cap i datos generales del...

MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL MODALIDAD PARTICULAR – RIESGO AMBIENTAL

“CONSTRUCCION DE OLEOGASODUCTO 6”Ø X 5 + 581.07 KM DE

LA PERA CHALPA 1 A LA MACROPERA ARQUIMIA 31, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ.”

Capítulo I - 1

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

I.1. Proyecto. I.1.1. Nombre del Proyecto. “CONSTRUCCION DE OLEOGASODUCTO DE 6”Ø X 5 + 581.07 KM DE LA PERA CHALPA 1 A LA MACROPERA ARQUIMIA 31, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ” En atención al Término Séptimo, Condicionante 3, inciso b) relacionada a las zonas sensibles en el oficio resolutivo S.G.P.A./DGIRA/DG/4659/10, que autoriza en materia de impacto y riesgo ambiental al Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2025 (Programa Estratégico de Gas); se presenta la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Particular (MIA-P) del Proyecto “Construcción de Oleogasoducto de 6”Ø X 5 + 581.07 Km de la Pera Chalpa 1 a la Macropera Arquimia 31, Activo Integral Veracruz”, a realizarse en zona impactada por desarrollo agropecuario del sitio Ramsar denominado “Sistema Lagunar de Alvarado”, en el municipio de Ixmatlahuacan, Ver. I.1.2. Ubicación del Proyecto. El proyecto comprenderá la construcción de un Oleogasoducto de 6” Ø con una longitud de 5 + 581.07 Km, que partirá del Cabezal Recolector de Gas (CRG) de la pera Chalpa 1, hasta su punto de llegada en el Patín de Recolección de Gas (PRG) de la macropera Arquimia 31. El proyecto se localizará en el Municipio de Ixmatlahuacan, Veracruz y presenta las siguientes coordenadas geográficas:

Tabla I.1.2.1 Coordenadas del origen y destino del Oleogasoducto.

Punto Coordenadas UTM Coordenadas Geográficas

X Y Latitud N Longitud W

Origen CRG de la Pera Chalpa 1 189,761.0944 2,044,845.6064 18°28'20.5" 96°56'14.7"

Destino PRG de la macropera

Arquimia 31 193,791.7179 2,041,378.4634 18°28'22.6" 95°53'57.5"

Fuente: Anexo 2, 2.17 Plano de trazo y perfil.

I.1.3. Tiempo de Vida Útil del Proyecto Se considera que el Oleogasoducto de 6” Ø X 5 + 581.07 Km, partirá del CRG de la pera Chalpa 1 al PRG de la macropera Arquimia 31, tendrá una vida útil de por lo menos 25 años, aplicando un programa de mantenimiento preventivo y correctivo adecuado. El proyecto contempla la construcción de un Oleogasoducto en una sola etapa. I.1.4. Presentación de la Documentación Legal. Actualmente se realiza la delimitación de los predios y se encuentran en proceso de legalización por parte de Coordinación de Asuntos Externos y Comunicación de PEMEX Exploración y Producción (PEP); sin embargo, la realización del proyecto se respalda en la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional del Ramo Petrolero, la cual en su Artículo 10 menciona que esta industria “…es de utilidad pública, preferente sobre cualquier aprovechamiento de la superficie y del subsuelo de los terrenos, incluso sobre la tenencia de los ejidos o comunidades y procederá la ocupación provisional, la definitiva o la expropiación de los mismos, mediante la indemnización legal, en todos los casos en que lo requieran la Nación o su industria petrolera”. I.2. Promovente. I.2.1. Nombre o Razón Social. PEMEX Exploración y Producción, Subdirección Región Norte, Activo Integral Veracruz. (Anexo 1.1 Ley Orgánica de PEMEX y Anexo 1.2 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional).




Capítulo I - 2

I.3. Responsable de la Elaboración del Estudio de Impacto Ambiental. I.3.1. Nombre o Razón Social. Bufete de Mantenimiento Predictivo Industrial, S.A. de C.V. (Anexo 1.8.1 Acta Constitutiva)




Capítulo I - 3

II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO II.1. Información General del Proyecto. El Anuario Estadístico PEMEX (2011), menciona que los resultados obtenidos en 2010 posicionaron a Petróleos Mexicanos como el séptimo productor de crudo a nivel mundial y como la empresa pública más importante del país. Durante el 2010 se produjeron en promedio 2,576 miles de barriles diarios de crudo, lo que significó una disminución de 7.74% respecto al año anterior. En contraste, la producción de gas natural alcanzó 7,020 millones de pies cúbicos diarios. En ese mismo año, PEMEX contaba con 405 campos en producción, 7,476 pozos en explotación, 233 plataformas marinas, 4,767 Km. de oleoductos y 7,526 Km. de gasoductos, con un total de reservas probadas al 31 de diciembre de 2010 de 10,161 MMb de crudo, 1,233 MMb de líquidos del gas y 2,402 MMpcd de gas seco (Anuario Estadístico PEMEX, 2011). El Activo Integral Veracruz mantuvo una producción de 818.9 millones de pies cúbicos diarios, aumentando en un 1.1 % su producción con respecto al año inmediato anterior (Anuario Estadístico PEMEX, 2011). Por lo que se refiere al comparativo entre las naciones productoras de crudo, México ocupó el séptimo sitio por encima de Irak. El primer lugar en ese rubro lo obtuvo Rusia con una cifra de 10,200 miles de barriles diarios, seguida de Arabia Saudita, Estados Unidos de Norteamérica, China e Irán (Anuario Estadístico PEMEX, 2011). Respecto a la capacidad de destilación primaria, PEMEX se colocó en el catorceavo sitio a nivel mundial, con un promedio de 1 millón 540 mil barriles diarios, por encima de Nippon de Japón. El primer sito fue ocupado por Exxon Mobil, de Estados Unidos, con 6,271 miles de barriles diarios (Anuario Estadístico PEMEX, 2011). En cuanto a reservas probadas de petróleo a nivel mundial, PEMEX ocupa el lugar número 17 (Tabla II.1.1), el lugar 33 en cuanto a reservas probadas de gas natural y el 12 en cuanto a producción de gas natural (Anuario Estadístico PEMEX, 2011). En la producción de gas natural, PEMEX se situó en el noveno sitio a nivel mundial por encima de QP de Qatar, Petronas de Malasia y Uzbekneftegas de Usbekistan. El primer lugar lo ocupó la empresa Gazprom, de Rusia (Anuario Estadístico PEMEX, 2011). El anuario destaca que respecto a las ventas totales, PEMEX se ubicó en el undécimo lugar mundial, con alrededor de 80,643millones de dólares al año. El lugar número uno en este rubro correspondió a Royal Dutch Shell de Reino Unido/Holanda con 285,129 millones de dólares, con cifras registradas a diciembre del 2009 (Anuario Estadístico PEMEX, 2011). PEMEX en México, es uno de los principales aportadores de la economía del País apoyando a las necesidades sociales y económicas. Por lo cual y dadas estas cifras globales hay un compromiso total para que se continúe con la exploración y producción de gas e hidrocarburos (Anuario Estadístico PEMEX, 2011).




Capítulo I - 4

Tabla II.1.1 Reservas probadas de crudo, principales países, 2011a

PAIS MILLONES DE BARRILES

1. Arabia Saudita 260 100

2. Venezuela 211 170

3. Canadá 175 214

4. Irán 137 010

5. Irak 115 000

6. Kuwait 101 500

7. Emiratos Árabes Unidos 97 800

8. Rusia 60 000

9. Libia 46 420

10. Nigeria 37 200

11. República de Kazajstán 30 000

12. Qatar 25 380

13. China 25 380

14. Estados Unidos 19 121

15. Brasil 12 857

16. Argelia 12 200

17. México b

10 420

Total mundial 1 469 615 a) Al 01 de enero de 2011. b) Incluye condensados y líquidos de gas natural.

Fuente: Oil and Gas Journals (diciembre 6 de 2010; con cifras al 31 de diciembre de 2009) y PEMEX.

Fuente: Anuario Estadístico PEMEX 2011.

La Cuenca Terciaria de Veracruz es de gran importancia económico-petrolera, debido a las dimensiones y potencia de su columna sedimentaria, historia de producción de más de 50 años y sus perspectivas en cuanto a gas seco.

