ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018
Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.
I.1. Promovente I.1.1. Nombre o Razón Social.
Pemex Exploración y Producción, Subdirección Región Norte, Activo Integral
Veracruz.
I.1.2. Registro Federal de Contribuyentes.
I.1.3. Nombre y Cargo del Representante Legal. s es representante de PEMEX
Exploración y Producción en su carácter de Administrador del Activo Integral
Veracruz de conformidad con el Artículo 12 de la Ley Orgánica de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios. En el ANEXO “A” se encuentra el poder legal
I.1.4. Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del Representante Legal. En el ANEXO “A” se encuentra copia del Registro Federal de Contribuyentes y
Cédula Única de Registro de Población del
I.1.5. Dirección del Promovente. Coordinación de Servicios de Apoyo Operativo
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
"Protección de datos personales LFTAIPG"
"Protección de datos personales LFTAIPG"
"Protección de datos personales LFTAIPG"
"Protección de datos personales LFTAIPG"
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Centro Administrativo Mocambo
Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental
Activo Integral Veracruz
I.1.6. Actividad Productiva Principal. El organismo subsidiario PEMEX - Exploración y Producción (PEP), Subdirección
Región Norte, tiene como objetivo la exploración y explotación del petróleo y el gas
natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización.
I.1.7. Número de Trabajadores Equivalente. Cuadro I.1.7. Personal requerido.
TIPO DE EMPLEO ETAPA TIPO DE MANO DE OBRA PERMANENTE TEMPORAL
No calificada 0 7 PREPARACIÓN DEL SITIO Calificada 0 1
No calificada 0 4 CONSTRUCCIÓN Calificada 0 22 No calificada 1 0 OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO Calificada 0 0
El personal indicado en el cuadro anterior es el que se considera necesario para
efectuar el proyecto.
I.1.8. Inversión Estimada en Moneda Nacional. El costo total requerido para instalar el gasoducto será de $ 16,300,000 (Diez y
Seis millones trescientos mil Pesos 00/100 M.N.).
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
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I.2. Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental. I.2.1. Nombre o Razón Social.
INGENIERIA AVANZADA E INFORMATICA S.A. DE C.V.
I.2.2. Registro Federal de Contribuyentes.
I.2.3. Nombre del Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.
es el responsable Líder del grupo de
especialistas encargados de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.
I.2.4 Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población y Número de Cédula Profesional del Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental. En el ANEXO “A” se muestran copias del Registro Federal de Contribuyentes y
Cédula Única de Registro de Población; y en el Resumen Ejecutivo se tiene el
Número de la Cédula Profesional del .
I.2.5 Dirección del Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
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"Protección de datos personales LFTAIPG"
"Protección de datos personales LFTAIPG"
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II. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA INSTALACIÓN O PROYECTO:
II.1. Descripción del Proyecto "Construcción Gasoducto de 10” Ø X 6 Km, Localización pozo Madera 1 hacia el
margen izquierdo del injerto Río Blanco”, Activo Integral Veracruz.
II.1.1 Describir la instalación (ducto, válvulas, estaciones de regulación y medición, estaciones de compresión, etc.), indicar el alcance e instalaciones que lo conforman, origen, destino, número de líneas, diámetro, longitud, espesor, servicio, capacidad proyectada. Alcance e instalaciones, origen, destino, numero de líneas, diámetro, longitud y
espesor:
La producción de Gas natural del pozo Madera 1, y de su desarrollo (Madera 2, 4,
11 y 21), se concentrará en un patín recolector, posteriormente la producción pasará
a través de un separador ciclónico, y de ahí la producción saldrá a través de una
línea de 10”Ø que se interconectará a la trampa de envío de diablos para finalmente
ser transportada por medio del Gasoducto de 10” Ø x 6 Km hacia el margen
izquierdo injerto Río Blanco.
El presente proyecto consiste en la construcción de un gasoducto de 10” ∅ x 6
Km y 0.35” de espesor, el cual esta integrado por una línea de Acero al carbón
tipo API 5LX-52 en línea regular, y Acero al Carbón ASTM especificación PEMEX
T2D para línea aérea. El gasoducto contará con una trampa de envío de diablos
(tapón desplazador), con especificaciones para corrida con diablo instrumentado y
desfogues para su limpieza; juntas aislantes monoblock, válvulas de compuerta
paso completo ASA 600 RTJ, bridas de anclaje, así como todos los componentes
requeridos de acuerdo a lo indicado a la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001
(antes No. 07.3.13).
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El gasoducto contará con una válvula de seguridad (calibrada a una presión de
ajuste de 20% arriba de la presión de operación) ubicada antes de la
interconexión con la trampa de envío de diablos. La trampa de diablos cuenta con
línea de desfogue hacia el quemador.
La salida de la trampa de diablos; después de la válvula de seccionamiento tendrá
tres conexiones de ½” cada una. La primera para recibir la dosificación del
inhibidor de corrosión; la segunda para el suministro de gas que va a la bomba
dosificadora de químicos y la tercera para el indicador de presión (cubeta y línea
de pateo).
El gasoducto tendrá como destino la interconexión con el gasoducto de 10” x 7.5 km
existente, donde posterior se colocara una ”TEE” con rejilla Irving de 10”x8x10”
donde se interconectará la producción esperada de los pozos Apertura a perforar.
El proyecto incluye además:
1. Válvulas de pateo que tendrán un arreglo que incluye una válvula macho de
8” Ø ANSI 600 RTJ.
2. La trampa de envío tendrá toma de indicador de presión (cubeta y línea de
pateo).
3. Tapa de la trampa accionada con sistema neumático, incluyendo tablero de
control, instrumentación y cobertizo.
4. Barda perimetral y alumbrado en área de trampas con accesos.
5. Sistema de inyección de reactivos inhibidores de corrosión.
6. Sistema de protección catódica de acuerdo a la normatividad vigente.
Servicio
El gasoducto transportará la producción de gas dulce seco de los pozos Madera
1, 2, 4, 11 y 21.
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Capacidad proyectada:
La producción máxima estimada que fluirá a través del gasoducto, será de
100 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd).
Inversión
El costo total requerido para instalar el gasoducto será de $ 16,300,000 (Diez y
Seis millones trescientos mil Pesos 00/100 M.N.).
Descripción de la construcción del Gasoducto
La apertura del derecho vía es la única actividad realizada para la preparación del
sitio. El derecho de vía es una franja de terreno con un ancho dependiendo del
diámetro de la tubería a tender (NOM-007-SECRE-1999). En este caso, el ancho
del derecho de vía será de 13 m del km 0+000 al km 2+152.82 y del km 2+152.82
al km 6+000 será de 26 m, en este último tramo el DDV será construido de
acuerdo a la NOM-117-ECOL-1998, que establece las especificaciones de
protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los sistemas
para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado liquido y
gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en
zonas agrícolas, ganaderas y eriales . Las acciones derivadas de esta actividad
son:
Trazo y levantamiento topográfico (todas las fotos son ilustrativas ya que no
pertenecen al proyecto).
Desmonte y despalme
Se deberá seguir el siguiente procedimiento:
Centrar, nivelar y visar un punto de referencia con
el tránsito de un punto sobre tangente. Deflexionar
a 90º hacia la izquierda y derecha para determinar
las dos líneas laterales. Dejar balizado y estacado
sobre las dos líneas del límite del derecho de vía.
Los trabajos de desmonte y
despalme de la superficie por
donde pasará el gasoducto
serán realizados de forma
l i i
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Cortes
La altura promedio de los cortes a realizar será de 40 cm en material tipo A, el
cual es poco o nada cementado, por lo que puede ser manejado eficientemente
sin ayuda de maquinaria.
El fondo de la zanja no deberá tener irregularidades ni objetos que generen
concentración de esfuerzos, ya que debe permitir un apoyo uniforme sin
forzamientos ni dobleces mecánicos de la tubería. El fondo de la zanja tendrá
una capa 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 realizarán actividades de estabilidad
de los taludes.
Excavación de zanja
Se llevan a cabo las excavaciones
para la tubería de conducción, estas se
realizan hasta 1.2 m de profundidad y un
ancho de 0.6 m más el Ø de la tubería.
Estos trabajos comprenden el trazo del
eje de la zanja, afloje del material, y
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Extracción de raíces que invadan el interior de la zanja; retirando los pedazos
que salgan con el material excavado, de manera que al rellenar la zanja no se
introduzcan en ella.
Finalmente se realizará el afine de paredes y fondo de la zanja para evitar daños
a la protección anticorrosiva y a la tubería misma.
Tendido de la tubería
Doblado de la tubería
Colocar la tubería a lo largo del
derecho de vía y paralela a la
zanja, al lado contrario de donde
esté el material extraído de la
excavación cuidando que los tubos
no sufran daños mecánicos de
ningún tipo.
Debido a que la topografía del terreno
por donde pasará el ducto presenta en
ocasiones, pequeñas elevaciones, será
necesario realizar dobleces a la tubería
con la finalidad de lograr un adecuado
acople de la misma con el terreno, para
lo cual se utilizará una máquina
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Alineado y soldado de la tubería
Inspección radiográfica de soldadura
Con el alineador debidamente
colocado y el equipo sosteniendo el
tubo perfectamente alineado, a una
altura mínima de 0.40 m sobre el
terreno, se aplica el primer cordón de
soldadura (Fondeo) y se remueve la
escoria del cordón de soldadura. El
equipo de alineado se pasa al otro
extremo del tubo y se coloca un
segundo cordón de soldadura, se
elimina la escoria nuevamente y se
aplica la soldadura de relleno.
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.
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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).
Parcheo.
Él parcheo es el recubrimiento de uniones bridadas de las tuberías. Se deberá
extraer los materiales de derrumbe o azolve del fondo de la zanja y aplicación de
una capa de tierra vega o similar para eliminar irregularidades que puedan dañar
el recubrimiento.
Bajado y tapado de tubería
Se deberá extraer los materiales de
derrumbe o azolve del fondo de la zanja y
aplicación de una capa de tierra vega o
similar para eliminar irregularidades que
puedan dañar el recubrimiento. El tapado de la zanja se efectúa utilizando
el material producto de la excavación mediante un tractor. El compactado se hará pasando la banda de un tractor
tres veces sobre la superficie a compactar
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Protección catódica.
Se debe determinar y diseñar el tipo de protección catódica realizando un
levantamiento de resistividades del terreno, mediante la toma de potenciales del
gasoducto en el suelo (de tal forma que los potenciales: ducto – suelo, tengan
un valor mínimo acorde a la Norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 y la Norma
PEMEX No. 2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”).
La finalidad de la protección catódica es inhibir la corrosión de las instalaciones.
Estos trabajos consisten 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 de la línea de descarga) 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 PEMEX CID-NOR-N-
SI-0001 y la Norma PEMEX No. 2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”.
Prueba hidrostática a la tubería.
Las pruebas hidrostáticas realizadas a la tubería, se realizan con la finalidad de
detectar cualquier posible fuga y consiste en lo siguiente:
• En primer término, se realiza la limpieza interior de la tubería con un
embolo de limpieza Poli-Pik, para eliminar las incrustaciones, rebaba o
polvo.
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• Posteriormente se llena la tubería con agua.
• Una vez llena la tubería, se coloca la bomba de alta presión hasta alcanzar
la presión de operación de la tubería, en este caso 1,440 psi, se mantiene
de 15 min a 1 hr y después se baja al 50 % de la presión de operación.
• Luego se vuelve a levantar la presión de prueba de la tubería para este
caso 1,500 psi, y se mantiene durante 24 hrs sin que sea necesario
bombear más agua.
• El contratista será responsable del agua desalojada de las pruebas
hidróstaticas.
Obras especiales
Para realizar el cruzamiento del gasoducto con la carretera Piedras Negras –
Ignacio de la Llave (km 1+738.52) y con el canal de riego de la CNA
(km 3+249.11), se utilizará la técnica denominada cruce direccional. Un Cruce
Direccional es la instalación de una tubería o cable, por debajo de algún
obstáculo por el método de Perforación Horizontal Direccionada, este método es
una variante de la perforación direccionada utilizada en pozos petroleros ya que
el principio de dirección y algunas herramientas siguen siendo básicamente las
mismas, sin embargo los equipos de perforación para cruces direccionales
difieren, ya que están especialmente diseñados para hacer estas perforaciones
en sentido horizontal y a poca profundidad.
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En este tipo de obras el gasoducto se colocará dentro de los tubos de protección
(camisas), a una profundidad de cuando menos 10 m más el diámetro del
gasoducto, el tubo y la camisa son concéntricos y se conservan en esa posición
por medio de aisladores y centradores. El espacio anular entre la tubería y el
tubo protector va sellado en los dos extremos del tubo. La camisa es diseñada
para soportar cargas externas de acuerdo a su ubicación.
