología, suelo, flora y fauna, aunque por las condiciones ambientales

que presenta la zona y el tiempo de ejecución de las actividades

involucradas, los impactos se consideran temporales, de acuerdo a los

resultados obtenidos en la matriz de evaluación y caracterización de los

impactos identificados; sin embargo, dentro de esta etapa la calidad de la

atmósfera será modificada temporalmente, con una intensidad de baja a

media debido a la utilización de equipos automotores.


183

La atmósfera será impactada durante la etapa de construcción ya que la

maquinaria y equipo que se utilicen emitirán gases y partículas

contaminantes como los SOX, NOX, HC y CO que modifican la calidad del

aire, aunque es importante aclarar que estos impactos son temporales, ya

que sólo prevalecen durante el desarrollo de construcción y no durante la

vida útil del proyecto.

Con relación a la hidrología y al suelo, los cambios provocados son

moderados ya que las actividades constructivas de las líneas y cabezal de

recolección que se plantean en el presente estudio, se componen de las

mismas actividades que las propuestas para terrenos firmes. Sin embargo

los cambios se generan en corto tiempo y además algunos no son

mitigables, sin embargo, se deben considerar las recomendaciones con la

finalidad de reducir los impactos que se ocasionen durante esta etapa.

Con respecto a los rasgos biológicos, durante la etapa de construcción, los

impactos que se ocasionarán son de carácter adverso, sin embargo, durante

las actividades de reacondicionamiento del derecho de vía sirven como

medida de mitigación a los impactos ocasionados durante la etapa de

preparación del proyecto.

Con relación al escenario ambiental del sitio del proyecto, los impactos que

se provocarán son de carácter adverso, sin embargo, cabe señalar que los

impactos durante la etapa de preparación son de intensidad baja con

relación a los que se presentan durante la construcción, que están

considerados entre media y alta debido a la presencia de elementos

extraños; no obstante, dichos impactos no son trascendentales ya que el

sitio se localiza en una zona donde se realizan diversas actividades

petroleras, por lo que algunos elementos ya se encuentran presentes como

son los señalamientos, tuberías aéreas y plataformas de relleno donde se

encuentran los árbol de válvulas de los diferentes pozos.


184

Los factores socioeconómicos, estos tendrán un impacto de carácter

positivo, ya que la economía local mejorará debido a la contratación de

personal no calificado, de igual manera por el uso de los servicios de las

localidades cercanas al sitio donde se desarrollará el proyecto. Asimismo, la

participación social es de gran importancia ya que el conocimiento que se

tenga del tipo de obra que se está realizando facilitará su desarrollo.

De lo anteriormente expuesto, se concluye que la construcción y operación

para el proyecto denominado “Construcción de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos del Campo Sen” es viable desde el punto de

vista de Impacto Ambiental, considerando que se cumplirán todas las

medidas de prevención y mitigación descritas en este estudio y cumpliendo

con los lineamientos, procedimientos constructivos y recomendaciones que

aplican para este tipo de proyectos, en particular la Norma CID-NOR-N-SI-

0001, la cual establece los requisitos mínimos de seguridad para el diseño,

construcción, operación, mantenimiento e inspección de ductos de

transporte”.

XI.2. Conclusiones en materia de riesgo ambiental. Mediante la elaboración del presente Estudio de Riesgo, se determinan las

siguientes conclusiones:

1. Las etapas que comprende el proyecto cumplirán con la normatividad en

materia de seguridad industrial, operación y mantenimiento para evitar

riesgos al personal, a la población aledaña y al ambiente.

2. El proyecto fue diseñado con códigos, especificaciones y normas

nacionales e internacionales de diseño de tuberías aplicables.


185

3. El área de estudio es considerada una zona sísmica de baja o nula

intensidad, identificada como una zona tectónicamente estable, por lo

que el terreno no es susceptible a sismos, corrimientos de tierra,

derrumbes, ni hundimientos de tierra, tampoco existe pérdida de suelo,

además de que no se tiene registro de accidentes debido a terremotos.

4. De acuerdo a las variables climatológicas para el área de proyecto,

los efectos meteorológicos adversos no representan un factor

determinante de riesgo para la operación y mantenimiento de las

tuberías.

5. El proyecto contará con la infraestructura básica necesaria para operar

con seguridad, incluyendo caminos de acceso, planes de emergencia,

procedimientos de operación y programas de mantenimiento preventivo y

correctivo, entre otros.