El pozo Chalpa 1 pertenece al Proyecto de Inversión Cosamaloapan, se ubica a 2.4 km al S 36°04’ W del pozo Zafiro 101 y a 8.5 km al S 07°08’57” E del pozo Lizamba 1, en el municipio de Santiago Ixmatlahuacan en el estado de Veracruz. Geológicamente se localiza en la porción central de la Cuenca Terciaria de Veracruz con las siguientes coordenadas 18°28’ de latitud norte y 95°56’ de longitud oeste. II.1.1. Naturaleza del Proyecto. Un oleogasoducto por definición corresponde a un sistema o conjunto de instalaciones que sirven para transportar el gas natural, condensados y aguas, gasolina o gas combustible procedente de los centros productores o de las plantas de tratamiento y utilización de gases, a los centros de distribución o a los usuarios de grandes volúmenes. El proyecto pretende transportar la producción del CRG de la pera Chalpa 1 hacia el PRG de la macropera Arquimia 31 (gas natural dulce, en este caso), para lo cual se requerirá la construcción de un Oleogasoducto para transportar el hidrocarburo en forma eficiente y segura. A continuación se presenta el resultado de la interacción en cada una de las etapas de desarrollo del proyecto con los componentes ambientales, indicando en cada caso la interacción potencial hacia el componente del medio natural (Indicador Ambiental). En los Capítulos V Identificación, Descripción y Evaluación de los Impactos Ambientales; y VI Medidas Preventivas y de Mitigación de los Impactos Ambientales; se desarrolla a mayor detalle la interacción de las etapas de desarrollo del proyecto con las componentes ambientales. En función de lo anterior se concluirá respecto de la factibilidad ambiental del desarrollo del proyecto.




Capítulo I - 5

Tabla II.1.1.1 Interacción del Proyecto con los Componentes Ambientales.

Actividad Componente del Medio Natural Interacción

Etapa de Preparación del Sitio

Localización del Proyecto (Trazo Topográfico)

NINGUNA

Desmonte y despalme de la superficie requerida para el

Derecho de Vía del Oleogasoducto

AIRE Emisión de gases y polvo

GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA Levantamiento de la capa vegetal y

terrígena rica en humus

SUELO Inestabilidad temporal

VEGETACIÓN TERRESTRE Levantamiento de la capa vegetal

FAUNA TERRESTRE Ahuyentamiento de especies animales

PAISAJE Cambio de vistas escénicas

Etapa de Construcción

Cortes y excavaciones

AIRE Emisión de gases y polvo, Ruido




VEGETACIÓN TERRESTRE Ninguna

FAUNA TERRESTRE Ninguna

PAISAJE Cambio de vistas escénicas

Tendido de la tubería


GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGIA Levantamiento de la capa vegetal y


SUELO Generación de residuos



PAISAJE Ninguna

Doblado de la tubería Ninguna

Alineado y soldado


GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGIA Ninguna

SUELO Ninguna

VEGETACIÓN TERESTRE Ninguna


PAISAJE Ninguna

Inspección radiográfica de soldadura

Ninguna

Protección mecánica anticorrosiva.

Ninguna

Bajado y tapado de la tubería

AIRE Ninguna

GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA Levantamiento de la capa vegetal y





PAISAJE Ninguna

Obras especiales (cruces direccionales, válvulas

lanzadoras y receptoras de diablos)







PAISAJE Ninguna

Fuente: Elaboración en gabinete a partir de la NRF-030-PEMEX-2009, Bases de Usuario y Tabla 1 de la Guía para la Presentación de la Manifestación de Impacto Ambiental, Industria del Petróleo, Modalidad Particular, SEMARNAT, 2002.




Capítulo I - 6

Tabla II.1.1.1 Interacción del Proyecto con los Componentes Ambientales. (Continuación).

Actividad Componente del Medio Natural Interacción

Etapa de Construcción

Prueba hidrostática y/o neumática

AIRE Ninguna

GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA Ninguna




PAISAJE Ninguna

Reacondicionamiento del Derecho de Vía

AIRE Ninguna

GEOLOGIA Y GEOMORFOLOGÍA Levantamiento de la capa vegetal y





PAISAJE Ninguna

Señalización Ninguna

Protección catódica Ninguna

Etapa de Operación y Mantenimiento

Inspección y vigilancia

AIRE Ninguna





PAISAJE Ninguna

Mantenimiento preventivo

AIRE Ninguna





PAISAJE Ninguna

Mantenimiento correctivo

AIRE Ninguna





PAISAJE Ninguno

Etapa de Abandono

Clausura y limpieza

AIRE Emisión de polvos



VEGETACIÓN TERRESTRE Integración

FAUNA TERRESTRE Integración

PAISAJE Ninguna

Fuente: Elaboración en gabinete a partir de la NRF-030-PEMEX-2009, Bases de Usuario y Tabla 1 de la Guía para la Presentación de la Manifestación de Impacto Ambiental, Industria del Petróleo, Modalidad Particular, SEMARNAT, 2002.

La descripción del proyecto se presenta de acuerdo a los requerimientos normativos de la NRF-030-PEMEX-2009, Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, así como de las Bases de Usuario proporcionadas por PEMEX. II.1.2. Selección del Sitio

El sitio seleccionado para la construcción del Oleogasoducto de 6” con una longitud de 5 + 581.07 Km, de la pera Chalpa 1 hacia la macropera Arquimia 31, se proyectó con el objetivo de contar con la infraestructura necesaria para transportar en forma eficiente y segura la producción de gas del CRG de la pera Chalpa 1, hacia el PRG de la macropera Arquimia 31, por lo tanto, para la ubicación del




Capítulo I - 7

Oleogasoducto no se pueden considerar sitios alternativos. Para la definición del trazo del Oleogasoducto se tomó en consideración los siguientes criterios:

Criterios ambientales.

Evitar interacción del Oleogasoducto con ecosistemas críticos. De acuerdo a la Carta de Uso de Suelo Coatzacoalcos E15-1-4 (Dirección General de Geografía, INEGI, ed. 2003), la carta topográfica E15A71 Cosamaloapan y visita de campo, el trazo del Oleogasoducto atravesará principalmente potreros y pastizales cultivados. El Oleogasoducto no atravesará Áreas Naturales Protegidas, ni Regiones Hidrológicas Prioritarias, lo cual no compromete la viabilidad ambiental del mismo, dado que no se contempla perturbar, aprovechar y/o explotar los recursos hídricos en la zona de estudio (Anexo 2, en las cartas temáticas referentes). Es importante mencionar que una parte del trazo del Oleogasoducto (Km 0 + 000.00 al 1 + 311.29) se ubica dentro de la Región Terrestre Prioritaria denominada “Humedales de Papaloapan”, pero las condiciones del sitio no se verán afectadas por la realización del proyecto. Asimismo, el Oleogasoducto se construirá dentro del Área de Importancia de Conservación de las Aves denominada “Humedales de Alvarado”, sin embargo, esta construcción no afectará de manera alguna al ecosistema. Finalmente, el Oleogasoducto se localizará dentro del Sitio Ramsar llamado “Sistema Lagunar de Alvarado”, sitio que ya se encuentra modificado por la actividad agrícola y pecuaria de la zona, motivo por el cual el ecosistema no se verá afectado por la construcción del mismo

Evitar el relleno, ocupación y cruces con cuerpos de agua. El trazo del Oleogasoducto no tiene cruces con corrientes de aguas permanentes y/o intermitentes. Criterios técnicos.

Optimizar el trazo, procurando ajustarse a un tendido recto, permitiendo con esto reducir los costos de terreno y materiales. El trazo del oleogasoducto consta de 45 vértices a lo largo de 5,581.07 Km, mismos que pretenden desarrollar un trazo siguiendo las mejores características topográficas que brinden estabilidad a la instalación de dicho ducto. En la tabla II.1.3.1 se indican las coordenadas de los puntos de origen y destino del Oleogasoducto, y en la tabla II.1.3.2 se muestran sus puntos de inflexión.

Derechos de vía existentes. El derecho de vía (DDV) a analizar es nuevo en todo su trazo del Km 0 + 0.000 al Km 5 + 581.07 y de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2009 que especifica Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, para un Oleogasoducto de 6”Ø, el ancho del DDV será de 10 m de ancho (Anexo 2, 2.17 Plano de trazo y perfil). Criterios socioeconómicos.

Disponibilidad de terreno para alojar la tubería del Oleogasoducto. Durante la visita de campo y reconocimiento del sitio del proyecto se identificaron principalmente zonas de pastizal cultivado y potreros a lo largo del trazo, así como en los predios colindantes (Anexo 3, Memoria fotográfica).

Distancias a centros urbanos y áreas densamente pobladas. Las localidades y puntos de interés más cercanos al punto de origen, destino y trazo del proyecto se indican en las tablas II.1.2.1, II.1.2.2 y II.1.2.3.




Capítulo I - 8

Tabla II.1.2.1 Distancia del CRG de la pera Chalpa 1 (origen) a algunas localidades y zonas vulnerables. Localidades Distancia (m) Orientación

El Uvero 2,472 NE

Rancho Nuevo (Paso Viejo) 2,540 NE

Paso Viejo (El Zafiro) 3,309 NO

La Oración 3,741 O

Zapotepec 1,759 NO

La Jícama 741 SE

Corriente de agua permanente 2,723 NE-E

Cuerpo de agua permanente 1,962 NE

Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y ESRI ArcMap 10.0

Tabla II.1.2.2 Distancia del trazo del Oleogasoducto a algunas localidades y zonas vulnerables.