Los preparativos necesarios para llevar a cabo esta técnica son:
• Área de Perforación • Angulo de Salida • Área de Lingada • Profundidad • Mecánica de Suelos • Longitud • Angulo de Entrada
Los equipos necesarios se listan a continuación: Área de perforación Manejo de Lingada
Perforadora Presa de sedimentación Cabina de Control Salida Tubería de Perforación Roles de Tubería Bomba de Agua Lingada de Tubería Mezcladora Excavadora Separadora Estiba de Tubería Bomba de Lodos Bodega de Herramienta (opcional) Bentonita Almacén Herramientas Entrada y Pozo de Lodos Presa Reciclaje Excavadora Grúa
Figura II.2.2.9. distribución del equipo necesario para realizar el cruce direccional
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Figura II.2.2.10 Esquema de un cruce direccional
Área de Perforación Manejo de Lingada
Técnica del proceso de cruce direccional:
a) Agujero piloto:
Inicia perforación del agujero piloto desde el área de Perforación con el
ensamble de punta: barrena, sensor y el motor de perforación, y un recodo
para control de dirección.
Perforación agujero piloto añadiendo tramo a tramo tubería.
Ing. de perforación toma lecturas provenientes del sensor de punta.
Cálculo de la trayectoria con computadora.
Correcciones necesarias y registra la posición de la barrena para lograr el
curso deseado de avance.
Figura II.2.2.11 Agujero piloto para el cruce direccional
10 m
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b) Rimado o ensanchamiento:
Al salir la barrena al otro extremo programado, se introduce un cortador al
tamaño deseado.
Se procede al jalado y rotado.
Se va incrementando en 12”, 16”, 24”, 36”, 48”, y 60” de Ø, hasta lograr un
agujero mayor al diámetro de la tubería a instalar
Terminada la ampliación del agujero se introduce un “SWAB” con puntas
redondeadas de diámetro mayor a la tubería a instalar.
El lodo de perforación es inyectado en todo momento.
Figura II.2.2.12 Rimado o ensanchamiento
c) Jalado
Terminado el rimado, se inicia la introducción de la lingada.
Para ello, se suelda un tapón de jalado al extremo de la tubería que se
introduce primero.
Este tapón es posteriormente conectado por medio de un perno a una
unión giratoria y esta a un cortador de diámetro mayor a la tubería a
instalar, esto permite la inyección de lodo bentonítico durante el jalado.
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Figura II.2.2.13 Jalado
Medidas de seguridad en cruces con caminos de terracería El Gasoducto se colocará dentro de los tubos de protección (camisas), a una
profundidad de cuando menos 1.50 m más el diámetro del gasoducto, el tubo y la
camisa son concéntricos y se conservan en esa posición por medio de aisladores
y centradores. El espacio anular entre la tubería y el tubo protector va sellado en
los dos extremos del tubo. La camisa es diseñada para soportar cargas externas
de acuerdo a su ubicación.
La camisa lleva orificios en los que se colocan ventilas hacia el exterior. El
constructor es responsable de que el tubo de la camisa quede eléctricamente
aislado de la tubería de conducción. (Ref. ASME B31.8, Capítulo IV, párrafo
841.144 y ASME B31.4, Capítulo V, párrafo 434.13.4.).
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II.1.2 ¿El ducto se encuentra en operación?. En caso afirmativo, proporcionar la fecha de inicio de operaciones. El gasoducto de 10” x 6 km de longitud aproximada se encuentra en etapa de
diseño, por lo que este apartado no aplica.
II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. Esta obra se encuentra diseñada de manera específica para cumplir con el
objetivo de transportar un flujo máximo de 100 mmpcd de gas dulce seco. Por lo
que para este proyecto no se tienen planes de crecimiento a futuro.
II.1.4 Vida útil del ducto y sus instalaciones. Se estima que el periodo de vida útil del gasoducto será de 25 años como
mínimo, realizándose los programas de mantenimiento predictivo y preventivo.
II.1.5 Criterios de ubicación. Indicar los criterios que definieron la ubicación y la trayectoria del ducto. ¿Se evaluaron sitios alternativos para determinar el trazo del ducto?, ¿Cuáles fueron?. Con la perforación del pozo Mirador 1 en 1956, se inició la producción de
hidrocarburos en la Cuenca Terciaria de Veracruz, mediante las diferentes etapas
de exploración y perforación en el área, se ha determinado una columna de
8,000 m. de espesor constituida por rocas terrígenas que varían en edad del
Paleoceno al Plioceno. Se han descubierto 4 campos productores de gas y
condensado en estratos areno-conglomeráticos del Mioceno Superior y Plioceno
Inferior; a raíz de los últimos Estudios de Sismología 2D realizados en el área, se ha
determinado la presencia de trampas combinadas (estructurales-estratigráficas),
susceptibles de almacenar grandes volúmenes de hidrocarburos ligeros (gas), la
estructura donde se propone la perforación de la localización Madera 1, presenta
características similares a la de los campos Cocuite, Novillero, Veinte y Mirador.
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En el presente mes se terminó la perforación del pozo Madera 1 resultando
productor de gas seco dulce. Con el objetivo de integrar a mediano plazo la
producción de dicho pozo se requiere la construcción de un Gasoducto para
transportar el gas hasta el centro de proceso. Para la construcción del gasoducto de
10” x 6 km de longitud se tomaron en consideración tres criterios fundamentales
para decidir su trazo, estas fueron:
• Minimización de riesgos.- Evitar el tendido del gasoducto por áreas de alta
vulnerabilidad permite minimizar riesgos a priori.
• Económico.- Procurando ajustarse a un tendido recto, permite reducir los
costos de terreno y de materiales.
• Aprovechar 3.847 km del Derecho de Vía (DDV) ya existente de los gasoductos
de 10” y 6”Ø x 10 km que va del Injerto Río Blanco hacia el Injerto Piedras
Negras.
II.2 Ubicación del ducto II.2.1 Descripción detallada de la ubicación del trazo del ducto, incluyendo
accesos marítimos y terrestres. Ubicación del trazo del ducto
El gasoducto de 10” ∅ x 6 km tiene su origen en la localización del pozos Madera
1, el cual se ubica aproximadamente a 1.7 km al Sureste de la localidad “Mata de
Caña”, municipio de Tlalixcoyan, Veracruz, y su destino el Injerto Río Blanco
(punto final) se localiza en la localidad de Paso de la Boca, perteneciente al
municipio de Tlalixcoyan, Veracruz al Margen Izquierdo del Río Blanco.
Descripción de accesos (marítimos, terrestres y/o aéreos)
El acceso al origen del gasoducto (pozo Madera 1) es por vía terrestre, partiendo de
la ciudad de Veracruz, Ver, a través de la Carretera Federal No. 180 Paso del Toro
– Alvarado, se toma la desviación a Tlalixcoyan, pasando este poblado se continua
hasta llegar a la carretera Piedras Negras - Ignacio de la Llave, avanzando
aproximadamente 500 m con rumbo a la localidad de Piedras Negras, se llega a la
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comunidad de “Mata de Caña”; se toma un camino de terracería con rumbo Oeste y
al avanzar a 2.4 km se llega al predio donde tendrá su origen el gasoducto de 10”Ø
x 6 km de longitud.
Para el acceso al Injerto Río Blanco se toma el mismo trayecto hasta llegar a la
carretera Piedras Negras - Ignacio de la Llave, de ahí se continua con dirección a
Ignacio de la Llave y a aproximadamente 3.5 km recorridos se toma a la derecha y
se avanzan 690 m hasta llegar al Injerto Río Blanco.
II.2.2 Incluir un plano topográfico actualizado, a escala mínima de 1:50,000 en el que se detalle el trazo del ducto. En el ANEXO “B”, se muestra el trazo del gasoducto en referencia microregional y
los predios colindantes, tomando como referencia la carta Joachin E14B59 (INEGI,
1984).
II.2.3 Puntos de inflexión, y la distancia de ellos con respecto al punto de inicio del ducto, coordenadas de los puntos de inflexión. Dentro del trayecto del gasoducto se realizarán los siguientes puntos de inflexión:
Tabla II.2.3 Puntos de Inflexión Coordenadas UTM Vértice Distancia al
origen (m) Y X 1 (Pozo) Origen 2,074,577.909 800,002.340
2 6.316 2,074,576.870 800,008.570 3 26.859 2,074,570.908 800,028.229 4 64.027 2,074,560.359 800,063.869 5 134.847 2,074,540.132 800,131.739 6 223.448 2,074,514.602 800,216.583 7 275.390 2,074,513.745 800,268.517 8 358.078 2,074,512.129 800,351.190 9 403.198 2,074,510.957 800,396.294
10 452.886 2,074,509.841 800,445.970 11 510.749 2,074,508.564 800,503.819 12 575.802 2,074,507.166 800,568.857 13 608.753 2,074,506.066 800,621.796 14 660.831 2,074,504.854 800,673.860 15 712.073 2,074,504.279 800,725.099 16 716.071 2,074,505.440 800,728.925
Tabla II.2.3 Puntos de Inflexión Coordenadas UTM Vértice Distancia al
origen (m) Y X 17 722.913 2,074,507.449 800,735.465 18 725.299 2,074,508.133 800,737.751
ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018
Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
19 782.014 2,074,524.719 800,791.987 20 853.376 2,074,549.137 800,859.041 21 920.204 2,074,572.365 800,921.702 22 1,041.369 2,074,622.362 801,032.071 23 1,129.435 2,074,664.735 801,109.273 24 1,228.313 2,074,728.967 801,184.447 25 1,295.673 2,074,772.835 801,235.564 26 1,400.108 2,074,840.861 801,314.805 27 1,444.064 2,074,869.349 801,348.280 28 1,538.842 2,074,931.325 801,419.987 29 1,606.851 2,074,975.992 801,471.271 30 1,665.097 2,075,014.209 801,515.226 31 1,703.502 2,075,041.541 801,542.206 32 1,708.922 2,075,045.795 801,545.656 33 1,713.515 2,075,049.268 801,548.570 34 1,716.945 2,075,051.945 801,550.714 35 1,723.513 2,075,056.983 801,554.928 36 1,727.206 2,075,059.818 801,557.295 37 1,730.911 2,075,062.773 801,559.529 38 1,800.198 2,075,117.020 801,602.634 39 1,850.905 2,075,156.755 801,634.135 40 1,905.864 2,075,199.398 801,668.805 41 1,981.217 2,075,258.758 801,715.222 42 2,060.953 2,075,289.219 801,754.538 43 2,104.851 2,075,294.505 801,798.116 44 2,152.820 2,075,285.175 801,845.169 45 2,192.166 2,075,257.821 801,873.450 46 2,284.879 2,075,193.519 801,940.241 47 2,339.555 2,075,159.352 801,982.926 48 2,393.724 2,075,124.211 802,024.150 49 2,456.521 2,075,083.436 802,071.908 50 2,511.892 2,075,047.614 802,114.130 51 2,548.325 2,075,024.003 802,141.877 52 2,589.019 2,074,997.687 802,172.916 53 2,648.404 2,074,959.465 802,218.366 54 2,746.221 2,074,896.680 802,293.374 55 2,814.914 2,074,852.345 802,345.843 56 2,886.374 2,074,806.421 802,400.594 57 2,941.411 2,074,771.013 802,442.729 58 3,031.904 2,074,712.862 802,512.065 59 3,110.047 2,074,662.586 802,571.886 60 3,187.250 2,074,613.284 802,631.297 61 3,238.002 2,074,580.306 802,669.875 62 3,244.108 2,074,576.487 802,674.639 63 3,249.303 2,074,572.791 802,678.290 64 3,253.840 2,074,569.853 802,681.748 65 3,262.565 2,074,564.473 802,688.617 66 3,268.670 2,074,560.407 802,693.171 67 3,275.960 2,074,555.935 802,698.928 68 3,283.232 2,074,551.624 802,704.783 69 3,340.757 2,074,517.228 802,750.893 70 3,394.329 2,074,484.555 802,793.347 71 3,427.020 2,074,464.589 802,819.233 72 3,486.270 2,074,428.462 802,866.195
Tabla II.2.3 Puntos de Inflexión
Coordenadas UTM Vértice Distancia al origen (m) Y X
73 3,515.401 2,074,410.699 802,889.284 74 3,551.788 2,074,395.314 802,922.258 75 3,615.416 2,074,368.134 802,979.789 76 3,668.551 2,074,345.374 803,027.803 77 3,709.329 2,074,327.950 803,064.671
ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018
Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
78 3,770.108 2,074,301.991 803,119.628 79 3,848.499 2,074,268.514 803,190.511 80 3,918.997 2,074,238.315 803,254.213 81 3,971.943 2,074,215.683 803,302.078 82 4,011.149 2,074,198.981 803,337.548 83 4,062.584 2,074,176.995 803,384.047 84 4,130.530 2,074,147.926 803,445.461 85 4,188.758 2,074,123.042 803,498.105 86 4,247.820 2,074,097.781 803,551.492 87 4,322.166 2,074,066.083 803,618.743 88 4,373.026 2,074,044.416 803,664.757 89 4,411.177 2,074,028.147 803,699.265 90 4,471.014 2,074,002.397 803,753.279 91 4,507.400 2,073,986.412 803,785.965 92 4,570.200 2,073,959.179 803,842.553 93 4,600.137 2,073,946.653 803,869.743 94 4,628.174 2,073,934.814 803,895.159 95 4,655.579 2,073,923.238 803,919.998 96 4,721.500 2,073,895.365 803,979.737 97 4,785.002 2,073,868.557 804,037.303 98 4,825.021 2,073,851.679 804,073.589 99 4,924.118 2,073,809.877 804,163.437
100 4,990.172 2,073,782.054 804,223.345 101 5,156.397 2,073,714.363 804,375.163 102 5,276.342 2,073,662.724 804,483.423 103 5,354.242 2,073,628.846 804,553.571 104 5,415.555 2,073,602.179 804,608.781 105 5,487.646 2,073,570.925 804,673.745 106 5,569.139 2,073,535.624 804,747.196 107 5,642.442 2,073,503.822 804,813.240 108 5,702.548 2,073,477.711 804,867.379 109 5,785.854 2,073,441.588 804,942.445 110 5,847.278 2,073,415.034 804,997.833 111 5,900.266 2,073,392.000 805,045.553 112 6,000.000 2,073,384.972 805,082.615
II.2.4 Ubicación de las zonas vulnerables ó puntos de interés (cruzamientos con
cuerpos de agua, carreteras, ductos, líneas de transmisión de energía eléctrica, vías de ferrocarril, asentamientos humanos, hospitales, escuelas, parques, mercados, centros religiosos, áreas naturales protegidas y zonas de reserva ecológica) a una distancia de 500 m, señalando claramente tanto en planos como en una tabla los distanciamientos a las mismas; así como la densidad demográfica de las zonas cercanas al trazo del proyecto. Dentro del trayecto del gasoducto se realizarán los siguientes cruzamientos:
Tabla II.2.4-1 Cruces del Gasoducto
ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018
Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
Cruces Progresiva Con camino 0+739.49 Con carretera pavimentada Piedras Negras – Ignacio de la Llave 1+738.52 Con callejón 2+044.23 Con callejón 2+565.37 Con canal de riego 3+249.11
En el plano de localización y en el diagrama de trazo y perfil del ANEXO “B” se
muestran los cruzamientos referidos en la tabla anterior.