6. Para identificar los riesgos que puedan presentarse en las tuberías,

se utilizó la metodología Hazop (Hazard Operability), la cual es una

técnica propuesta por el American Institute of Chemical Engineer

(AIChE) Instituto Americano de Ingenieros Químicos, Environmental

Protection Agency (EPA) Agencia de Protección Ambiental y la

Occupational Safety Health Agency (OSHA) Administración de Salud y

Seguridad Ocupacional.

7. Se simularon los eventos que en la metodología Hazop presentaron el

índice de riesgo más frecuente y el índice de riesgo más catastrófico.

8. Los riesgos pueden ser provocados por fugas debido a la disminución del

espesor en las paredes de las tuberías, posteriormente que el gas alcance

el límite inferior de inflamabilidad, se mezcle con el aire y entre en contacto

con una fuente de ignición formando un evento de incendio.


186

9. Los eventos de riesgo más frecuentes pueden ser las fugas provocadas

por corrosión o desgaste del material en válvulas, juntas bridadas, uniones

soldadas y en las paredes de las tuberías.

10. El evento más catastrófico puede ser un incendio originado por golpes con

agentes externos (actos de vandalismo, sabotaje y maquinaria pesada) o

represionamiento y puede ser evitado mediante una supervisión

adecuada al derecho de vía.

11. Para prevenir que suceda un evento de riesgo, P.E.P. dispone con el

“Programa anual de inspección y mantenimiento de ductos” y “Plan de

contingencias y desastres en instalaciones de P.E.P., Región Sur”.

12. Debido a las características del transporte de sustancias por tuberías,

durante la operación de las líneas de descarga y el oleogasoducto se

pueden originar situaciones de riesgo que pongan en riesgo a la

infraestructura que conforman a éste, pero cabe mencionar que si se

llevan a cabo los programas de mantenimiento preventivo y correctivo

correspondientes, las prácticas de seguridad por parte del personal

operativo, se implementan los planes de emergencia establecidos,

además de mantener en buen funcionamiento los equipos de seguridad,

los riesgos pueden ser minimizados o mitigados (Administración de

Riesgos), evitando de esta manera daños al personal, al medio ambiente y

a las instalaciones.


187

13. Se concluye que el proyecto denominado: “Construcción de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos del Campo Sen” es aceptable en materia de riesgo ambiental, ya que de acuerdo al

presente Estudio de Riesgo Ambiental, Modalidad Ductos Terrestres

(Nivel 0) tiene un Índice de Riesgo Aceptable en las condiciones de

operación con las que se pretende poner en funcionamiento (debiendo

proporcionar atención indicada a las medidas de seguridad y/o controles,

además de seguir y cumplir los lineamientos, procedimientos y

recomendaciones descritas en el presente Estudio de Riesgo), ya que la

frecuencia o probabilidad con la que pueden presentarse eventos de

riesgos mayores (golpes con agentes externos o represionamientos) en

las tuberías son remotos, por lo tanto, esto disminuye el índice de riesgo.

Resumen. Los riesgos que pueden presentarse durante el funcionamiento de las líneas

de descarga, el oleogasoducto y el cabezal de recolección, son los siguiente:

en primer lugar el evento de fuga de gas que es clasificado como riesgo

aceptable, si se establecen sistemas de control; los cuales mientras no se

pongan en contacto con una fuente de ignición, no se presentará un evento

subsecuente. En segundo lugar, sería un incendio o antorcha causada por la

fuga de gas, al encontrarse una fuente de ignición cercana. Cuando existe

una fuga de gas se puede originar una nube explosiva, que al encontrar una

fuente de ignición cercana puede dar como consecuencia una explosión si el

peso de la nube de gas es mayor a 500 Kg y existe un espacio de

confinamiento.


188

De acuerdo a la metodología de identificación de riesgos empleada (Hazop) y

a los radios de afectación obtenidos mediante el simulador ARCHIE,

el evento de riesgo más catastrófico que podría presentarse durante la

operación de las líneas de descarga, del oleogasoducto, y del cabezal de

recolección es una fuga de gas a través de un orificio de 1.6", 2.4 y 3.2 de Ø,

respectivamente, localizada en cualquier punto de las tuberías (principalmente

en cruzamientos o zona para cultivo y/o ganadería) y causada por golpes con

agentes externos (actos de vandalismo, sabotaje y equipo pesado) o

represionamiento.

Dentro del radio de 73.15 metros (L.D.D.), 112.16 metros (oleogasoducto) y

113.69 metros (cabezal de recolección), se presentarán daños a personas

que se expongan a este nivel de radiación, provocando en un tiempo de 20

segundos quemaduras de hasta 2o grado en caso de no contar con una

protección adecuada.