Localidades Distancia (m) Orientación

La Jícama 192 SO

Zapotepec 750 S

La Mireya 945 S

La Gloria 871 S

El Encanto 125 S

Peje Puerco 477 S

San Ernesto 1,011 S

Corriente de agua intermitente 235 S

Majapa 860 S

El Zafiro 1,350 E

El Corralito 1,071 NE

Llano La Unión 62 NE

Santa Fe 1,611 NE

Isidoro Chiunti 1,474 NE

El Uvero 1,037 NE

Corriente de agua perenne 1,627 NE Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y ESRI ArcMap 10.0

Tabla II.1.2.3 Distancia del PRG de la macropera Arquimia 31 (destino) a algunas localidades y zonas vulnerables.

Localidades Distancia (m) Orientación

El Encanto 125 S

Peje Puerco 477 S

San Ernesto 1,011 S

Corriente de agua intermitente

235 S

Majapa 860 S

El Zafiro 1,350 E

El Corralito 1,071 NE

Fuente: Elaborado en gabinete a partir de visita de campo y ESRI ArcMap 10.0

Criterios Económicos.

Ajuste del trazo y dimensiones del proyecto para reducir costos de material, equipo y movimiento de tierras. II.1.3. Ubicación Física del Proyecto y Planos de Localización. Ubicación del proyecto. El proyecto se localiza en el Estado de Veracruz-Llave, el origen del Oleogasoducto (CRG de la pera Chalpa 1) se localiza a 6.77 Km. al Oeste de la cabecera municipal de Ixmatlahuacan y el destino (PRG de la macropera Arquimia 31) a 11.75 Km. al Oeste de la cabecera municipal de Ixmatlahuacan.




Capítulo I - 9

Tabla II.1.3.1. Coordenadas de los puntos de ubicación del origen y destino del Oleogasoducto.

Punto Coordenadas UTM Coordenadas Geográficas

X Y Latitud N Longitud W

Origen CRG de la Pera Chalpa 1 189,761.0944 2,044,845.6064 18°28'20.5" 96°56'14.7"

Destino PRG de la macropera

Arquimia 31 193,791.7179 2,041,378.4634 18°28'22.6" 95°53'57.5"

Fuente: Anexo 2, 2.17.1 y 2.17.2. Plano de trazo y perfil.

Tabla II.1.3.2 Puntos de inflexión del Oleogasoducto.

Fuente: Elaborada a partir de plano de trazo y perfil (Anexo 2, 2.17.1 y 2.17.2).




Capítulo I - 10

II.1.4. Inversión Requerida. El costo total requerido para la instalación del Oleogasoducto será de aproximadamente $ 11, 219,515.50 (Once millones doscientos diecinueve mil quinientos quince pesos 50/100 M.N.). II.1.5. Dimensiones del Proyecto. a. Longitud total del Oleogasoducto (en m). La longitud total del Oleogasoducto será de 5,581.07 m.

b. Superficie total del predio (en m2).

La superficie requerida para la instalación del Oleogasoducto será de 55,810.70 m2, la cual se indica a

continuación:

Tabla II.1.5.1 Superficie requerida para el Oleogasoducto.

Cadenamiento Longitud (m) DDV (m) Superficie requerida en m²

0+000 al 5 + 581.07 (DDV Nuevo) 5,581.07 10 55,810.70

Superficie total 55,810.70

Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano de trazo y perfil, Anexo 2; Carta Topográfica E15A71 Cosamaloapan. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación E15-1-4 Coatzacoalcos, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI, y Visita de Campo.

Es importante señalar que el Oleogasoducto será subterráneo, la superficie considerada para el Derecho de Vía, se requiere para realizar las maniobras y desplante de maquinaria y equipos durante la construcción del Oleogasoducto, así como para las actividades de conservación, mantenimiento y salvaguarda. c. Superficie a afectar con respecto a la cobertura vegetal del área del proyecto, por tipo de comunidad

vegetal existente en el predio (selva, bosque, matorral, etc.). Indicar para cada caso su relación (en porcentaje), respecto a la superficie total del proyecto.

El tipo de comunidad vegetal por afectar, se determinó a partir de la inserción de datos vectoriales para la Carta de Uso de Suelo y Vegetación Serie 2 del INEGI Coatzacoalcos E15-1-4, (Anexo 2); así como con la verificación de las condiciones generales en la zona durante la visita de campo, representando los aspectos más relevantes en el Anexo 3, Memoria Fotográfica. A continuación, en la tabla II.1.5.3 se detalla la longitud del Oleogasoducto, los Derechos de Vía correspondientes; así como la superficie requerida en m

2 y el porcentaje total de la superficie requerida.

Tabla II.1.5.3 Vegetación y Uso de Suelo de la Superficie a Afectar por la construcción del Oleogasoducto.

Cadenamiento Longitud (m) DDV (m)

Superficie requerida en m²

Tipo de vegetación Porcentaje del total de la superficie requerida

0 + 000.00 al 5 + 581.07 5,581.07 10 55,810.70 Pastizal cultivado 100%

TOTAL 5,581.07 10 55,810.70 100 %


La superficie del Oleogasoducto, expresada en relación con las comunidades por afectar, de acuerdo al tipo de vegetación dominante es de 100 % de pastizal cultivado, corroborado en visita de reconocimiento del área. II.1.6. Uso Actual de Suelo y/o Cuerpos de Agua en el Sitio del Proyecto y en sus Colindancias Como ya se ha mencionado con anterioridad, el uso de suelo dentro del sitio seleccionado para la instalación del proyecto está considerado por el INEGI en la Carta de Uso de Suelo Coatzacoalcos E15-1-4 como de pastizal cultivado (ver cartografía temática, Anexo 2). El uso actual del suelo donde se ubicará el Oleogasoducto, en la colindancia del CRG de la Pera Chalpa 1 corresponde a pastizal




Capítulo I - 11

cultivado, y en el punto de destino (PRG de la macropera Arquimia 31) el tipo de vegetación a afectar corresponde a pastizal cultivado; a su vez, a lo largo del trazo, el uso de suelo es también predominantemente de pastizal cultivado. Estas condiciones prevalecen en parte del municipio en donde se ubicará el proyecto (Ixmatlahuacan).

Las localidades de la zona donde se proyecta el trazo, son principalmente rurales, por lo que sus habitantes explotan los recursos mediante agricultura y ganadería en mediana escala.

Los escurrimientos de agua de la región son utilizados comúnmente para riego. En el Cap. IV, se presenta una descripción más amplia de este componente del medio.

En las Tablas II.1.6.1 a II.1.6.3 se indican las colindancias del CRG de la pera Chalpa 1 y del PRG de la macropera Arquimia 31, como punto de origen y destino del Oleogasoducto, respectivamente; en un radio de 500 m, así como de las colindancias en este mismo rango del trazo propuesto, para cada margen en el sentido de flujo.

Tabla II.1.6.1 Colindancias del punto de origen del Oleogasoducto (CRG de la Pera Chalpa 1)

Intervalo a 100 m 100 ~ 200 m 200 ~ 300 m 300 ~ 400 m 400 ~ 500 m

N Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

NE Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

E Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

SE Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

S Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

SW Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

W Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

NW Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado


Tabla II.1.6.2 Colindancias del punto de destino del Oleogasoducto (PRG de la macropera Arquimia 31)

Intervalo a 100 m 100 ~ 200 m 200 ~ 300 m 300 ~ 400 m 400 ~ 500 m

N Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado NE Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado E Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

SE Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

S Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal

cultivado/Corriente de agua intermitente

Pastizal cultivado/Corriente de

agua intermitente

Pastizal cultivado/Corriente de

agua intermitente SW Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado W Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado

NW Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Pastizal cultivado Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano de trazo y perfil, Anexo 2; Carta Topográfica E15A71 Cosamaloapan. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación E15-1-4 Coatzacoalcos, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI, y Visita de Campo.

Tabla II.1.6.3 Colindancias del trazo del Oleogasoducto.




Capítulo I - 12

Cadenamiento (Trazo del

Oleogasoducto)

a 100 m 100 ~ 200 m 200 ~ 300 m 300 ~ 400 m 400 ~ 500 m

M.I. M.D. M.I. M.D. M.I. M.D. M.I. M.D. M.I. M.D.