Tabla II.2.4-2 Colindancias del origen y destino del Gasoducto (distancia máxima 500)
Colindancias Dirección Distancia (m) Asentamientos
humanos Cuerpos de agua Áreas Naturales Protegidas y/o Zonas de Reserva Ecológica Otros
Localización del Pozo Madera 1 Norte 263.98 - Manantial “El Cardón” No existen -
Noroeste 438.91 - Manantial “El Cardón” No existen - Noreste 416.27 Manantial “El Cardón” No existen -
Sur 166.53, 338.60 - Canal de riego No existen - Suroeste 450, 165, 330 Caseríos aislados Canal de riego, Manantial “Piedras Negras” No existen - Sureste 410.69 - Manantial “El Cardón” No existen -
Este - - - No existen - Oeste - - - No existen -
Injerto Río Blanco Norte 101.34 - Canal de riego No existen - Noroeste 290.42 - Canal de riego No existen - Noreste 139.75 - Canal de riego No existen - Sur 435.24 - Río Blanco No existen - Suroeste 493.94 Caseríos aislados - No existen - Sureste 370.66 - Río Blanco No existen - Este 210.02 - Río Blanco No existen - Oeste - - - No existen -
Fuente: Carta topográfica Joachín E14A59 (INEGI, 1984), Esc. 1:50,000. Para las áreas rurales no se cuenta con planos Escala 1:5,000
En la tabla II.2.4-3, se listan las colindancias y datos relevantes del trazo del
gasoducto. Tabla II.2.4-3 Colindancias del Gasoducto (distancia máxima 500)
Km de la LDD Distancia (m) Zonas Vulnerables
Densidad Demográfica
Áreas Naturales Protegidas y Zonas de Reserva Ecológica Otros
478 Caseríos aislados 2 casa - - 0+000 al 0+500 176 Canal de riego - - -
Tabla II.2.4-3 Colindancias del Gasoducto (distancia máxima 500)
ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018
Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
Km de la LDD Distancia (m) Zonas Vulnerables
Densidad Demográfica
Áreas Naturales Protegidas y Zonas de Reserva Ecológica Otros
170 Caseríos aislados 1 casa - - 490 Caseríos aislados 1 casa - - 500 Río Blanco - - - 0+501 al 1+000
200 Canal de riego - - - 50 Caseríos aislados 3 casas - -
300 Caseríos aislados 1 casa - - 405 Caseríos aislados 1 casa - - 453 Caseríos aislados 1 casa - - 455 Caseríos aislados 1 casa - - 450 Caseríos aislados 3 casas - -
1+001 al 1+500
296 Canal de riego - - - 130 Caseríos aislados 1 casa - - 200 Caseríos aislados 4 casas - - 240 Caseríos aislados 1 casa - - 365 Caseríos aislados 1 casa - - 400 Caseríos aislados 5 casa - -
1+501 al 2+000
100 Canal de riego - - - 68 Caseríos aislados 2 casas - -
135 Caseríos aislados 2 casas - - 300 Caseríos aislados 3 casas - - 2+001 al 2+500
500 Carretera pavimentada
- - -
190 Caseríos aislados 1 casa - - 400 Caseríos aislados 6 casas - - 2+501 al 3+000 500 Carretera
pavimentada - - -
400 Caseríos aislados 4 casas - - 137 Canal de riego - - - 3+001 al 3+500 139 Terracería y
canal de riego - - -
3+501 al 4+000 - - - - 400 Caseríos aislados 1 casa - -
4+001 al 4+500 330 Terracería y canal de riego
- - -
4+501 al 5+000 370 Terracería y canal de riego
- - -
5+501 al 6+000 400 Caseríos aislados 1 casa - - Otros: Hospitales, parques, mercados, centros religiosos, Fuente: Carta topográfica Joachín E14A59 (INEGI, 2001), Esc. 1:50,000. Para las áreas rurales no se cuenta con planos Escala 1:5,000
II.2.5 Coordenadas. En la Tabla II.2.5-1, se presentan las coordenadas de localización del proyecto
(origen y destino). Tabla II.2.5-1 Coordenadas del Gasoducto
Coordenadas UTM Coordenadas Geográficas Vértice Y X Latitud N Longitud W Origen Localización Pozo Madera 2,074,577.909 800,002.340 18º 44’ 34.56” 96º 09’ 18.69” Destino Margen Izquierdo del Injerto Río Blanco 2,073,384.972 805,082.615 18º 43’¡ 53.14” 96º 06’ 26.07”
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
II.2.6 Adjuntar planos de trazo y perfil del ducto, donde se incluya información sobre especificaciones, puntos de inflexión, profundidad del ducto, condiciones de operación, cruzamientos, usos del suelo, clase o localización del sitio y señalamientos. Especificaciones:
La tubería en su totalidad será de acero de acuerdo a las normas contenidas en el
código ANSI/ASME b.31.8. El gasoducto de 10” ∅ será de tipo API 5LX-52
servicio para gas seco dulce por 6 km de longitud aproximada y 0.35” de espesor.
Todos los accesorios deberán apegarse a los establecido en las normas de
código ANSI/ASME b.31.8. última edición para sistemas de tuberías, para
transporte y distribución de hidrocarburos y los códigos API para medición de
hidrocarburos.
Todas las válvulas de compuerta serán de paso completo para clase ANSI 600
RTJ, bridas de anclaje, así como todos los componentes requeridos de acuerdo a
lo indicado por la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001(antes No. 07.3.13).
Puntos de Inflexión Ver apartado II.2.3 Puntos de inflexión, y la distancia de ellos con respecto al
punto de inicio del ducto.
Profundidad:
De acuerdo a lo indicado a la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 (antes No.
07.3.13) las profundidades que tendrá el gasoducto de 10” de Ø serán las
siguientes:
Tabla II.2.6-1 Profundidades
Profundidades Profundidad m Derecho de vía donde existan Construcciones será Clase 2 1.454 Cruces con caminos y Corrientes intermitentes (Zanjas) 1.754
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Cruce con la carretera Piedras Negras – Ignacio de la Llave 10.254
Condiciones de operación:
Las condiciones operativas serán las siguientes:
Tabla II.2.6-2 Condiciones de operación del Gasoducto
Condiciones Flujo mmpcd Presión de diseño Presión de operación Temperatura (°C) MAXIMA 100 1,000 psi (70.30 kg/cm2) 32 NORMAL 50 910 psi (64.54 kg/cm2) 30 MINIMA 30
1,500 psi (105.46 kg/cm2) 900 psi (63.27 kg/cm2) 28
mmpcd: millones de pies cúbicos por día
Cruzamientos:
Ver apartado II.2.4 Cruzamientos con carreteras, ductos, caminos, entre otros;
señalando kilometraje de ubicación.
Usos del suelo: De acuerdo con el conjunto de datos vectoriales de la carta de Uso de Suelo y
Vegetación, esc. 1:250,000, serie II, E1406U2A, E1406U2C, E1406U2E,
E1406U2V, E1406U2N (INEGI, 2001), cartas Uso del Suelo y Vegetación Orizaba
E14-6 (INEGI, 1984) y analizando la imagen Landsat P024R4720000906,
combinaciones RGB321, RGB432, RGB453 y RGB742, se determinó el uso de
suelo y vegetación en el área a ocupar por el derecho de vía del trazo del
gasoducto de 10”.
Clase o localización del sitio:
De acuerdo a la siguiente clasificación, el gasoducto de 10” ∅ x 6 km se incluye
dentro de una Localización de Clase 1, pero como medida de seguridad se diseña
para localización Clase 2.
Localización clase 1. Es la que tiene 10 o menos construcciones para ocupación humana en un área
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
unitaria (400 m X 1,600 m); o en los casos en donde la tubería se localice en
terrenos despoblados, desiertos, de pastoreo, granjas.
Localización clase 2. Es la que tiene más de 10 pero menos de 46 construcciones para ocupación
humana en un área unitaria de terreno (400 m X 1,600 m). Comprende áreas en
la periferia de las ciudades, áreas industriales, ranchos.
Localización clase 3. Es aquella área en donde se cumpla una o más de las siguientes condiciones:
Cuando en un área unitaria existan 46 o más construcciones destinadas a
ocupación humana o habitacional
Cuando exista una o más construcciones a menos de 100 m del eje del ducto
y se encuentra ocupada normalmente por 20 o más personas.
Cuando exista un área al aire libre bien definida a menos de 100 m del eje del
ducto y ésta sea ocupada por 20 o más personas durante su uso normal,
como sería un campo deportivo, un parque de juegos, un teatro al aire libre u
otro lugar público de reunión.
Cuando el ducto pase a 100 m o menos de áreas destinadas a
fraccionamientos o casas comerciales, aun cuando en el momento de
construirse el ducto solamente existan edificaciones en la décima parte de los
lotes adyacentes al trazo.
Cuando el ducto se localice en sitios donde a 100 m o menos haya un tránsito
intenso u otras instalaciones subterráneas; considerándose como tránsito
intenso un camino o carretera pavimentada con un flujo de 200 ó más
vehículos en una hora pico de aforo.
Localización clase 4. Es aquella área unitaria (400 m X 1,600 m) donde prevalecen edificios de 4 o más
niveles donde el tráfico sea pesado, o denso, considerando como tráfico intenso
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un camino o carretera pavimentada con un flujo de 200 o más vehículos en una
hora pico de aforo; o bien, existan numerosas instalaciones subterráneas.
Señalamientos:
En todo sistema de transporte de fluidos por tubería, son instaladas las señales
necesarias para su localización e identificación, así como para delimitar la franja
de terreno donde este sistema se aloja, con el fin de reducir la posibilidad de
daños al mismo.
Los señalamientos se clasifican en tres tipos: informativo, restrictivo y preventivo
(Ref. CID-NOR-N-SI-0001, Capítulo 8, párrafos 8.1 y 8.2), además se apegan a
los lineamientos marcados por la NOM-027-STPS Capítulos 1 al 13. La
aplicación de los lineamientos de PEMEX para tales actividades y los
señalamientos de derecho de vía, hacen poco probable que este tipo de
incidentes se presente.
Señalamiento Tipo Informativo.
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.