El evento más probable que puede presentarse durante la etapa de

funcionamiento de las líneas de descarga y el oleogasoducto es una fuga de

gas a través de un orificio de 12.7 mm (0.5") de Ø, localizada en los puntos de

inicio y final o en cualquier parte de las tuberías (principalmente en zona baja)

y puede ser causada por corrosión o desgaste del material. La zona de alto

riesgo (para el caso de las líneas de descarga) por inflamabilidad para este

evento sería de 22.86 metros y la zona de amortiguamiento de 45.72 metros;

la zona de alto riesgo (para el caso del oleogasoducto) por inflamabilidad para

este evento sería de 23.46 metros y la zona de amortiguamiento de 46.93

metros y la zona de alto riesgo (para el caso del cabezal de recolección) por

inflamabilidad para este evento sería de 23.77 metros y la zona de

amortiguamiento de 47.54 metros. Para estos casos, no existe la probabilidad

de presentarse riesgos como consecuencia de explosividad por sobrepresión.


189

En caso de que se presente algún evento de riesgo en la líneas y en el

oleogasoducto, la infraestructura que sería afectada sería la correspondiente

al proyecto en estudio y posiblemente las tuberías con las cuales tendrá

cruzamiento, ya que el trazo de las tuberías es en zona rural y no existen otras

instalaciones industriales dentro de la zona de alto riesgo; teniéndose como

consecuencia pérdidas económicas, de producción y contaminación al medio

ambiente.

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· ECOLOGÍA. GEO-2000. Perspectivas del Medio Ambiente Mundial 2000. Ediciones

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Fernández Vítora, F.C.1997. Los Instrumentos de la Gestión Ambiental en la

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Norma CID-NOR-N-SI-0001. 1998. Requisitos Mínimos de Seguridad para

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de Transporte. Comité Interorganismos de Ductos (CID). México. 266 pág.

Norma de Referencia NRF-026-PEMEX-2001. 2001. Protección con

Recubrimientos Anticorrosivos para Tuberías Enterradas y/o Sumergidas.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos

Subsidiarios. México. 65 pág.

Norma de Referencia NRF-030-PEMEX-2003. Diseño, Construcción,

Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y

Recolección de Hidrocarburos. Comité de Normalización de Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios. México D. F. 115 págs.

Norma de Referencia NRF-047-PEMEX-2002. Diseño, Instalación y

Mantenimiento de los Sistemas de Protección Catódica. Comité de

Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

México D. F. 44 págs.


194

XII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LOS RESULTADOS DE LA MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL.

XII.1. Formatos de presentación.

XII.1.1. Planos de localización. En el Anexo “D” se incluyen los planos de Trazo y Perfil, donde se plasma la

trayectoria que tendrán las líneas de descarga de 8’’ Ø y oleogasoducto de

12’’ Ø. Asimismo, se incluye el plano de Planta para el Cabezal de

Recolección Sen 95.

XII.1.2. Fotografías.

En el Anexo “L” se presenta la memoria fotográfica del proyecto, en donde

se muestran los puntos de partida, punto de llegada y trayectoria de los

ductos; así como el área a ocuparse para la construcción del Cabezal de

Recolección Sen 95.

XII.2. Otros anexos.

ANEXO DESCRIPCIÓN

“A” LEY ORGÁNICA DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 1992.

“B” COPIA DEL PODER NOTARIAL.

“C” CARTA TOPOGRÁFICA DEL INEGI, VICENTE GUERRERO E15B71.

“D” PLANOS DE TRAZO Y PERFIL (INCLUYE LOCALIZACIÓN DE FOTOS).

PLANO DE PLANTA DE CABEZAL DE RECOLECCIÓN SEN 95.

“E” PLANOS DE DIAGRAMA DE TUBERÍAS E INSTRUMENTACIÓN (D.T.I.).

PLANO DE ARREGLO DE TUBERÍAS CABEZAL DE RECOLECCIÓN SEN 95


195

ANEXO DESCRIPCIÓN

“F” HOJAS DE SEGURIDAD.

“G” METODOLOGÍA DE IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS (HAZOP).

“H” RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES.

“I” ORTOMAPAS DE LOCALIZACIÓN DE ZONAS DE ALTO RIESGO Y AMORTIGUAMIENTO, ESCALA 1:5 000.

“J” PLAN DE CONTINGENCIAS Y DESASTRES EN INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, REGIÓN SUR.

“K” INFORME TÉCNICO.

“L” MEMORIA FOTOGRÁFICA.

I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL...

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