0+ 000 al 0 + 500.00

Pastizal cultivado/

Vegetación Secundaria

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/


0 + 500 al 1 + 000.00

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/

Localidad de La Jícama/ Vegetación Secundaria

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/


1 + 000 al 1 + 500.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

1 + 500 al 2 + 000.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

2 + 000 al 2 + 500.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

2 + 500 al 3 + 000.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

3 + 000 al 3 + 500.00

Pastizal cultivado/

Localidad de Llano La Unión/

Camino de terracería

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


3+ 500 al 4 + 000.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

4 + 000 al 4 + 500.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/

Localidad de El Encanto

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado/

Localidad de Peje Puerco

4 + 500 al 5 + 000.00

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

Pastizal cultivado

5 + 000 al 5 + 581.07

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/

Corriente de agua

intermitente/ Camino de terracería

Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/

Corriente de agua


Pastizal cultivado/


Pastizal cultivado/

Corriente de agua


Fuente: Elaboración en gabinete a partir del plano de trazo y perfil, Anexo 2; Carta Topográfica E15A71 Cosamaloapan. Conjunto de Datos Vectoriales de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación E15-1-4 Coatzacoalcos, Escala 1:250,000 Serie II (Continuo Nacional) INEGI, y Visita de Campo. M.I. = Margen Izquierdo. M.D.= Margen Derecho.

II.1.7. Urbanización del Área y Descripción de Servicios Requeridos. La zona correspondiente al proyecto, es una zona rural que presenta un bajo grado de urbanización y cobertura de servicios; se cuenta con caminos de terracerías formados principalmente por los caminos de acceso que PEMEX ha rehabilitado para llegar a los diversos pozos e instalaciones de producción que tiene esa área desde 1954, los cuales a su vez han sido de apoyo a las pequeñas comunidades para comunicarse entre sí. Los servicios (sanitario, energía eléctrica y agua potable) requeridos durante la construcción del Oleogasoducto serán proporcionados por la compañía que desarrolle su construcción. Agua Cruda




Capítulo I - 13

En la etapa final de la construcción del Oleogasoducto, se realizará una prueba hidrostática la cual requiere de un volumen aproximado de 407.22 m

3 de agua, por lo que el contratista debe tramitar y

contar con la autorización de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) para tomar el líquido del cuerpo de agua que considere; esto previamente a la realización de la prueba, y en consecuencia observar las disposiciones que en su caso determine la CONAGUA para el manejo y disposición final del agua al término del ciclo de prueba, así como las disposiciones de la legislación ambiental vigente. El agua que se utilice debe ser neutra o libre de partículas en suspensión que no pasen la malla de 100 hilos por pulgada. (CID-NOR-N-SI-0001).

Agua potable Este servicio no está disponible en la zona, por lo que para satisfacer el consumo del personal que labore en la obra, el residente deberá adquirir el agua potable en la localidad más cercana a través de pipas o bien, con garrafones. Drenaje El servicio de drenaje no está disponible en la zona, debido a que el Municipio de Ixmatlahuacan solamente cuenta con cobertura parcial de servicios en los principales núcleos poblacionales, por lo que la compañía contratista encargada de la construcción, será la responsable de proveer el servicio de sanitarios portátiles para los trabajadores, así como del manejo y disposición final de las aguas y residuos generados por este servicio. La instalación de los sanitarios portátiles durante la etapa de preparación del sitio y construcción, debe hacerse sobre el terreno correspondiente al Derecho de Vía exclusivamente. Electricidad Este servicio no se encuentra disponible en el área de construcción del proyecto, por lo que la compañía encargada de realizar la construcción de la obra será responsable del transporte y operación de los equipos que requieran de energía, para realizar los trabajos de soldadura y obras especiales durante la construcción.

Combustible Durante los trabajos de construcción del proyecto se requerirá diesel, gasolina y aceite lubricante para la operación de los equipos y maquinaria, por lo que se suministrarán de la estación de servicio más cercana al área del proyecto. El suministro de combustible lo realizará la compañía a cargo de la construcción del proyecto. No está contemplada la habilitación de áreas temporales para el almacenamiento de combustibles y/o lubricantes.

El personal de la compañía encargada de los trabajos, será trasladado diariamente al sitio de la obra.

Respecto a la generación de residuos, manejo e infraestructura para su disposición, la información de presenta en el apartado II.2.9.

II.2. Características Particulares del Proyecto La descripción del proyecto se presenta de acuerdo con los requerimientos normativos de la NRF-030-PEMEX-2009, Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos; así como de las bases de usuario proporcionadas por PEMEX. A. Construir una Oleogasoducto de 6”Ø nominal con tubería metálica para servicio amargo, con especificación API 5LX-52 y longitud de 5 + 581.07 Km. El origen será el Cabezal Recolector de Gas (CRG) de la pera Chalpa 1 y el destino será el PRG de la macropera Arquimia 31, el proyecto incluye lo siguiente. 1. Se deben realizar las interconexiones siguientes:

- El punto inicial del Oleogasoducto será en el área del CRG de la pera Chalpa 1, el Oleogasoducto de 6”Ø x 5.5 aprox., se debe conectar en la descarga del arreglo de la válvula lanzadora de diablos.




Capítulo I - 14

- El punto final del Oleogasoducto será en el área del PRG de la macropera Arquimia 31, el Oleogasoducto de 6”Ø x 5.5 km aprox., se debe conectar a la carga del arreglo de la válvula receptora de diablos.

2. Colocar una conexión tipo “T” de 6”Ø x 6”Ø x 4”Ø con rejilla, válvula de compuerta de paso completo y continuado con válvula de retención de 4”Ø a la altura del punto más cercano con el pozo Galil 1 hacia la macropera Arquimia 31 en dirección de la pera Chalpa 1 hacia la macropera Arquimia 31. Incluir válvula de compuerta de paso completo y continuado y válvula de retención de 4”Ø, ANSI 300 RTJ, para servicio amargo.

3. El punto de interconexión con el pozo Galil 1 debe de salir a la superficie. 4. El Oleogasoducto será subterráneo desde su cercanía a la válvula lanzadora de diablos de la pera

Chalpa 1, hasta llegar a su cercanía a la válvula receptora de diablos en la macropera Arquimia 31. 5. El Oleogasoducto debe incluir protección catódica, protección con anticorrosivo y mecánica en todo

su trayecto en los puntos donde aplique, de acuerdo a la normatividad vigente y análisis de flexibilidad correspondiente; así mismo, el trayecto del Oleogasoducto debe contar con señalización del derecho de vía de acuerdo a Normatividad vigente.

6. En caso de existir perforaciones direccionales debido a cruces de ríos o cuerpos de agua se deben instalar válvulas de seccionamiento de acuerdo con lo indicado en la norma NRF-030-PEMEX-2009. - Las válvulas de seccionamiento de los cruces de ríos o cuerpos de agua, deben ser para servicio amargo. - La tubería que se instale en los cruces de ríos o cuerpos de agua, entre las válvulas de seccionamiento, debe ser de especificaciones API-5LX-52, para servicio amargo y tener un espesor mayor al de diseño.

7. Todas las válvulas incluidas en la construcción del Oleogasoducto deben ser de compuerta, paso completo y continuado, de acuerdo a la ANSI 300 RTJ, para servicio amargo.

8. El Oleogasoducto debe contar con los arreglos para válvulas lanzadora y válvula receptora de diablos, y deben ser de tubería metálica, con especificaciones API-5XL-52, para servicio amargo.

9. Rotular el Oleogasoducto en los puntos de salida y de llegada, indicando diámetro, destino en el punto de salida (área de válvula lanzadora) y diámetro, procedencia en el punto de llegada (justo antes de conectarse al PRG de la macropera Arquimia 31).

10. Se deberá aplicar el marco normativo para la construcción de líneas de descarga y ductos. 11. El Oleogasoducto debe cumplir con lo indicado en las normas NRF-030.PEMEX.2009 y NRF-001-

PEMEX-2007. 12. El Oleogasoducto se deberá construir en una sola etapa incluyendo las conexiones y pruebas

correspondientes de acuerdo a la normatividad vigente. 13. Se debe realizar prueba hidrostática. 14. Se debe realizar la limpieza interior de las líneas, después de haber realizado las pruebas

correspondientes y debe ser entregada, lista para iniciar su operación. 15. La válvula lanzadora se debe localizar en el área de la pera Chalpa 1 y la válvula receptora se debe

localizar en el área de la macropera Arquimia 31, ambas ubicaciones designadas de acuerdo a la normatividad.

16. Todos los accesorios, acopladores y conectores, deberán especificarse para servicio amargo de acuerdo a normatividad vigente.

17. En el punto donde inicia el Oleogasoducto de 6” Ø x 5 + 581.07 Km aproximadamente se debe incluir sistema de inyección para inhibidor de corrosión (depósito, bomba, válvulas, accesorios e interconexiones), incluyendo niple Cosasco, para protección en el interior de la línea contra la corrosión, de acuerdo a la NRF-005-PEMEX-2009.

El proyecto de construcción del Oleogasoducto contempla la realización de obras especiales, definidas como todas aquellas obras diferentes a la línea regular, las cuales requieren de consideraciones específicas para su diseño y construcción dado que interrumpen la instalación de la línea regular.




Capítulo I - 15

II.2.1. Programa General de Trabajo El programa general de trabajo se presenta en las tablas II.2.1.1 y II.2.1.2

Tabla II.2.1.1 Programa General de trabajo del proyecto del Oleogasoducto.