Las señales informativas destinadas a señalar la posición de los ductos son del
tipo "I" (Figura II.2.6.1) para líneas a campo traviesa y tipo "Il" (Figura II.2.6.2)
para líneas en zona urbana. El señalamiento informativo tipo "lll" (Figura II.2.6.3)
sirve para identificar los caminos de acceso a campos, plantas e instalaciones. Figura II.2.6.1 Señal informativa tipo “I” Figura II.2.6.2 Señal informativa tipo “II”
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
Figura II.2.6.3 Señal informativa tipo “III”
Señalamiento Tipo Restrictivo
Los señalamientos de tipo restrictivo indican la restricción 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.
Las señales restrictivas son de los tipos "IV" (Figura II.2.6.4), "V" (Figura II.2.6.5) y
"IV" (Figura II.2.6.6)
Figura II.2.6.4 Señal informativa tipo “IV”
Figura II.2.6.5 Señal informativa tipo “V” Figura II.2.6.6 Señal informativa tipo “VI”
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Señalamiento Tipo Preventivo
Los señalamientos de tipo preventivo tienen la función de prevenir 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.
Las señales preventivas son de los tipos "Vll" (Figura II.2.6.7) y "Vlll" (Figura
II.2.6.8).
Figura II.2.6.7 Señal informativa tipo “VII” Figura II.2.6.8 Señal informativa tipo “VIII”
En el diagrama de trazo y perfil del Anexo “B” se muestran los datos más
relevantes del trazo del Gasoducto de 10ӯ x 6 km de longitud.
Trampas de diablos de envío y recibo tipo modular. Para maximizar la seguridad en la operación del oleoducto, se contará con
trampas de envío – recibo de diablos para su limpieza. La trampas incluyen
tomas para indicadores de presión, indicador para paso de diablo, by-pass con
válvulas de compuerta paso completo clase ANSI 600 RTJ y línea de desfogue.
Su objetivo es envío y recepción de diablos. En su recorrido, los diablos de
limpieza eliminan exceso de líquidos y partículas sólidas almacenadas en las
paredes del ducto, los instrumentados registran el estado del ducto. Los diablos
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se introducen al oleoducto a través de las trampas de diablos de envío y se retiran
en las trampas de diablos de recibo. Las trampas de diablos deben diseñarse
conforme a lo indicado en la Norma de PEMEX No. CID-NOR-N-SI-0001, y sus
componentes deben ensamblarse y probarse a los mismos límites de presión que
la línea principal.
Los diablos son dispositivos con libertad de movimiento que son insertados en el
ducto, para realizar funciones operacionales, de limpieza e inspección. Los
diferentes tipos de diablos utilizados son:
Diablos de limpieza.
La función de la corrida de limpieza es mejorar y mantener limpia la
superficie interna de los tubos, removiendo y eliminando los contaminantes y
depósitos.
Hay una gran variedad de este tipo de “diablos” en el mercado con diferentes
capacidades de limpieza, los hay de navajas, copas y cepillos, superficie
abrasiva, semi - rígido, esferas, espuma de poliuretano, etc.
La selección del diablo más adecuado toma en cuenta los siguientes factores:
La capacidad del “diablo” para remover los contaminantes.
Costo.
La posibilidad de que pase los segmentos del ducto y accesorios que
pudiesen tener reducciones.
Compatibilidad con el fluido.
Existencia de recubrimiento interior.
Diablos instrumentados.
Son un recurso de reciente desarrollo empleado en inspección a ductos. Los
principios de operación son por ultrasonido y por modificación del campo
magnético, cada uno tiene sus ventajas y limitaciones. Los equipos cuya
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operación son a base de ultrasonido proporcionan información muy precisa,
pero tienen la limitante de operar exclusivamente en un medio líquido y
requieren que la superficie interna del ducto esté limpia.
Los equipos cuya operación es a base de cambio en el flujo magnético
presentan diferencias en la calidad de la información. Los de primera
generación son más robustos y se recomiendan para ductos localizados en
áreas aisladas, desérticas o agrícolas, en los que una falla del ducto no
causa daños a personas o instalaciones y el acceso al ducto es fácil. Estos
equipos no proporcionan el dimensionamiento del daño. Los de segunda
generación o alta resolución dimensionan los daños y discriminan la
corrosión exterior o interior, se recomiendan para inspeccionar ductos de
difícil acceso, o bien, que al fallar pudieran causar daños graves en áreas
urbanas y al entorno ecológico. El registro obtenido de los diablos
instrumentados nos proporciona información que permite realizar actividades
de mantenimiento preventivo con la oportunidad debida.
Existen diablos instrumentados “Geómetras” empleados para detectar
deformaciones, defectos de construcción, obstrucciones en el ducto y
cambios de espesor. Antes de enviar el diablo instrumentado por el ducto,
se enviará el Diablo Simulador “Dummy” cuyo propósito es de verificar que el
diablo instrumentado pasará a lo largo de todo el ducto. Figura II.2.6.9 Dimensiones principales de las trampas de diablos de envío y recibo
V W
B A
D
LK
Q
Envío Recibo
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Figura II.2.6.10 Trampas de diablos de envío y recibo
Figura V.2.1-8. Trampas de diablos de envío y recibo
Trampa Ø nominal de la tubería Dimensiones principales
A B D V Envió 10” 1.50 4.30 0.51 5.80 K L Q W Recibo 10” 3.96 4.30 2.10 4.98
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.
III.1 Descripción del (los) Sitio(s) o Área(s) Seleccionada(s). Esta sección puede ser omitida en caso de que el Estudio de Riesgo Ambiental este
ligado a una Manifestación de Impacto Ambiental, tal es el caso del presente Estudio
de Riesgo Ambiental.
Flora Fauna
Suelo Hidrología Densidad Demográfica del Sitio
III.2 Características Climáticas
Clima.
El clima que se presenta en la zona de estudio corresponde a un Aw1, cálido subhúmedo, con lluvias de verano del 5 al 10.2% de la anual.
Temperaturas promedio mensual, anual y extremas.
El registro de las variables climáticas para el área de interés, se efectuó sobre la base de lo reportado por la estación climatológica Tlalixcoyan, a partir del registro histórico de esta estación se identificó el siguiente comportamiento.
Cuadro III.2-1 Temperaturas mensuales
Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio
anual
° C
21.3 23.9 25.7 27.9 29.1 28.8 27.2 27.7 26.8 25.8 24.3 22.3 25.8
Fuente: Comisión Nacional del Agua, 2001
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Como se observa en el cuadro anterior, la temperatura promedio mínima
registrada es de 21.3 °C durante el mes de Enero, mientras que la máxima
fue de 29.1 °C durante Mayo. Debido a las características tropicales que
presenta el área de interés, las mayores temperaturas se registran durante los meses de Mayo y Junio, mientras que en el inicio del periodo de lluvias de Julio se nota una ligera disminución, mientras que en Diciembre, Enero y Febrero se registran las más bajas temperaturas. Precipitación promedio mensual, anual y extremas (mm).
Los datos de precipitación pluvial (pp) se muestran en la siguiente tabla:
Cuadro III.2-2 Precipitación total mensual (mm)
Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio
anual
pp
15.0 11.0 12.0 11.5 39.0 295.2 280.3 252.7 260.5 80.0 98.0 17.0 114.3
Fuente: Comisión Nacional del Agua, 2001.
La precipitación pluvial mínima registrada fue de 11.0 mm durante el mes de Febrero y la precipitación pluvial máxima de 295.2 mm durante el mes de Junio. De acuerdo a los datos históricos, el régimen de precipitación pluvial anual en el intervalo de registro fue de 1,372.2 mm. Dirección y velocidad del Viento.
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Debido a que no existen datos meteorológicos del municipio en donde se localiza el campo en estudio (Tlalixcoyan, Ver.), se tomarán como referencia las características climáticas de la Ciudad de Veracruz, por ser la ciudad más cercana que cuenta con registros meteorológicos.
El gasoducto se construirá aproximadamente a 50 km de la Ciudad de Veracruz. Los datos climáticos fueron aportados por el Centro de Previsión del Golfo de
México, perteneciente a la Comisión Nacional del Agua.
Analizando el comportamiento de los vientos dominantes mensuales en el puerto de Veracruz para la década de 1992 al 2001, se observó que provienen del Norte (N) y Nornoroeste (NNW) en un 25.83% y 33.33% respectivamente. En la tabla III.2 –3 se muestran las direcciones y las frecuencias de la velocidad
del viento dominante, observada a intervalos mensuales correspondientes a la
Ciudad de Veracruz para el periodo de referencia.
La tabla III.2-3 Frecuencia de la velocidad del viento dominante para el periodo 1992-2001
Velocidad m/s Dirección
0 0.3-1.6 1.7-3.2 3.3-5.4 5.5-7.9 8-10.7 10.8-13.7 Total %
N 0 1 0 19 9 2 0 31 25.83 NNE 0 0 2 8 1 0 0 11 9.16 NE 0 0 11 5 0 0 0 16 13.33
ENE 0 0 0 3 0 0 0 3 2.5 E 0 0 3 10 4 0 0 17 14.17
NW 0 0 0 1 0 1 0 2 1.7 NNW 0 0 1 2 25 11 1 40 33.33 Total 0 1 17 48 39 14 1 120 100
III.3. Intemperismos Severos ( Si ) Terremotos (sismicidad)?
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La República Mexicana se encuentra dividida en cuatro zonas sísmicas. Esto se realizó con fines de diseño antisísmico. Para realizar esta división (Figura III.3) se utilizaron los catálogos de sismos de la República Mexicana desde inicios de siglo, grandes sismos que aparecen en los registros históricos y los registros de aceleración del suelo de algunos de los grandes temblores ocurridos en este siglo. Estas zonas son un reflejo de que tan frecuentes son los sismos en las diversas regiones y la máxima aceleración del suelo a esperar durante un siglo. La zona A es una zona donde no se tienen registros históricos de sismos, no se han reportado sismos en los últimos 80 años y no se esperan aceleraciones del suelo mayores a un 10% de la aceleración de la gravedad a causa de temblores. La zona D es una zona donde se han reportado grandes sismos históricos, donde la ocurrencia de sismos es muy frecuente y las aceleraciones del suelo pueden sobrepasar el 70% de la aceleración de la gravedad. Las otras dos zonas (B y C) son zonas intermedias, donde se registran sismos no tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que no sobrepasan el 70% de la aceleración del suelo. El mapa que aparece en la Figura III.3 se tomó del Manual de diseño de Obras Civiles (Diseño por Sismo) de la Comisión Federal de Electricidad.
A continuación se muestra el mapa de sismicidad para la República Mexicana:
Figura III.3 División Sísmica en la República Mexicana.
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
( No ) Corrimientos de tierra?
De acuerdo a la topografía y orografía de la zona donde se ubicará el gasoducto,
la probabilidad de que ocurra algún movimiento o corrimiento de tierra es muy
baja ya que es una región ubicada dentro de la zona sísmica “B”.
( No ) Derrumbamientos o hundimientos?
Derrumbes
El proyecto se efectuará en una zona donde no se presentan estos fenómenos
por encontrarse situada en una cuenca sedimentaria aluvial y palustre estable, sin
orografía susceptible a deslizamientos o elevaciones con peligro potencial de
derrumbes.
Inundaciones La regionalización fisiográfica del área, ubicada entre gran llanura aluvial y llanura
con lomeríos y su altitud de 10 msnm dan como resultado que el proyecto se
encuentre en una zona propensa a sufrir algunas inundaciones.
( Si ) Inundaciones (historial de 10 años)?
Las zonas bajas de los ligeros lomeríos son susceptibles a inundación bajo
régimen extraordinario de precipitación pluvial, sin embargo, las características de
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drenaje natural del suelo de la zona determinan la rápida desaparición de áreas
inundables.
( No ) Pérdidas de suelo debido a la erosión? Actualmente en el entorno del sitio del proyecto no se han identifican áreas
erosionadas.
( No ) Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos y erosión?
En el área de interés actualmente hay ausencia de este tipo de contaminación.
( No ) Riesgos radioactivos? En la zona del estudio no existe la presencia de actividades o materiales
radioactivos que pudieran representar riesgos para la población o las
instalaciones. La única actividad radioactiva controlada, es la efectuada por las
empresas contratistas de PEMEX que realizan radiografiado de soldaduras en los
ductos.
( Si ) Huracanes? Durante los últimos 6 años la ocurrencia de huracanes dentro del estado de
Veracruz, que afectan en cierto grado el área del proyecto por su cercanía al
puerto de Veracruz, ya que este fenómeno por lo general se ha manifestado en la
costa con el Golfo de México, y su internamiento hacia tierra hasta la zona de
interés a ocasionado lluvias torrenciales perdiendo a su vez la categoría de
huracán. Las estadísticas históricas indican que en los últimos 25 años para el
estado de Veracruz han ocurrido 93 huracanes, de los cuales 31 ingresaron a
tierra firme.