Etapa Actividades

Meses

2

4

6

8

10

12

18

24

Años

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

Bases de Diseño

Licitación de Construcción

Construcción Construcción

Operación

Mantenimiento

Fuente: PEMEX, Exploración y Producción.

Tabla II.2.1.2 Programa General de trabajo del proyecto del Oleogasoducto.

Etapa Actividades Meses

1 2 3 4 5

Licitación de Obra

Publicación de convocatoria

Junta de aclaraciones

Apertura técnica -económica

Evaluación técnica- económica

Dictamen y fallo

Presentación de garantías

Firma del contrato

Fuente: PEMEX, Exploración y Producción. NRF-030- PEMEX- 2009.

Los programas para las actividades específicas de trabajo se presentan de la tabla II.2.1.3 a la tabla II.2.1.5.

Tabla II.2.1.3 Programa general de trabajo del Oleogasoducto Etapa de preparación del sitio y construcción


1 2 3 4 5 6

Preparación del sitio

Localización del proyecto (Trazo Topográfico)

Desmonte y despalme de la superficie requerida

para el derecho de vía del Oleogasoducto

Construcción Cortes y excavaciones

Tendido de la tubería




Capítulo I - 16


1 2 3 4 5 6

Doblado de tubería

Alineado y soldado de la tubería

Inspección radiográfica de soldadura

Protección mecánica anticorrosiva

Bajado y tapado de la tubería

Obras especiales (cruces direccionales y válvulas lanzadoras y receptoras

de diablos )

Prueba hidrostática y/o neumática

Reacondicionamiento del Derecho de Vía

Protección catódica

Señalización

Fuente: PEMEX, Exploración y Producción. NRF-30- PEMEX- 2009.

Tabla II. 2.1.4 Programa general de trabajo del Oleogasoducto.

Etapa de Operación y mantenimiento

Etapa Actividad Periodicidad

Operación Transporte de Gas Natural Diario, Continuo

Mantenimiento

Sistema de protección interior Corrida con diablo de limpieza: cada 4 meses

Corrida con diablo instrumentado: cada año

Evaluación Mensual

Inyección de inhibidor Diario

Sistema de protección mecánica Cada 4 años

Sistema de protección catódica Semestral

Sustitución de tramos de tubería Después de revisión cada periodo de 20 años

Prevención de fugas Según se presente

Celaje terrestre Una vez al mes

Integridad mecánica Según requerimientos


Tabla II. 2.1.5 Programa general de trabajo del Oleogasoducto. Etapa de Abandono del Sitio

Etapa Actividad Periodicidad

Abandono del Sitio

Clausura y Limpieza Solo una vez


II.2.2. Preparación del Sitio. Desarrollo de la Ingeniería Básica y de Detalle. Esta actividad se realizará en campo y gabinete para la localización del sitio del proyecto, del trazo en el derecho de vía a construir, y elaboración de los planos de detalle, trazo y perfil. Este proceso consiste en la revisión detallada de las bases de usuario con la finalidad de conocer los requerimientos técnicos del




Capítulo I - 17

proyecto y en su caso, emitir comentarios o dudas que surjan de esta revisión, recabar toda la información necesaria para efectuar los trabajos, recorrido del derecho de vía, recorrido de instalaciones existentes y levantamientos en campo en general, para determinar las condiciones, criterios de diseño y requerimientos de servicios. En la realización de las Bases de Diseño se deberán contemplar los requerimientos establecidos en las bases de usuario, incluyendo la normatividad técnica que se aplicará en el desarrollo del proyecto, las cuales corresponden a las mejores prácticas de uso común en la industria petrolera y a lo establecido en la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización; el alcance del proyecto y el sistema de seguridad claramente definidos; información suficiente en cantidad y calidad para el diseño del proyecto; ubicación del proyecto tomando en cuenta la seguridad industrial, protección ambiental y condiciones sociales; adecuadas vías de comunicación existentes y por desarrollar; servicios requeridos, como son energía eléctrica, agua y drenajes; disposición y procesamiento adecuado de los residuos producto de la construcción, operación, mantenimiento y abandono del proyecto; selección de tecnologías adecuadas al país; consideración de materiales y equipos seguros al medio ambiente y al ser humano; consideraciones de futuras ampliaciones y de demanda de servicios. En cuanto al trazo, este se efectúa en campo, verificando las coordenadas plasmadas en los planos de trazo y perfil, utilizando equipos analógicos digitales para el establecimiento del derecho de vía mediante encalado y estacado, y ubicando posibles ductos o líneas existentes en el derecho de vía con detectores de metal.

Trazo y levantamiento topográfico. Es importante determinar en campo el área en la que se localizará el proyecto, así como el trazo por el que pasará, mediante el estacado, para efectos de identificación de flora y fauna y para la realización del desmonte y despalme. Se realizará el siguiente procedimiento: Se centrará, nivelará y visará un punto de referencia con el tránsito de un punto sobre la tangente. Se reflexionará a 90º hacia la izquierda y derecha para determinar las dos líneas laterales. Se dejará balizado y estacado sobre las dos líneas del límite del derecho de vía.

Adquisición de materiales. La adquisición de materiales por parte de la empresa contratista encargada de los trabajos, se realizará de acuerdo con sistemas de calidad implantados en la empresa para verificar en cualquier momento la calidad de los materiales utilizados, su certificación, marcaje y seguimiento de cualquier material empleado en la obra, redundando en beneficio de la confiabilidad de operación del Oleogasoducto en base a las políticas de calidad que exige PEMEX a los contratistas.

Las actividades de aplicación de la protección anticorrosiva para conformar el Oleogasoducto se realizarán en la planta del proveedor. La protección anticorrosiva de los extremos del ducto se realizará en campo, bajo la supervisión del contratista y de PEMEX, de acuerdo a las normas NRF-033-PEMEX-2003, lastre de Concreto para Tubería de Conducción y NRF-026-PEMEX-2001 Protección Anticorrosiva a Ductos Enterrados y Sumergidos.

Transporte de maquinaria y equipo de trabajo. El transporte de materiales, maquinaria y equipo de trabajo, se realizará mediante tractocamión con cama baja Low – boy para el traslado de maquinaria como retroexcavadoras, y con Camioneta 350 para el traslado de maquinas de soldar, herramientas, personal y materiales diversos.

Desmonte y despalme. El Derecho de Vía de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2009 que especifica Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos, para el Oleogasoducto que se va a construir será de 10 metros de ancho en todo su trazo. Lo anterior, se




Capítulo I - 18

describe en el plano ubicado en el Anexo 2,2.17 donde se especifica el derecho de vía que involucrará el proyecto a lo largo del trazo (ver plano anexo de trazo y perfil). El material producto del despalme, se depositará en lugares estratégicos para su posterior utilización en los arropes de taludes y terraplenes. Los trabajos de despalme y desmonte de la superficie se realizarán con maquinaria y de forma manual, respectivamente. El desmonte es la remoción de la vegetación existente en el derecho de vía, en las áreas que se destinan a instalaciones, con el objeto de eliminar la presencia de material vegetal, y así mejorar la visibilidad. El desmonte comprenderá:

Tala que consistirá en cortar los arbustos aislados encontrados en las áreas de cultivos agrícolas y pastizales.

Roza, que consistirá en cortar y retirar la maleza, hierba, zacate o residuos de siembras.

Desenraíce, que consistirá en sacar los troncos o tocones con o sin raíces.

Limpia y disposición final, que consistirá en retirar el producto del desmonte. Despalme: El despalme consistirá en excavar de 5 a 10 cm. del suelo natural mediante maquinaria, desalojando la capa superficial del terreno natural que por sus características no sea adecuada para la construcción. Se despalmará a lo largo y ancho del derecho de vía, colocando el producto del despalme al lado contrario donde se ubicará el producto de la excavación y dentro de los límites del área del derecho de vía. El material producto del despalme, se almacenará temporalmente para su posterior utilización en el arrope del Oleogasoducto. II.2.3. Descripción de Obras y Actividades Provisionales del Proyecto. Para el desarrollo del proyecto se utilizarán las terracerías de acceso ya existentes, para el abastecimiento de servicios sanitarios, la empresa contratista se apoyará en letrinas portátiles y para los servicios de alimentación se tomará apoyo de las localidades más cercanas. No se contempla la instalación de campamentos para el alojamiento de personal. Tanto las letrinas portátiles como las áreas de almacenamiento de materiales y equipo se desplazarán del sitio donde se construya el Oleogasoducto. II.2.4. Etapa de Construcción. La secuencia en que se describen las actividades, no indica necesariamente el orden de las actividades a realizarse durante la fase de construcción, ya que de acuerdo a las condiciones del terreno, tiempo y programas de entrega de materiales, las actividades pueden realizarse en una secuencia diferente, incluso de forma simultánea en uno o más frentes de trabajo.

Cortes para la colocación del Oleogasoducto. Los cortes son ejecutados a cielo abierto en el terreno natural, en ampliación de taludes o terraplenes existentes y en derrumbes, con el objeto de preparar y formar la sección de la obra. La altura promedio de los cortes serán de 5 a 10 cm. de la capa terrígena de material tipo A, el cual es poco o nada cementado, por lo que puede ser manejado eficientemente sin ayuda de maquinaria. El nivel de suelo no deberá de tener irregularidades ni objetos que generen concentración de esfuerzos, ya que debe permitir un apoyo uniforme sin forzamientos ni dobleces mecánicos de la tubería. (N-CTR-CAR-1-01-003/00). El corte deberá de ser de por lo menos diez centímetros de espesor con material suelto, libre de rocas o componentes de aristas agudas o cortantes. Por la propia naturaleza del terreno no se contemplará la realización de actividades de estabilidad de los taludes. Al final se procede al extendido y nivelado de




Capítulo I - 19

material del sitio con maquinaria, para proseguir con el afinamiento y dar el acabado final del corte con talud de 1:1.75. (N-CTR-CAR-1-01-003/00).

Excavación de zanja para colocación del Oleogasoducto. Se realiza de acuerdo a la secuencia de actividades siguientes: 1. Detección en toda la longitud del derecho de vía con equipo electromagnético previo a la excavación

para identificar posibles obstáculos con el tendido de la tubería dentro de la excavación y sondeos a cielo abierto donde se detecten subestructuras metálicas.

2. La zanja donde se alojará el Oleogasoducto, debe tener el ancho y profundidad indicados en el proyecto de acuerdo con su diámetro. La profundidad de enterrado depende de la localización de la zona, el uso de la superficie del terreno y las cargas impuestas por el paso de vehículos y/o ferrocarriles, para este proyecto la profundidad mínima debe ser 1.20 metros, establecida en la norma de referencia NRF-030-PEMEX-2009, de acuerdo al tipo de clase, mas el diámetro exterior de la tubería recubierta. La superficie del fondo de la zanja debe quedar conformada a un nivel tal que la tubería al ser bajada se apoye totalmente en el terreno. El colchón mínimo de suelo debe cumplir con lo indicado en las Tablas 6 del apartado 8.1.11.2 de la norma NRF-030-PEMEX-2009. El ancho mínimo en el fondo de la zanja debe ser de 0.60 m. para tuberías de 12 pulg. de diámetro y menores, y de 0.30 m. más un diámetro para tuberías mayores de 12 pulg.

3. El material producto de la excavación, en ningún caso debe estar a menos de un metro de distancia de la orilla de la zanja, y la inclinación del material de la excavación no debe ser mayor de 45 grados con respecto a la superficie horizontal. El material se colocará en la zona de alojamiento del producto de la excavación correspondiente a 3 m medido desde el centro de la zanja, para un DDV nuevo (norma NRF-030-PEMEX-2009).

4. Remoción y extracción de raíces o materias extrañas que invadan el interior de la zanja, para que al rellenarla no se introduzcan en ella.

5. Desazolves y sobre excavaciones necesarias para proporcionar un debido alojamiento a la tubería conforme al proyecto.

Tendido de la tubería. El tendido de la tubería se efectuará acomodando los tubos a lo largo del derecho de vía, uno tras otro pero traslapados entre 5 y 10 cm., paralelos a la zanja del lado del tránsito del equipo, apoyados sobre polines o costales llenos de material suave, sin provocar derrumbes. Esta operación deberá realizarse sin que los tubos sufran ningún daño. (NRF-030-PEMEX-2009). El material se colocará en la zona de alojamiento de la tubería durante el tendido, correspondiente a 9 m medido desde el centro de la zanja.

Doblado de la tubería. Debido a que la topografía del terreno por donde pasa el Oleogasoducto presenta en ocasiones, pequeñas elevaciones, es necesario realizar dobleces a la tubería con la finalidad de lograr un adecuado acople de la misma con el terreno, para ello se utilizará una máquina dobladora. Con una biseladora se construyen los biseles a la tubería, de acuerdo a las especificaciones.

El doblado de la tubería se hace en frío, teniendo cuidado y verificando, de tal manera que el tubo no se aplaste o se formen arrugas en el doblez, debiendo conservar sus especificaciones de dimensión de sección después de los dobleces.

Una vez efectuado el doblez, debe revisarse el recubrimiento para verificar si no sufrió daños, en cuyo caso deben efectuarse las reparaciones de acuerdo al procedimiento autorizado para este propósito.

Los tramos rectos se doblan en campo, en caso que el contratista ejecute los trabajos en taller, se debe de contemplar los movimientos, la carga, transporte y descarga adecuados (NRF-030-PEMEX-2009).

Alineado de la tubería y soldado. Esta operación debe efectuarse, juntando los tubos extremo a extremo para preparar el Oleogasoducto que se debe colocar paralelo a la zanja, dejando constituida la junta con la separación y alineamiento




Capítulo I - 20

entre tubos indicado en los procedimientos de soldadura, y manteniendo fijos los tubos mientras se deposita el primer cordón de soldadura. El Oleogasoducto que se va construyendo debe ser colocado sobre apoyos, generalmente sobre polines de madera, dejando un claro de 40 cm mínimo entre la parte inferior del tubo y el terreno con el propósito de tener espacio para finalizar la soldadura, así como para ejecutar después las fases de prueba y las operaciones de protección mecánica. Se debe verificar que al ir alineando la tubería, se traslapen dentro del espacio superior de un ángulo de 30º a cada lado del eje vertical. El espacio entre biseles es de 3 milímetros como mínimo conforme al procedimiento de soldadura. Posteriormente, se realizará la limpieza de los biseles y las maniobras con maquinaria para alinear la tubería a la que se va a soldar. Finalmente se realiza el alineamiento de los tubos, hasta dejar preparada la junta a soldar, utilizando alineador interior neumático. Para la ejecución del soldado, el personal debe ser especializado en aplicación de soldadura con 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.

Inspección radiográfica de soldadura. Se llevará a cabo con la selección de uno o varios especímenes dentro de un lote de uniones soldadas de acuerdo a criterios establecidos y se procede a realizar la inspección, calificando el procedimiento de soldadura y al soldador inicialmente (API-STD-1104 y la NMX-B-482-1991).

Protección mecánica anticorrosiva. Se utilizará la cinta Polyken 980-15, que es un polietileno rígido, para dar mayor resistencia mecánica en las condiciones de operación de la tubería, para su aplicación se deberá limpiar primero la superficie del tubo y aplicar una película de 3 milésimas de pulgada de recubrimiento primario, posteriormente se realiza un sobre traslape del 50% (enrollado) resultando un espesor final del Polyken, de 30 milésimas de pulgada, la vuelta o punto final de la cinta debe aplicarse a mano sin tensión. El espesor final del sistema Polyken exterior deberá ser de 63 milésimas de pulgada (3 milésimas de primario, 30 milésimas de cinta anticorrosiva la cual tiene un espesor original de 15 milésimas de pulgada y con un traslape del 50% de un terminado de 30 milésimas).

Bajado y tapado de tubería. Antes del bajado de la tubería se extraerán los materiales de derrumbe o azolve del fondo de la zanja y se aplicará una capa de tierra vega o similar para eliminar irregularidades que pudieran dañar el recubrimiento. Para el bajado de la tubería se utilizará la maquinaría adecuada para mover la tubería de los apoyos (polines o costales con material suave) hasta el centro de la zanja y depositarla en el fondo de la misma; esto debe hacerse sin dañar la protección mecánica soportando la tubería con eslingas. La tubería no debe sufrir deformaciones longitudinales ni transversales permanentes. Cualquier defecto del recubrimiento debe ser reparado.

El tapado de tubería consistirá en que el material producto de la excavación debe ser devuelto a la zanja eliminando todo aquello que pueda dañar el recubrimiento, de manera que después del asentamiento la superficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la zanja o que el montón de tierra lateral interfiera con cualquier tráfico eventual o normal en el lugar.




Capítulo I - 21

Después del relleno de la zanja se despejará el derecho de vía y otras áreas circundantes, si es el caso, y debe disponerse de todos los materiales de desperdicio, escombros y desechos resultantes. Debe emparejarse el terreno llenando hoyos, surcos y reparando cualquier daño, debiendo restaurarse el terreno para una condición estable y de uso y pueda razonablemente tomar la consistencia que tenía el terreno anterior a la construcción.

Limpieza interna con diablos (poly-pig). Después de realizarse la prueba hidrostática se deberán correr los diablos de limpieza para desprender materias que puedan resultar de cada junta soldada entre tubos y otros residuos que hayan quedado en el interior de la tubería.