En forma particular las regiones matriciales de los huracanes que afectan estas
zonas provienen tanto de la que se genera en el Caribe oriental que inicia en el
mes de Julio, como de la región matricial proveniente de la Sonda de Campeche
que inicia por lo regular en la primera quincena de Junio.
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IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN EL PROGRAMA NACIONAL DE DESARROLLO URBANO. IV.1 Programa Nacional de Desarrollo Urbano 2001 – 2006. Dentro de este programa se mencionan los criterios de desarrollo urbano con
respecto a la actividad petrolera. El criterio marcado con la letra O, sobre
ocupación del territorio, en su apartado 9 señala que no se deberá permitir el
desarrollo urbano en zonas de extensión petrolera, previa determinación precisa
de sus límites. El criterio U, sobre regulación general de los usos de suelo, en el
apartado 3, indica las distancias mínimas para establecer cualquier uso
habitacional. Si se trata de asentamientos industriales o de almacenamiento de
alto riesgo, estarán separados del uso habitacional por cincuenta metros de
distancia como mínimo; diez metros si son zonas industriales ligeras o medianas, y
veinticinco metros, en el caso de zonas industriales pesadas y semipesadas o
zonas de almacenaje a gran escala de bajo riesgo.
El proyecto se realizará en pleno cumplimiento de lo establecido en este programa.
Plan Veracruzano de Desarrollo 1999-2004. Este plan tiene como finalidad distribuir en forma equitativa el crecimiento
poblacional y el crecimiento industrial, evitando el deterioro ambiental. Dentro de
este plan se despliega una política de promoción de empleos, de innovaciones
tecnológicas, de desarrollo de infraestructura regional y de modernización de los
equipos y los servicios urbanos. La estrategia estatal busca asignar recursos a las
instituciones de fomento al desarrollo y a los proyectos de inversión de las
empresas públicas.
Las estrategias de desarrollo sustentable que plantea el Plan Veracruzano de
Desarrollo 1999-2004 parte de una visión integradora en la que se contempla la
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cohesión de la política social y económica con la estrategia de recuperación,
preservación y desarrollo del medio ambiente con base en un marco jurídico
moderno y eficaz que hace compatible el crecimiento de actividades
agropecuarias, industriales y de desarrollo de infraestructura con el cuidado del
ambiente.
Considerando lo anterior, el Estado de Veracruz es una de las contadas entidades
de la República Mexicana en el que existen yacimientos comercialmente
aprovechables de hidrocarburos del petróleo, los cuales desde décadas pasadas y
hasta la fecha de hoy han apoyado en forma determinante el desarrollo
socioeconómico municipal y de la misma entidad.
Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano 1999- 2004. El Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano 1999-2004, es un
instrumento de planeación que surge en respuesta a una demanda ciudadana.
En el marco que deriva del Plan Veracruzano de Desarrollo 1999-2004, este
programa brinda respuesta en materia de desarrollo regional a las necesidades
organizacionales que la administración pública enfrenta, para atender de forma
oportuna y eficiente la compleja problemática estatal compuesta por una gran
diversidad de condiciones naturales, sociales, culturales, políticas y económicas.
La importancia del Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano radica
en la definición e integración de las políticas públicas relativas al ordenamiento
territorial y de los asentamientos humanos, medio ambiente, suelo, infraestructura
de vivienda, así como las de agua y saneamiento, certidumbre jurídica y la
tenencia de la tierra y de desarrollo social. Tales políticas comparten su orientación
para:
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• Normar y fundamentar la toma de decisiones.
• Establecer plataformas de coordinación interinstitucional entre las
dependencias y entidades asociadas al ejecutivo estatal entre las instancias
federal y municipal
• Para promover la concurrencia de esfuerzos voluntades y recursos y brindar
una oportuna y eficiente atención regional a los problemas
• Para gestionar un efectivo control de los recursos públicos bajo criterio de
racionalidad presupuestal, eficiencia operativa y mayor beneficio social.
En el Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano 1999-2004 se
establecen los siguientes objetivos generales:
1. Ordenar el territorio y los asentamientos humanos en una estructura regional
que permita singularizar la realidad de cada ámbito como medio operacional
necesario para el diseño de políticas públicas que guíen la visión institucional y
social.
2. Establecer la base para promover el desarrollo integral y sustentable de las
regiones de la entidad con una perspectiva a largo plazo, misma que
consoliden la posición estratégica de Veracruz en el panorama nacional e
internacional.
3. Ofrecer un marco de organización para que las acciones de administración
pública estatal se dirijan hacia estrategias de desarrollo regional planificadas,
que permitan el uso racional, oportuno y transparente de los recursos públicos,
a fin de lograr mejores condiciones de vida para los veracruzanos.
Este programa, además propone un modelo espacial que se traduce en la
delimitación de 7 agregados municipales bajo un esquema territorial de
contrapesos y equilibrios.
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Dicha regionalización persigue ser marco de operación y, en consecuencia es
flexible e incluyente, propone para efecto del diseño de políticas públicas las
siguientes regiones: Huasteca Veracruzana, Totonacapan, Región Central, Región
Centro Norte, Sotavento, Región de las Grandes Montañas, Región de las Selvas.
Este modelo de regionalización, versátil desde su concepción, ofrece distintas
posibilidades de manejo intraregional; respeta la autonomía municipal y permite la
conjunción de esfuerzos institucionales e intereses sociales y privados en pro del
desarrollo integral y sustentable de la entidad.
En complemento al ordenamiento territorial del estado, el programa plantea un
sistema de asentimientos humanos que se estructura a partir del reconocimiento
de que las ciudades son el eje del desarrollo regional que se pretende inducir. Así,
tomando en cuenta la ubicación geográfica, el tamaño demográfico, el nivel actual
y potencial de prestación de servicios, así como el perfil funcional y su nivel de
especialización económica, el sistema estatal de asentimientos humanos se
estructura en cinco categorías que son:
1 - Ciudades medias.
2 - Ciudades intermedias.
3 - Ciudades básicas.
4 - Nodos rurales.
5 - Centros prestadores de servicios.
Estas categorías refieren para el estado los niveles urbanos reconocidos por la
federación e integran a las localidades que se visualizan como indispensables para
promover el cambio estructural necesario en la entidad.
A continuación se exponen de manera abreviada las políticas públicas para la
región de Sotavento, debido a que el proyecto “Construcción gasoducto de 10”Ø x
6 km, localización pozo Madera 1 hacia el margen izquierdo del injerto Río
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Blanco”, se localiza en el municipio de Tlalixcoyan, el cual forma parte de la región
antes nombrada.
Región de Sotavento.
En esta región se asienta la zona conurbada de Veracruz de manera compartida
con la cuenca baja del Río Papaloapan, generándose un ámbito de contrastes,
para los cuales se proponen las siguientes estrategias:
• Desarrollar las potencialidades de la zona conurbada de cara al comercio
exterior como centro financiero y de abasto para el estado y el resto de la
república.
• Impulsar el sistema de comunicaciones terrestre, marítima y aérea, para ello
será necesario modernizar la red carretera de enlace con el altiplano, así
como las redes locales con el resto de la región.
• Prever la zona de servicios auxiliares al puerto y el sistema ferroviario,
además de la construcción de la terminal internacional multimodal del,
aeropuerto de Veracruz.
• Fortalecer la infraestructura productiva necesaria reactivar la economía
regional de pesquerías, del cultivo de plantación y básicos, así como tecnificar
la actividad ganadera de la cuenca.
• Realizar obras de protección y alivio para los ríos de la región, reduciendo el
nivel de vulnerabilidad social y productiva existentes.
• Consolidar centros de población de los rangos básico e intermedio.
• Aprovechar el potencial turístico de playa y río, además de la oferta cultural e
histórica de Veracruz, Tlacotalpan, Tlalixcoyan y La Antigua.
Programa de Desarrollo Región de Sotavento.
ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018
Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
El Programa de Desarrollo Regional de Sotavento forma parte de la política de
planeación que ha asumido el Gobierno del Estado como el instrumento rector
de su actuación en el territorio Veracruzano.
Este programa fue diseñado con la finalidad de revertir dinámicas con impactos
negativos en la población, su economía y entorno, y por otro, conducir
adecuadamente los procesos con impacto positivo.
La región del Sotavento se localiza en la franja central del Estado de Veracruz y
comprende una extensión territorial de 9,005 Km2, lo que representa el 12.1 % del
territorio estatal. Hacia el Norte, tiene al mar del Golfo de México como límite
natural, al Poniente delimita con la región de las Grandes Montañas y el Estado de
Oaxaca, al Norponiente con la región Central y al Sur con la región de las Selvas.
La región incluye a 28 municipios e integra a 2541 localidades que representan el
12% del total estatal. Las principales ciudades son Alvarado, Cosamaloapan,
Carlos A. Carrillo, Lerdo de Tejada, Cardel, Tlacotalpan y la zona conurbada de la
ciudad de Veracruz.
Objetivos de ordenamiento territorial de los asentamientos humanos.
• Propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la
población conforme a las potencialidades de las ciudades y su entorno.
• Rescatar, proteger, restaurar y conservar recursos naturales y áreas
ambientalmente sensibles.
• Garantizar la continuidad e integridad de funciones ambientales
irremplazables y necesarias para el desarrollo social.
• Evitar futuros impactos ambientales irreversibles.
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
• Ofrecer opciones de aprovechamiento sustentable de los recursos naturales
de la región.
• Fortalecer el desarrollo de las áreas rurales mediante localidades de apoyo en
zonas con potencial productivo.
• Transmitir el desarrollo de los centros de población y de las áreas rurales más
dinámicas hacia el resto del territorio y atender prioritariamente a las zonas
con mayor rezago, con el propósito de reducir los desequilibrios al interior de
la región en los niveles de bienestar de la población.
• Mejorar las condiciones de vida de la población mediante la ampliación de la
oferta de suelo, infraestructura, transporte, equipamiento y servicios urbanos,
de conformidad con la jerarquización aprobada en este plan, preferentemente
en los aspectos de agua potable, alcantarillado, educación y salud.
• Contar en el mediano plazo con un sistema de enlaces carreteros regionales y
locales que comunique de manera eficiente y adecuada a todas las
localidades de la región, buscando una mejor integración al interior de esta,
fortaleciendo así, su vocación productiva.
Estrategia de Ordenamiento Territorial.
La propuesta de ordenamiento territorial pretende articular los diferentes procesos
de orden económico, social y cultural que se viven en la Región de Sotavento, con
el componente natural que forma parte del sustento y capital fundamental para el
desarrollo de cualquier estrategia futura de crecimiento y desarrollo.
Estrategia particular.
Con base en las determinaciones de la estrategia demográfica, la estrategia de
ordenamiento territorial se orienta a definir el sistema de localidades por medio del
cual se busca la distribución equilibrada de población y actividades económicas,
así como las áreas que son necesarias proteger o restaurar dado su valor
ambiental.
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Como parte importante de la estrategia de ordenamiento territorial se encuentra la
necesidad de impedir la ampliación de la frontera agrícola, que significaría la
pérdida de los pocos relictos de selva que se presentan en la región. Por otra
parte, se considera inadecuado hacer obras de infraestructura que provoquen el
desecamiento de terrenos y se impida el patrón natural de ocupación del agua en
las partes bajas del Papaloapan.
Muy por el contrario, se propone que los relictos de terrenos naturales se
aprovechen de acuerdo a su vocación y sean parte de un proyecto integral de
protección ambiental y desarrollo ecoturístico.
Como parte de las determinaciones de esta estrategia de ordenamiento territorial
se definen siete micro regiones que son conformadas por zonas con composición
y comportamiento homogéneos en los que se refiere a su escenario natural, base
económica, perfil demográfico y tradiciones, usos y costumbres.
El proyecto objeto de este estudio se localiza en la micro región de “Piedras
Negras”, la cual esta formada por Tlalixcoyan, Ignacio de la Llave y Cotaxtla.
Zonificación primaria del suelo.
La zonificación primaria de suelo es el instrumento básico para controlar y
condicionar su uso, con la finalidad de cumplir con los objetivos de racionalización
del uso de los recursos, su restauración y protección. La zonificación es la base de
cualquier política de desarrollo sustentable por lo que la región se ha clasificado y
cuantificado de la siguiente manera:
IV.2-1 Zonificación primaria del suelo de la Región de Sotavento
Uso Superficie (Km) % Aprovechamiento 7,380 82 Restauración 900 18 Conservación 720 8 Total 9000 100
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Fuente: Medición con base en el Plano de Zonificación Primaria del Programa de Desarrollo Región de Sotavento.
De acuerdo con la zonificación primaria del suelo establecida en el plano PE-3
“Ordenamiento Territorial”, del Programa de Desarrollo Región de Sotavento, el
área de influencia del proyecto (tanto indirecta, como directa) se clasifica como
“Suelo de Aprovechamiento”.
Para las áreas denominadas de aprovechamiento se deberán considerar políticas
de impulso a la actividad económica intensiva, teniendo como limitantes el
adecuado manejo de los recursos, fundamentalmente agua y suelo. La gran
mayoría de la región de Sotavento está compuesta por este uso que se conforma
con la suma de pastizales naturales e inducidos, agrícola de temporal y riego, así
como uso urbano.
III.2. Normas Oficiales Mexicanas. A continuación se listan las Normas Oficiales Mexicanas aplicables al proyecto
durantes las diferentes etapas y sus actividades correspondientes.
Además, es importante resaltar que el proyecto estará regido por normas,
certificaciones, códigos de construcción y seguridad vigentes, emitidos por Pemex
Exploración y Producción y por otros organismos internacionales.
Etapa: Preparación del Sitio. Actividades.
Apertura del derecho de vía.
• Trazo y levantamiento topográfico.
• Desmonte y despalme.
Normas Oficiales Mexicanas.
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
• Norma Oficial Mexicana NOM-117-SEMARNAT-1998, Que establece las
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, que se realicen en derechos de vía
terrestre existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales. Punto 4.
Especificaciones, 4.1 Preparación del Sitio y Construcción, numerales 4.1.1,
4.1.2, 4.1.4, 4.1.5, 4.1.6, 4.1.7.
• Norma Oficial Mexicana NOM-041-SEMARNAT-1999, Que establece los
límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes
del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina
como combustible. Punto 4. Especificaciones, numerales 4.1, 4.1.1 y 4.1.2.
• Norma Oficial Mexicana NOM-042-SEMARNAT-1999, Que establece los
límites máximos permisibles de emisión de hidrocarburos no quemados,
monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno y partículas suspendidas
provenientes del escape de vehículos automotores nuevos en planta, así como
de hidrocarburos evaporativos provenientes del sistema de combustible que
usan gasolina, gas licuado de petróleo, gas natural y diesel de los mismos, con
peso bruto vehicular que no exceda los 3,856 kilogramos. Punto 4.
Especificaciones, numerales 4.1, 4.2 y 4.3.
• Norma Oficial Mexicana 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 proveniente del escape de motores nuevos que usan diesel como
combustible y que se utilizan para la propulsión de vehículos automotores con
peso bruto vehicular mayor de 3,857 kg. Punto 5. Especificaciones, numerales
5.1 y 5.2.
• Norma Oficial Mexicana NOM-045-SEMARNAT-1996, Que establece los
niveles máximos permisibles de opacidad del humo proveniente del escape de
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vehículos automotores en circulación que usan diesel o mezclas que incluyan
diesel como combustible. Punto 4. Especificaciones, numerales 4.1 y 4.2.
• Norma Oficial Mexicana NOM-050-SEMARNAT-1993, Que establece los
niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes
del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gas licuado
de petróleo, gas natural u otros combustibles alternos como combustible. Punto
5. Especificaciones de los niveles máximos permisibles de emisiones por el
escape de vehículos en circulación, numerales 5.1 y 5.2.
• Norma Oficial Mexicana NOM-076-SEMARNAT-1995, Que establece los
niveles máximos permisibles de emisión de hidrocarburos no quemados,
monóxido de carbono y óxidos de nitrógeno provenientes del escape, así como
de hidrocarburos evaporativos provenientes del sistema de combustible, que
usan gasolina, gas licuado de petróleo, gas natural y otros combustibles
alternos y que se utilizarán para la propulsión de vehículos automotores con
peso bruto vehicular mayor de 3,857 kilogramos nuevos en planta. Punto 4.
Especificaciones, numeral 4.1.
• Norma Oficial Mexicana NOM-080-SEMARNAT-1994, Que establece los
límites máximos permisibles de emisión de ruido provenientes del escape de
los vehículos automotores, motocicletas y triciclos motorizados de circulación, y
su método de medición. Punto 5. Especificaciones, numeral 5.9.1.
Etapa: Construcción.
Actividades. • Cortes.
• Excavación de la zanja.
• Tendido de la tubería (Carga, transporte y descarga de tubería).
• Doblado de la tubería.
• Alineado y soldado de la tubería.
• Inspección radiográfica de soldadura.
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• Protección mecánica anticorrosiva.
• Parcheo, bajado y tapado.
• Protección catódica.
• Prueba hidrostática a la tubería.
• Obras especiales.
Normas Oficiales Mexicanas. • Norma Oficial Mexicana NOM-117-SEMARNAT-1998, Que establece las
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, que se realicen en derechos de vía
terrestre existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales. Punto 4.
Especificaciones, 4.1 Preparación del Sitio y Construcción, numerales 4.1.3,
4.1.5, 4.1.6, 4.1.7, 4.1.8, y 4.1.9.
• Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y
gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-
1997, Distribución de gas natural). Punto 8 Construcción de la red de
distribución, numerales 8.4 Excavación de zanjas, 8.6 Señalización en los
sistemas de distribución, 8.6.1 Señalización de tubería de distribución, 8.6.2
Señalización durante la construcción, 8.7 Instalación de tubería de acero, 8.7.1
Tendido, 8.7.2 Doblado, 8.7.4 Limpieza, 8.7.5 Soldadura, 8.7.6
Procedimientos, 8.7.7 Requisitos generales para realizar trabajos de soldadura,
8.7.8 Calificación de soldadores, 8.8 Protección contra corrosión en tuberías de
acero, 10 Inspección y pruebas.
• Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gas natural.
Punto 8. Soldadura, Punto 9. Construcción de los ductos de transporte, 9.1
Cumplimiento de especificaciones o estándares, 9.2 Inspección de materiales,
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9.3 Actividades sobre el derecho de vía del ducto, 9.4 Curvas y nodos, 9.5
Protección contra factores externos, 9.6 Instalación de Tubos en zanja, 9.7
Encamisado, 9.8 Reparaciones de soldadura y estrías en campo, 9.9
Abolladura, mellas y hendiduras, 9.10. Reparaciones por parche, Pruebas de
presión.
Etapa: Operación y Mantenimiento.
Actividades. • Transportar el gas.
• Inspección de espesores.
• Sistema de protección mecánica.
• Sistema de protección catódica.
• Sustitución de tramos de tubería.
• Prevención de fugas.
• Celaje terrestre.
• Integridad mecánica.
• Reacondicionamiento del derecho de vía.
Normas Oficiales Mexicanas. • Norma Oficial Mexicana NOM-117-SEMARNAT-1998, Que establece las
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, que se realicen en derechos de vía
terrestre existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales. Punto 4.
Especificaciones, 4.2 Operación y Mantenimiento, numerales 4.2.1, 4.2.2,
4.2.3, 4.2.4, 4.2.5.
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
• Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gas natural.
Punto 11. Operación, mantenimiento y reclasificación. I. Operación, II.
Mantenimiento, A. Patrullaje, B. Señalamientos, C. Reparaciones, D. Control de
corrosión.
Etapa: Abandono de Sitio.
Actividades. • Clausura y limpieza del gasoducto.
Normas Oficiales Mexicanas. • Norma Oficial Mexicana NOM-117-SEMARNAT-1998, Que establece las
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, que se realicen en derechos de vía
terrestre existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales. Punto 4.
Especificaciones, 4.3 Abandono del Sitio, numerales 4.3.1, 4.3.2, 4.3.3, 4.3.4.
IV.3. Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales. Señalar si el proyecto se encuentra dentro de un Área Natural Protegida y la categoría a la que pertenece. En el área que abarca el proyecto no se encuentran áreas naturales protegidas
según el Volumen 2 de la Publicación de Áreas Naturales Protegidas de México
con Decretos Estatales, en el cual se encuentran los decretos de las áreas
naturales protegidas pertenecientes al estado de Veracruz cuya publicación se
realizó en agosto del 2002.
III.4. Bandos y Reglamentos Municipales.
El área de influencia del proyecto “Construcción gasoducto de 10”Ø x 6 km,
localización pozo Madera 1 hacia el margen izquierdo del injerto Río Blanco”, se
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encuentra localizada en el municipio de Tlalixcoyan, Veracruz. Este municipio no
cuenta con ordenamientos legales en materia de uso de suelo aplicables al
proyecto.
V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. V.1 Bases de Diseño
Indicar las bases de diseño y normas utilizadas para la construcción del ducto, así como los procedimientos de certificación
de materiales empleados, los límites de tolerancia a la corrosión, recubrimientos a emplear y bases de diseño y ubicación
de válvulas de seccionamiento, venteo y control, etc., así como la infraestructura requerida para la operación del ducto
(bombas, trampas, estaciones de regulación, puntos principales de interconexión, y/o venteo, entre otros).
El objetivo primordial para la construcción del gasoducto de 10” x 6 km, es contar
con sistemas adecuados para el transporte de la producción de los pozos Madera
1, 2, 4, 11 y 21.
Este gasoducto contará con los requisitos mínimos de seguridad que deben
cumplirse para el diseño, selección de materiales, construcción, pruebas,
operación, mantenimiento e inspección del mismo.
Especificaciones:
La construcción del gasoducto estará apegada a la norma CID-NOR-N-SI-0001.
Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación y
mantenimiento de ductos terrestres, además se deberá tomar en cuenta lo
establecido en la referencia ASME B31.8 párrafo 802.1 para los Sistemas de
Ductos para el transporte y distribución de Hidrocarburos Gaseosos. En la tabla
V.1 se mencionan algunas de las normas que se utilizarán en la construcción del
gasoducto de 10” x 6 km de la Localización Madera 1 hacia el margen izquierdo
del Injerto Río Blanco.
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Tabla V.1 Normas de Construcción Normas Pemex
Identificación Descripción
PEMEX No.3.102.01
Trazo y nivelación.
PEMEX No. 2.421.01 Sistemas de tuberías para transporte y recolección de hidrocarburos. PEMEX No.3.120.00 Terracerías: desmontes, despalmes, excavaciones, cortes, rellenos para excavaciones,
terraplenes, préstamos y acarreos. PEMEX No.3.121.08 Clasificación de materiales para pago de excavaciones. PEMEX No.4.311.00 Clasificación AWS de metales de aporte en soldadura. PEMEX No.3.413.01 Sistemas de protección catódica. PEMEX No.2.411.01 Aplicación e inspección de recubrimientos para protección anticorrosiva. CID-NOR-N-SI0001 Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e
inspección de tuberías de transporte. Normas Oficiales Mexicanas
NOM-002-SCT2-1994
Listado de sustancias y materiales peligrosos más usualmente transportados.
NOM-005-SCT2-1994 Información de emergencia en transportación para el transporte de materiales y residuos peligrosos.
NOM-028-SCT2-1994 Disposiciones especiales para las sustancias, materiales y residuos peligrosos de la Clase 2, Líquidos inflamables.
NOM-043-SCT2-1994 Documento de transporte de sustancias, materiales y residuos peligrosos NOM-117-ECOL-1998 Que establece las especificaciones de Protección Ambiental para la instalación y mantenimiento
mayor de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado liquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales
En virtud de que el gasoducto de 10”∅ x 6 km se incluye dentro de una
Localización de Clase 1, pero como medida de seguridad se diseña para
localización Clase 2, se tomarán como base los siguientes criterios de diseño:
La tubería en su totalidad será de acero de acuerdo a las normas contenidas en el
código ANSI/ASME b.31.8. El gasoducto de 10” ∅ será de tipo API 5LX-52
servicio estándar (gas dulce seco) por 6 km de longitud aproximada y 0.35” de
espesor.
Todos los accesorios deberán apegarse a los establecido en las normas de
código ANSI/ASME b.31.8. última edición para sistemas de tuberías, para
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transporte y distribución de hidrocarburos y los códigos API para medición de
hidrocarburos.
Todas las válvulas de compuerta serán de paso completo para clase ANSI 600
RTJ, bridas de anclaje, así como todos los componentes requeridos de acuerdo a
lo indicado por la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001(antes No. 07.3.13).
Procedimientos de certificación de los materiales empleados.
Cuando los materiales son aportados por Pemex Exploración Producción, estos
ingresan al almacén de la empresa, una vez que se recibe el certificado de cada
uno de ellos verificándose las condiciones físicas de cómo se están recibiendo.
A su vez, para los materiales que aportan las compañías que contrata PEP, su
requisición y aceptación se hace mediante exhibición y entrega del certificado de
calidad al personal de PEP que lo solicite.
Para el caso específico del proyecto, los materiales que se utilizarán deberán
estar certificados, además de cumplir con lo estipulado en la norma CID-NOR-N-
SI-0001.
Recubrimientos internos y externos.