Prueba hidrostática a la tubería. Las pruebas hidrostáticas al Oleogasoducto se realizarán de acuerdo a las normas NRF-030-PEMEX-2009 y NRF-150-PEMEX-2005. Consiste básicamente en lo siguiente:

Todos los ductos nuevos deben someterse a una prueba hidrostática para comprobar su hermeticidad. La prueba se debe hacer después de la corrida con el equipo medidor de la geometría y con el equipo de limpieza interior. El equipo mínimo necesario para la realización de la prueba hidrostática debe incluir: bomba de gran volumen, filtro para asegurar una prueba limpia, bomba de inyección de inhibidores de corrosión, instrumentos de medición, válvula de alivio y bomba para presurizar el ducto a niveles mayores a los indicados en el procedimiento de prueba. El agua que se utilice debe ser neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada. La duración de la prueba será de 8 horas mínimo y 4 horas en tubería (tramo corto) o secciones prefabricadas que sean parte y se integren al sistema del ducto sin prueba posterior. El valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1.25 veces la presión de diseño. Deben recabarse dos ejemplares de la constancia de las pruebas certificadas por los representantes de la residencia de construcción y de la rama operativa, y el permiso de uso expedidos por la Secretaría de Energía, la cual supervisará la ejecución de las mismas a través de un inspector autorizado, conjuntamente con las dependencias de inspección y seguridad industrial de las ramas operativas y de construcción. Cuando alguno de los elementos del sistema sea de menor resistencia, éste debe ser aislado para no ser probado con el resto. Después de hacer la prueba hidrostática, los ductos, válvulas y accesorios serán drenados completamente para evitar daños por congelamiento o por corrosión. El equipo de un sistema de tubería que no se sujete a la prueba debe desconectarse. La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso de que por las características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por secciones previo conocimiento y análisis del sistema de prueba respectivo.

Las pruebas de presión hidrostática deben realizarse tanto en el sistema completo de ductos como en tramos y componentes terminados del sistema. Todos los dispositivos de seguridad como limitador de presión, válvulas de relevo, reguladores de presión y equipo de control, deben ser calibrados para corroborar que están en buenas condiciones mecánicas, capacidad adecuada, efectividad, confiabilidad de operación para el servicio a que se destinan y funcionamiento a la presión correcta.

En caso de que algún dispositivo no cumpla, se debe reemplazar por otro que satisfaga todos estos requerimientos.

Al comprobar satisfactoriamente las pruebas de las tuberías, se deben hacer todas las conexiones necesarias para eliminar el agua por medio de diablos o esferas corridas con aire.

La fuente de abastecimiento de agua y las áreas para desalojarla después de la prueba, deben cumplir con los requisitos de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) y también de las normas oficiales




Capítulo I - 22

correspondientes; asimismo ordenará los análisis de laboratorio necesarios para verificar la calidad especificada.

Durante la vida útil del sistema o parte del sistema de tubería, se deben conservar registros de las pruebas realizadas. La dependencia operativa debe recibir de la dependencia responsable de las pruebas, copia de esta información, que por lo menos será la siguiente:

Dependencia responsable de las pruebas y técnicos que las realizaron y aceptaron.

Procedimiento de realización de la prueba.

Tipo, medio y temperatura de la prueba.

Presiones de diseño, operación y prueba.

Duración de la prueba, gráficas y otros registros.

Fugas y otras fallas con sus características y localización.

Variaciones en cada prueba y sus causas.

Reparaciones realizadas como resultado de la prueba efectuada.

Como alternativa se puede realizar una prueba neumática, en cuyo caso el fluido de prueba será algún gas inerte. La presión de prueba debe ser 1.25 veces la presión máxima de operación y el tiempo mínimo de prueba de 8 horas.

Dicha prueba implica riesgo de que se libere la energía almacenada en el gas comprimido, por lo que se deben tomar medidas precautorias para minimizar el riesgo del personal por la posibilidad de una falla frágil, la temperatura de la prueba debe considerarse en función de los resultados de las pruebas de tenacidad del material del ducto. Se debe presentar un procedimiento de prueba neumática, el cual será autorizado por el representante de PEMEX. Asimismo debe contar con el permiso de trabajos con riesgo de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente. El equipo mínimo requerido para la realización de la prueba neumática incluye: dispositivo de alivio de presión, termómetro de registro gráfico y radios de intercomunicación.

Prueba Neumática. La prueba neumática se realizará como alternativa en caso de no realizarse la prueba hidrostática, la cual consiste en que el fluido de prueba será algún gas inerte. La presión de prueba deberá ser 1.25 veces de la presión máxima de operación el tiempo mínimo de prueba de 8 horas. Dicha prueba implica riesgo que se libere la energía almacenada en el gas comprimido, por lo que se deben tomar medidas precautorias para minimizar el riesgo del personal por la posibilidad de una falla frágil, la temperatura deberá considerarse en función de los resultados de la prueba de tenacidad del ducto. Se deberá presentar un procedimiento de prueba neumática, el cual será autorizado por el representante de PEMEX. Asimismo deberá contar con el permiso de trabajos con riesgo de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente. El equipo mínimo requerido para la realización de la prueba neumática incluirá: dispositivo de alivio de presión, termómetro de registro gráfico y radios de intercomunicación.

Reacondicionamiento del derecho de vía. Durante el reacondicionamiento del derecho de vía se deberá apegar a lo estipulado en el apartado 8.2.22 de la Norma NRF-030-PEMEX-2009 que dice:

Se debe recolectar todo el material utilizable que haya quedado a lo largo del derecho de vía y transportarlo a los lugares adecuados para su almacenamiento. Se debe hacer una limpieza general del derecho de vía, despejándolo de toda clase de desperdicios que hayan quedado en él.




Capítulo I - 23

Todo el material de relleno debe ser devuelto a la zanja, de manera que después del asentamiento, la superficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la zanja o que el montón de tierra lateral interfiera con cualquier tráfico eventual o normal en el lugar.

La operación de relleno debe hacerse a mano o con el equipo adecuado, cuando se expongan edificios u otras estructuras a posibles daños por el equipo mecánico.

Cuando la tubería sea atravesada por un drenaje subterráneo, éste debe ser protegido durante la construcción y restaurado al finalizar la obra.

Para evitar posibles accidentes en cruces de caminos, debe rellenarse la zona durante la construcción del ducto, apisonando por capas y poniendo una capa final de grava, de 12 pulgadas de espesor.

Los residuos de material de la construcción tales como: leña, terrones u otras concentraciones de materia orgánica que forman compuestos ácidos por putrefacción, deben ser removidos, incluso como protección de las piezas de acero de los equipos expuestos.

En caso de afectar los señalamientos, postes e instalaciones existentes de cualquier tipo, se debe realizar su reposición.

Se deben restaurar los terrenos atravesados por la tubería, los cuales se deben dejar hasta donde sea posible, en las condiciones anteriores a la ejecución de la obra, trátese de terrenos particulares o de cruces de obras operación y mantenimiento se deje en condiciones de estabilidad permanente de su superficie.

Deben hacerse reparaciones duraderas de las bardas y otros cercados a través de los cuales se han tenido puertas temporales u otros medios de paso. Deben usarse materiales nuevos en las reparaciones. Las estructuras deben quedar con las mismas o mejores condiciones que había antes de la construcción. Todas las reparaciones deben ser a satisfacción de los propietarios o inquilinos. Se deben remover todos los medios temporales de acceso al derecho de vía, excepto aquellos que el proyecto señale para usos de mantenimiento o para uso del propietario del terreno, según la conveniencia. Se deben restaurar y reparar las condiciones originales de todos los derechos de vía públicos en los puntos donde fueron interceptados por el derecho de vía del ducto.

Protección catódica. La protección catódica se llevará a cabo mediante la aplicación de una corriente que se obtiene generalmente de un rectificador que convierte la energía alterna en una corriente directa y que se aplica a la tubería de acuerdo al diseño particular. La finalidad de la protección catódica es inhibir la corrosión de las instalaciones. Estos trabajos consistirán en la instalación de postes de registro (los cuales serán enterrados a una profundidad de 0.60 m y a una distancia de 1.50 m al lado derecho del Oleogasoducto) de ánodos de magnesio (enterrados a una profundidad de 0.80 m y a una distancia de 1.25 m a la parte del poste de registro de acuerdo con el sentido del flujo). De tal forma que los potenciales: ducto – suelo, tengan un valor mínimo acorde a la Norma CID-NOR-N-SI-0001, No. 2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”. El potencial entre el material anódico y la estructura debe ser una magnitud suficiente para sobreponerse al potencial de las celdas galvánicas y contrarrestar el flujo de corriente creado por estas en la estructura.

Señalamientos. Sobre el derecho de vía y en las instalaciones de todo ducto de transporte, deben instalarse las señales necesarias para localizar e identificar estas instalaciones, así como para delimitar la franja de terreno donde se alojan, con el fin de reducir daños a las mismas. Los señalamientos se clasifican en tres tipos: informativo, restrictivo y preventivo y deben apegarse a los lineamientos indicados en el Anexo “C” de la norma NRF-030-PEMEX-2009.