Tanto los tramos enterrados como los aéreos deben llevar recubrimiento
anticorrosivo y deben cumplir con lo establecido en las normas NRF-004-
PEMEX-2000 y NFR-033-PEMEX-2002 respectivamente.
Protección catódica
Se debe determinar y diseñar el tipo de protección catódica realizando un
levantamiento de resistividades del terreno, mediante la toma de potenciales del
ducto en el suelo (de tal forma que los potenciales: ducto – suelo, tengan un valor
mínimo acorde a la Norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 y la Norma PEMEX No.
2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”).
La infraestructura requerida
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1. Un gasoducto de 10”Ø con especificación API 5LX-52 para servicio estándar y
longitud aproximada de 6 km y un espesor de 0.35”.
2. Trampa de envío para diablo instrumentado
3. Válvulas de pateo que tendrán un arreglo que incluye una válvula macho de
8” Ø ANSI 600 RTJ.
4. La trampa de envío tendrá toma de indicador de presión (cubeta y línea de
pateo).
5. Tapa de la trampa accionada con sistema neumático, incluyendo tablero de
control, instrumentación y cobertizo.
6. Barda perimetral y alumbrado en área de trampas con accesos.
7. Sistema de inyección de reactivos inhibidores de corrosión.
8. Sistema de protección catódica de acuerdo a la normatividad vigente.
9. Todas las válvulas deberán ser de compuerta de paso completo continuado
con actuador neumático ANSI 600 RTJ.
10. El desfogue de la trampa de envío de diablos estará interconectada con la
línea de desfogue hacia el quemador
11. Interconexión del gasoducto de 10” de Madera con el gasoducto existente en
Río Blanco - Playuela de 10” , donde posterior se colocara una ”TEE” con
rejilla Irving de 10”x8x10” donde se interconectará la producción esperada de
los pozos Apertura a perforar.
V.1.1 Para la etapa de construcción; indicar agua requerida (cruda y potable), energía y combustibles necesarios (solo aplica
para proyectos).
El requerimiento de agua cruda para el proyecto es lo que se indica en la tabla
V.1.1.
Tabla V.1.1. Agua Requerida Consumo ordinario
Etapa
Agua Volumen Origen
Cruda 0.3 m3* Contratista
Tratada No Aplica No Aplica Preparación del
sitio Potable 80 l/Día Autoservicio
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Cruda 304.02 m3** Contratista
Tratada No Aplica No Aplica Construcción
Potable 260 l/Día Autoservicio
Cruda No Aplica No Aplica
Tratada No Aplica No Aplica Operación
Potable 5 l por recorrido Autoservicio
Cruda No Aplica No Aplica
Tratada No Aplica No Aplica Mantenimiento
Potable 5 l por recorrido Autoservicio
Cruda No Aplica No Aplica
Tratada No Aplica No Aplica Abandono
Potable 20 l/Día Contratista
**Agua requerida para la prueba hidrostática
El agua cruda se obtendrá de fuentes externas y la compañía contratista se hará
cargo del suministro.
La energía eléctrica para las soldaduras será generada mediante generadores de
combustión interna.
El combustible para la obra será principalmente Diesel, el consumo estimado de
este líquido por día es de 80 litros, los cuales se utilizarán para maquinaría y
equipos destinados para el proyecto, este no será almacenado en el área del
proyecto, por lo que su abastecimiento será diario.
Las unidades móviles como camionetas y camiones, utilizan gasolina. La
gasolina se obtiene de las estaciones de servicio más cercanas y se estima que
durante las etapas de construcción consumirán 400 litros por semana.
V.2 Procedimientos y Medidas de Seguridad.
Describir el procedimiento y medidas de seguridad contempladas para el manejo de sustancias o materiales peligrosos
durante la operación del ducto, así como equipo requerido.
La construcción de las instalaciones de PEMEX está regulada por normas,
reglamentos de calidad de materiales y procedimientos de construcción que
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garantizan las condiciones de seguridad de las mismas. A continuación se
describen las medidas, dispositivos y equipos de seguridad con que contará la
instalación evaluada.
Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones
Programas de capacitación al personal en materia de operación y
mantenimiento de líneas de descarga
Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios.
Señalización a lo largo del derecho de vía.
Protección Mecánica
Protección Catódica
Derecho de vía
En caso de presentarse un evento inesperado y/o extraordinario (incendio y/o
explosión) Pemex Exploración y Producción cuenta en el Activo Veracruz con
una Central Contra Incendio que se encuentra ubicada en la "Batería Mata
Pionche", localizada en el municipio de Cotaxtla aproximadamente a 15 km del
proyecto. En el Anexo “D” se encuentra el plano con la ubicación de la
Central Contra Incendio Matapionche.
El personal y equipo con el cual esta integrada esta central Contra Incendio
se menciona en las siguientes tablas:
Tabla V.2-1 Plantilla de personal contra incendio
Personal Categoría Cantidad Especialista Técnico "C" 1 Atención a Emergencias Especialista Técnico "D" 1
Enc. Man. Opr. C.I. 1 Op. Especialista en Eq. C.I. 4 Contra Incendio
Aydte. Op. Man. C.I. 10 Total 17
Tabla V.2-2 Equipo de apoyo y contra incendio disponible para emergencias
Cantidad Descripción Capacidad 1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D85-A12 -
ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018
Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D65-A6 - 1 Motoconformadora, Marca Huber F-1400 - 1 Traxcavo, Marca Carterpillar - 1 Camión unimog, Marca Mercedes benz - 1 Maquina de soldar, Marca Lincoln - 1 Autotanque 1000008226, Marca Grove 8,000 Lts 1 Grúa, Marca Grove - 1 Tiro Directo, Marca Kemworth - 1 Quinta Rueda, Marca Kemworth - 1 Motobomba 10000011806, Marca Grumman 1,000 GPM 1 Motobomba 1000000406, Marca Grumman 1,000 GPM 1 F-350 1000002365 3 Toneladas 1 Lancha y remolque -
Válvulas de retención
Plan de emergencias
En el ANEXO “D” se incluye el Reglamento del Plan General de Emergencias
para los Sistemas de Transporte por Tubería cuyo objetivo es establecer las
acciones necesarias a realizar cuando se presenten emergencias motivadas
por fugas, incendios o explosión en los sistemas de transporte por tubería de
Petróleos Mexicanos, con la finalidad de proteger la integridad de los
trabajadores y las instalaciones de la Institución, así como evitar daños a
terceros y al medio ambiente.
Tubos de protección (camisas) en cruces con caminos y veredas.
Equipo mínimo de seguridad industrial:
Tabla V.2-3 Equipo mínimo de seguridad DESCRIPCION CARACTERISTICAS
Overol Ropa 100% algodón con logotipo de la empresa. Botas de seguridad Calzado impermeable con casquillo, suela antiderrapante y resistente a los ácidos. Guantes De carnaza ó dieléctricos Protección auditiva Tipo orejeras y/o tapones auditivos Casco Casco para uso en general. Faja lumbar Tipo industrial, de seguridad con tirantes Lentes De seguridad con protección a los rayos u.v. Protección respiratoria Respirador desechable para polvos
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V.3. Incluir las hojas de datos de seguridad (MSDS) de las sustancias y/o materiales en el proyecto que presenten
características CRETI.
La hoja de seguridad del gas se muestra en el ANEXO “E”.
V.4. Condiciones de operación. V.4.1 Describir las condiciones de operación del ducto (flujo, temperaturas y presiones de diseño y operación), así como el
estado físico de la(s) sustancia(s) transportada(s). Anexar Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s).
Las condiciones de operación del gasoducto serán las que se muestran en la
Tabla V.4.1. Tabla V.4.1. Condiciones de operación del Gasoducto
Condiciones Flujo mmpcd Presión de diseño psi Presión de operación psi Temperatura (°C) MAXIMA 100 1,000 psi (70.30 kg/cm2) 32
NORMAL 50 910 psi (64.54 kg/cm2) 30 MINIMA 30
1,500 psi (105.46 kg/cm2) 900 psi ( 63.27 kg/cm2) 28
mmpcd: millones de pies cúbicos por día
El estado físico de la sustancia transportada será siempre en fase gas.
Para este proyecto no existen Diagramas de Tubería e Instrumentación, solo el
Diagrama de Trazo y Perfil, los Diagramas de las Trampas de Envío y Recibo de
Diablos Patín y el arreglo de la interconexión con el Injerto Río Blanco que se
muestran en el ANEXO “C”.
V.4.2 Pruebas de verificación.
Describir las condiciones en que se realizan las pruebas hidrostáticas, radiografiado, medición de espesores protección
mecánica, corrida de diablos, entre otros.
Pruebas hidrostáticas
Las pruebas hidrostáticas se realizan con la finalidad de probar la presión de
diseño de del gasoducto antes de iniciar la operación de esta, con el objetivo de
identificar posibles fallas de materiales o de uniones soldadas y detectar cualquier
posible fuga.
Presión de prueba. El valor de presión de prueba del sistema de ductos
corresponde al valor de la presión máxima permisible de operación multiplicado
por el factor correspondiente a su clase de localización, (6.2.2.17 Clasificación de
localizaciones CID-NOR-N-SI-0001), indicado a continuación:
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Tabla V.4.2 Clase de localización Factor
Clase 1 Div. 1 1.25 Clase 1 Div 2 1.10
Clase 2 1.25 Clase 3 1.40 Clase 4 1.40
Cuando por alguna razón se utilice tubería de características superiores a las de
diseño, el valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1.25 la
presión de diseño.
Prueba hidrostática a la tubería.
Las pruebas hidrostáticas realizadas al gasoducto, se realizan de acuerdo al
procedimiento de PEMEX 249-28900-MA-117-0013 y la Norma CID-NOR-N-SI-
0001, apartados 6.1.5, 6.2.4, 6.3.10. (Ref. API RP 1110, capítulo 3). Consiste
básicamente lo siguiente:
El sistema de tuberías y accesorios de prueba debe ser herméticos.
La bomba debe ser de alto volumen para llenar las tuberías, asegurar una
presión adecuada, mantener la velocidad uniforme.
Los accesorios, sensores e indicadores de presión deben tener el rango de
presión y las divisiones de incrementos necesarios para indicar una presión
anticipada de prueba.
El probador de pesos muertos o accesorios sensores de la presión debe
tener certificada su exactitud y sensibilidad en incrementos de menos o igual
a 0.1019 kg/cm2 (10 kilopascales).
El agua desalojada y su disposición final es responsabilidad del contratista y
será reutilizada.
Presión de prueba • La presión de prueba debe ser aquella que produzca un esfuerzo
tangencial igual al 90% de la resistencia mínima especificada a la
cedencia correspondiente respecto a la especificación del material.
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Llenado de la tubería.
• Llenar la tubería, utilizando como fluido agua neutra y libre de partículas
en suspensión, que no pasen por una malla de 100 hilos por pulgada.
Eliminar el aire de la tubería. • Constantemente se debe presurizar las tuberías para eliminar el aire
atrapado, abriendo y cerrando las válvulas de venteo, cuando se tenga
el 70% de la presión de prueba, se debe regular el gasto de la bomba
para minimizar las variaciones de presión.
Levantar presión. • Una vez llena la tubería y exenta de aire debe aplicarse la presión de
prueba de la tubería, se mantiene de 15 min a 1 hr y después se baja al
50 % de la presión de operación durante una hora sin que presente
variaciones sensibles de presión, después se vuelve a levantar la
presión de prueba de la tubería, y se mantiene durante 24 hrs sin que
sea necesario bombear más agua según norma ASME B31.4 párrafo
4.37.4.1.
Verificar que no haya fugas. • Verificar que la presión y temperatura se estabilicen, revisar que toda la
tubería, válvulas y conexiones no registren fugas, después de este
periodo se desconectara la bomba de inyección. 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. Protección anticorrosiva.
La protección anticorrosiva de los extremos de la tubería (aproximadamente
30 cm a cada lado del tubo) se debe efectuar limpiando el área en forma manual
usando cepillos de alambre y solventes químicos hasta eliminar totalmente la
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herrumbre, costras, grasas y aceites. Tanto los tramos enterrados como los aéreos deben llevar recubrimiento
anticorrosivo y deben cumplir con lo establecido en las normas NRF-004-PEMEX-
2000 y NFR-033-PEMEX-2002 respectivamente.