Señalamiento Tipo Informativo.




Capítulo I - 24

Las señales de tipo informativo tienen por objeto informar la localización de los ductos y caminos de acceso a campos, plantas e instalaciones de PEMEX para fines de identificación e inspección.

Señalamiento Tipo Restrictivo. Los señalamientos de tipo restrictivo indican la prohibición de actividades que pongan en riesgo la seguridad de las personas y las instalaciones de PEMEX, así como de las instalaciones y poblaciones aledañas a las mismas.

Señalamiento Tipo Preventivo. Los señalamientos de tipo preventivo tienen la función de informar al público acerca de las condiciones de riesgo en la ejecución de trabajos de construcción y de mantenimiento, advirtiendo los daños que éstos pueden ocasionar.

Obras especiales. Las obras especiales se detallan en el inciso II.2.6. II.2.5. Etapa de Operación y Mantenimiento El Oleogasoducto operará 24 hrs. al día durante toda su vida útil. El Oleogasoducto se empleará para el transporte de gas natural desde la pera Chalpa 1 hacia el PRG de la macropera Arquimia 31. PEMEX Exploración y Producción cuenta con un programa de mantenimiento para tuberías de transporte, el cual será aplicado por el departamento correspondiente. A grandes rasgos este programa incluye las siguientes actividades:

Mantener actualizado el programa de medición de espesores.

Aplicación adecuada de los inhibidores de corrosión.

Se debe mantener en buen estado la protección mecánica anticorrosiva (pintura) en las instalaciones superficiales.

Mantener la protección catódica en un nivel aceptable.

Mantener un apriete adecuado en las conexiones mecánicas, esto con el fin de prevenir fugas.

Mantener en buen estado la señalización, así como mantener actualizado el tipo de localización del derecho de vía, para tomar las acciones conducentes y reducir al mínimo los riesgos a las instalaciones.

En su caso, llevar un registro de cada fuga donde se indique la localización, causa y tipo de reparación.

Deben mantenerse los caminos de acceso al derecho de vía y a las instalaciones libres de maleza, escombro, materiales dispersos, basura, etc.

Aplicar cuando se requiera el recubrimiento anticorrosivo a trampas de diablos y válvulas de seccionamiento.

Realizar en los tiempos estipulados por el programa de mantenimiento la corrida de diablos de limpieza.

Para las etapas de operación y mantenimiento PEMEX se apega a las siguientes normas:

Tabla II.2.5.1 Mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo

MANTENIMIENTO PREDICTIVO: Es el mantenimiento basado fundamentalmente en detectar una falla antes de que suceda, para dar tiempo a corregirla sin perjuicios al servicio, ni detención de la producción, etc. Estos controles pueden llevarse a cabo de forma periódica o continua, en función de tipos de equipo, sistema productivo, etc. Para ello, se usan instrumentos de diagnóstico, aparatos y pruebas no destructivas, como análisis de lubricantes, comprobaciones de temperatura de equipos eléctricos, etc.

NO. 9.1.06 Instrumentación y Dispositivos de Protección para los Sistemas de Transporte por Tubería

NO. 2.451.02 Instrumentos y Dispositivos de Control Parte II

NO. 2.451.01 Instrumentos y Dispositivos de Control I

MANTENIMIENTO PREVENTIVO: La programación de inspecciones, tanto de funcionamiento como de seguridad, ajustes, reparaciones, análisis, limpieza, calibración, que deben llevarse a cabo en forma periódica en base a un plan establecido y no a una demanda del operario o usuario; también es conocido como Mantenimiento Preventivo Planificado (MPP).




Capítulo I - 25

NOM-117-SEMARNAT-1998.

Especificaciones de Protección Ambiental para la Instalación y Mantenimiento Mayor de los Sistemas para el Transporte y Distribución de Hidrocarburos y Petroquímicos en Estado Líquido y Gaseoso

NO.2.4.51.01 Instrumentos y Dispositivos de Control.

CID-NOR-N-SI-0001

Requisitos Mínimos de Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Ductos de Transporte (FIRMADO)

CID-NOR-001 Criterio Normativo para Distancias Mínimas a Ductos que Transportan Hidrocarburos

NRF-030-PEMEX-2009 Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y recolección de Hidrocarburos

NRF-026-PEMEX-2001 Protección con Recubrimientos Anticorrosivos para Tuberías Enterradas y/o Sumergidas

UPMP-204-21100-PO-02 Procedimiento para la Reparación Menor, Mayor y Mantenimiento de Válvulas Tipo Compuerta.

SIASPA-270-28900-IN-117-0014

Procedimiento para Inspección con Ultrasonido por Contacto Directo para Medición de Espesores.

UPMP-204-21510-PO-13 Procedimiento Operativo para efectuar una Prueba Hidrostática Superficial.

MANTENIMIENTO CORRECTIVO. Corrección de las averías o fallas, cuando éstas se presentan, y no planificadamente, al contrario del caso de Mantenimiento Preventivo.

Estudio de riesgo. El análisis HazOp emanado del estudio de riesgo realiza de acuerdo al método y para cada nodo operativo de estudio definió su función y sus variables importantes, aplicando las palabras guía (desviaciones) y analizándose las causas/consecuencias de la desviación, las salvaguardas existentes y su efectividad, así como las recomendaciones emanadas.

Fuente: Elaborada en gabinete. II.2.6. Descripción de Obras Asociadas al Proyecto. Las obras asociadas para el Oleogasoducto son las siguientes: Arreglo de tuberías. El diseño y cálculo de las tuberías, se hará con base al código ASME B31.4 y la línea regular será de acuerdo al código ASME 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 recto posibles, cuidando la economía y la flexibilidad de la tubería, evitando esfuerzos excesivos en las líneas.

Tuberías. La tubería será de acero especial API-5L-X52 con o 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. Las dimensiones de todos los accesorios de acero estarán de acuerdo a la NRF-096-PEMEX-2010 -Conexiones y Accesorios para Ductos de Recolección y Transporte de Hidrocarburos y los estándares ASTM A 105/A 105M. Obras especiales. La norma NRF-030-PEMEX-2009 en su apartado 6.46, indica que las obras especiales son todas aquellas obras diferentes a la línea regular como son: área de trampas, área de válvulas de seccionamiento, cruces, etc., las cuales requieren de consideraciones específicas para su diseño y construcción dado que interrumpen la instalación de la línea regular. Para este caso en particular las obras especiales que se desarrollarán es la perforación direccional en cruces con vías de comunicación y los arreglos de las válvulas lanzadoras y receptoras de diablos. La Perforación Direccional se desarrollará de acuerdo al proyecto técnico presentado por la contratista. Se debe presentar el plan de perforación y manejo del fluido de perforación para aprobación del representante de Pemex. Deben registrarse todos los eventos que se presenten durante la construcción




Capítulo I - 26

del cruce direccional, todo esto conforme se estipula en el apartado 8.2.25.5 de la Norma NRF-030-PEMEX-2009. Los cruces donde se realizará la perforación direccional se indican en la tabla II.2.6.1.

Tabla II.2.6.1 Obras especiales en cruces del Oleogasoducto por presencia de vegetación densa y montículos detectados por el Instituto Nacional de Antropología e Historia (INAH).

Cruces Cadenamiento Tipo de cruce

Vegetación Densa 0 + 480.00 – 0 + 630.00 Se realizará de manera direccional conforme lo marca la norma NRF-030-PEMEX-2009 y Planos del Proyecto

Camino de Terracería /

Montículos INAH 3 + 137.39 – 3 + 528.80

Se realizará de manera direccional conforme lo marca la norma NRF-030-PEMEX-2009 y Planos del Proyecto.

Camino vecinal / Montículos INAH

5 + 097.22 – 5 + 131.35 Se realizará de manera direccional conforme lo marca la norma NRF-030-PEMEX-2009 y Planos del Proyecto.

Fuente: Planos de trazo y perfil (Anexo 2, 2.17.1 y 2.17.2).

El arreglo de las válvulas lanzadoras y receptoras de diablos, se compone de tres válvulas de compuerta de 6” Ø nominal, paso completo y continuado, ANSI 300, RTJ, para servicio amargo, y la válvula lanzadora y receptora.

II.2.7. Etapa de Abandono del Sitio. El Oleogasoducto terminará su vida operativa considerándose la vida útil promedio de 25 años, tomando en consideración la aplicación de todos los programas de mantenimiento preventivo y correctivo en los tiempos previamente establecidos. Para poner fuera de servicio permanentemente del Oleogasoducto se llevarán a cabo las siguientes actividades:

Despresurización del sistema.

Aislar el sistema de cualquier posible suministro.

Purgado del Oleogasoducto.

Drenado del Oleogasoducto.

Desmantelamiento de la infraestructura del proyecto (válvulas, accesorios, señalamientos, etc.).

Desmantelamiento del Oleogasoducto.

Restitución del área a las condiciones q

cap i datos generales del...

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