Se hará limpieza con chorro de arena a metal blanco, aplicación de una mano de
RPO-6 Epóxico Catalizado 0.002” de espesor y dos manos de RA-26 Epóxico
Altos Sólidos 0.005” de espesor cada uno aplicando por espersión lo dispuesto en
la normatividad ANSI/ASME B.31.8. 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). Protección Catódica
El gasoducto, es protegido catódicamente, como complemento al recubrimiento
anticorrosivo, por medio de un sistema de ánodos galvánicos o por un sistema de
corriente impresa, debiendo verificar que el sistema instalado proporcione la
protección total de la instalación. El diseño del sistema de protección catódica se
realiza de acuerdo al Capítulo 6 de la NORMA PEMEX No. 2.413.01. La protección catódica es un método que implementa el principio electroquímico,
en donde el ducto es utilizado como cátodo por medio del paso de corriente de
electrones provenientes de un ánodo galvánico (ánodo de sacrificio), el cual utiliza
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metales fuertes como lo son Zn, Al y Mg anódicos conectados a la tubería, dando
origen al sacrificio de dichos metales por corrosión, descargando suficiente
corriente para la protección de la tubería, ya sea que se encuentre enterrada o
sumergida.
Los elementos que incluyen la instalación para la protección catódica son los
siguientes:
Cable No. 8 THW para puenteo eléctrico.
Postes de concreto para amojonamiento tipo “R” con dispositivo de medición.
Ánodos de magnesio de alto potencial con 3.00 m de alambre THW No. 12,
alambre THW No. 12 conectores, conexión, parcheo y relleno químico.
Ánodos de magnesio de 48 lbs.
Ánodos de magnesio de 32 lbs.
VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS. VI.1 Antecedentes de incidentes y accidentes ocurridos en la operación de las
instalaciones o de procesos similares, describiendo brevemente el evento, las causas, sustancias involucradas, nivel de afectación y en su caso, acciones realizadas para su atención. El Activo Integral Veracruz, tiene el registro de un accidente ocurrido el día 10 de
Mayo del 2002.
Protección Civil del Municipio de Cotaxtla reporta directamente al personal de la
Central Contra Incendio de la Batería Matapionche de una fuga en un ducto del
Campo Matapionche cercano al Colector 2. Al trasladarse personal operativo al
lugar de los hechos se encontró una tubería de 6” de ∅, con degollamiento total
en un extremo del cruce aéreo (arroyo Agüacayo) en el derecho de vía del
corredor Cópite – Matapionche a la altura del km 4+300, sin presencia de fuego y
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solo manifestación de una nube de gas. El personal Contra Incendio que se
presento en el lugar de los hechos, constato que en el lugar se apreciaba olor a
gas; procediendo a verificar la explosividad en el área, donde el explosímetro no
registró mezclas explosivas. Cabe destacar que este ducto se encontraba fuera
de operación con líquidos y al tratar de desalojarlos se presento una fuga.
VI.2 Metodología de Identificación y Jerarquización. VI.2.1 Con base en los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI´s) de la
ingeniería de detalle, identificar y jerarquizar los riesgos en cada una de las áreas de proceso, almacenamiento y transporte, mediante la utilización de la combinación de dos o más de las siguientes metodologías: Análisis de Riesgo y Operabilidad (HazOp); Análisis de Modo Falla y Evento (FMEA) con Árbol de Eventos; Árbol de Fallas, o alguna con características similares a las anteriores y/o la combinación de éstas, debiéndose aplicar la metodología de acuerdo a las especificaciones propias de la misma. En caso de modificar dicha aplicación, deberá sustentarse técnicamente. Los puntos de riesgo de cualquier instalación se enfocan a todas aquellas áreas
de operación que en un momento dado pueden causar daño al personal, a las
instalaciones o al ambiente, ya sea por explosión, incendio o toxicidad.
Para poder llevar a cabo la identificación, la jerarquización y la evaluación de
riesgo en el Gasoducto de 10” de los pozos Madera fue necesario estudiar y
analizar información existente del proyecto.
El resultado que se obtiene es de carácter cualitativo, por lo que se recomienda
tener cuidado en su interpretación considerando que en la mayoría de los casos
las causas de un accidente son diversas y es necesario que se conjuguen varias
fallas de manera simultánea para que se alcance un riesgo mayor.
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METODOLOGÍA DE IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS Selección de la metodología
Para seleccionar la metodología mas adecuada para la elaboración del estudio de
riesgo se utilizó la guía sugerida por el Centro de Seguridad en Procesos
Químicos (CCPs) del Instituto Americano de Ingenieros Químicos (AIChE)
publicada bajo el título de Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, segunda
edición con ejemplos desarrollados, 1995. Los factores que se involucran se
muestran en la Figura VI.2.1.
Los criterios para la selección de la metodología utilizada que se tomaron fueron
los siguientes: motivo del estudio (primer estudio); tipo de resultado requerido
(lista de problemas / accidentes y lista de acciones); información con que se
cuenta del proceso (experiencia similar, diagramas de la instalación, historial
operativo “en instalaciones similares”); características del problema (operación
simple, proceso mecánico, operación continua, peligro de inflamabilidad y
explosividad, situación falla aislada, accidentes proceso fuera de control); riesgo
percibido e historial (amplia experiencia, historial de accidentes actualizado,
riesgo percibido medio). FIGURA VI.2.1.
DEFINIR EL MOTIVO
No existen estudios previos Revisión de un estudio previo Requerimiento especial
Lista de peligros Lista de Acciones Monitoreo de peligros Prioritización de Resultados Lista de problemas / Accidentes Entrada para un Análisis Cuantitativo
DETERMINAR EL TIPO DE RESULTADOS REQUERIDOS
IDENTIFICAR LA INFORMACIÓN DEL PROCESO
Materiales Experiencia similar Proceso existente Química DFP´s Procedimientos Inventarios DTI´s Historial operativo
EXAMINAR LAS CARACTERISTICAS DEL PROBLEMA
Complejidad / Tamaño
Simple / Pequeño
Tipo de proceso Químico Eléctrico
Físico Electrónico
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CONTINUA....... .........CONTINUACIÓN
FIGURA VI.2.1.
Las metodologías de evaluación de riesgo que se consideran, se muestran a
continuación:
CONSIDERAR RIESGO PERCIBIDO E HISTORIAL
Experiencia Historial de accidentes Relevancia de accidentes Riesgo percibido
Grande Actualizado Sin cambios Alto
Poca Algunos Algunos cambios Medio
No existe Varios Muchos cambios Bajo
Solo con procesos similares No existe
CONSIDERAR FUENTES Y PREFERENCIAS
Disponibilidad de persona Requerimientos de Tiempo Fundamento Preferencia del analista / Administrador
SELECCIONE LA TÉCNICA
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1. Revisión de Seguridad, Safety Review (SR).
2. Análisis de Lista de verificación, Checklist Analysis (CL).
3. Ponderación Relativa, Relative Ranking (RR).
4. Análisis Preliminar de Riesgo, Preliminary Hazard Analysis (PHA).
5. Análisis que pasa sí, What if Analysis (WI).
6. Análisis Que pasa sí / Lista de verificación, What if / Check list (WI/CL).
7. Estudio de análisis de riesgo y operabilidad, Hazard and Operability Analysis
(HazOp).
8. Análisis de modo de falla y sus efectos, Failure Modes and Effects Analysis
(FMEA).
9. Análisis de árbol de eventos, Event Tree Analysis (ET).
10. Análisis de árbol de fallas, Fault Tree Analysis (FT).
11. Análisis Causa-Consecuencia, Cause Consecuence Analysis (CCA).
12. Análisis de confiabilidad humana, Human Reliability Analysis (HRA).
Considerar el estudio de
Use la técnica requerida
Inicio
Define la información para el proceso seleccionado
Use la figura 1 para recolectar información
¿Es el Estudio de Riesgo por fines normativos?
¿Es requerida una técnica específica de evaluación de
Riesgo?
¿Es esta una Revisión de un estudio previo?
Considerar revalidar
Sí
Sí
Sí
No
No No
Considerar el uso o validación del estudio previo Requerimientos para la revalidación
1. Es adecuada la información del estudio previo
2. No ha pasado mucho desde el último estudio
3. No han ocurrido cambios o incrementos en el proceso
4. Es bajo el riesgo asociado con el proceso
5. Han dejado de ocurrir accidentes operativos recientemente
Si todas son así
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Primarios, una lista o monitoreo general de peligros
Considerar el uso de SR, CL, RR, PHA, WI, ó WI/CL
Es necesario realizar una
ponderación de áreas o de
procesos
Si
Considerar el uso de PHA Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una técnica en particular
Considerar el uso se SR, CL, WI, ó WI/CLRR
No
Es significante el
historial asociado
con el proceso
No Considerar el uso de WI o WI/CL
Use factores asociados con la figura 1 para seleccionar una técnica en particular
Si
Considerar el uso de CL o SR
Existe un CL disponible o se puede desarrollar alguno
Considere usar el SR
No
Si Considere usar el CL
A
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Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una técnica en particular.
Primarios, una lista de implementaciones de seguridad alternativas
Considerar el uso de SR, CL, PHA, WI o WI/CL
Es significante el
historial asociado
con el proceso
No Considerar el uso de WI, PHA o WI/CL
Considerar el uso de SR o CL
Si
El proceso esta ya en operación
No Si
Considerar el uso de CL o SR
Considerar el uso de un CLPuede ser obtenido un CL de relevancia
Si No
B
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Lista específica de situaciones de accidentes y medidas de
seguridad alternativas C
Los resultados serán usados
como entrada para un QRA
Considerar el uso de WI, PHA, WI/ CL, HAZOP, FMEA, FT,
ET, CCA o HRA
D
No
Sí
Considerar el uso de HAZOP, FMEA, FT,
ET o HRA
Incluye el Proceso acciones humanas. Son de gran efecto sus
Sí
Sí
No
Esta el proceso operando, existen Proc.O
Sí
No
No
F
Considere el uso de un HRA.
Considerar el uso de HAZOP, FMEA, FT ó ET
Se cuenta con información de diseño detallada
Alto Obtenga la información adecuada antes de desarrollar el estudio de Riesgo
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E
Alto obtenga la información adecuada antes de desarrollar el estudio de Riesgo
D Considerar el uso de WI,
PHA,WI/CL, HAZOP, FMEA, ET, CCA, HRA
Esta el proceso operando,
existen Proc. Op.
Incluye el proceso acciones Humanas, Son de gran efecto
sus errores
Considere el uso
de un HRA
Se cuenta con información de diseño detallada
Considerar el uso de WI, PHA, WI/CL, HAZOP, FMEA, FT, ET
o CCA
Se encuentra disponible la información básica del proceso
Considere el uso de WI, PHA o WI/CL
Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una técnica en particular
Sí Sí
Sí
Sí
No
No
No
No
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Eventos de falla simple Eventos de múltiples fallas
Considere el uso de WI,
PHA, WI /CL, FMEA, HAZOP Considerar el uso de HAZOP,
FMEA, FT, ET, o CCA
No
Si
No
No
Si
Si
Si
El riesgo es
perceptiblemente alto Es un proceso
simple o pequeño
El proceso es de un
sistema mecánico o
Es un proceso
simple o pequeño
Considerar el uso de
WI o PHA
Considerar el uso de
WI/CL, Use factores adicionales
de la figura 1 para
seleccionar una técnica en
Considerar el uso de
HAZOP, FMEA, FT o ET
Considerar el uso de
FMEA
Considerar el uso de
HAZOP o FMEA
Considerar el uso de
CCA
Use factores
adicionales de la figura
1 para seleccionar una
té i ti l
Considerar el uso de
FT o ET
Use factores adicionales
de la figura 1 para
seleccionar una técnica
ti l
Considerar el uso de WI/CL o
HAZOP
Use factores adicionales de la
figura 1 para seleccionar una
técnica es particular
Considerar el uso de WI,
PHA, WI/CL, FMEA,
Los accidentes son
causados por fallas de un
simple elemento o por la
combinación de eventos
E
No
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
Considerando que el presente análisis de riesgo para el proyecto de
“Construcción de Gasoducto de 10” ∅ x 6 km, Localización Pozo Madera 1
hacia el Margen Izquierdo del Injerto Río Blanco”, se refiere a la construcción
de una nueva instalación, y en base con el diagrama anteriormente presentado
para la selección de las metodologías de evaluación de riesgo, el Grupo Técnico
de Trabajo determino que la metodología que se utilizará para la jerarquización y
evaluación de los riesgos presentes en el Gasoducto será:
F Considerar el uso HAZOP,
FMEA, FT o ET
Los accidentes son causados por fallas de un simple elemento o por la combinación de
varios
Considerar el usar FMEA
Considerar el uso de HAZOP o FMEA
El proceso es de un sistema mecánico o
eléctrico
Considerar el uso de HAZOP
Considerar el uso de FT o ET
Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una
técnica en particular
Si No
Si
No
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ANÁLISIS HAZOP (HAZARD AND OPERABILITY) Para determinar los riesgos que se pueden presentar en las instalaciones, se
analizó la información proporcionada por PEP, observaciones de campo y
procesos de instalaciones similares, aplicando la metodología HazOp en la que se
identifican los riesgos potenciales asociados con el concepto, el diseño,
construcción, operación, mantenimiento y/o administración de cualquier proceso o
actividad.
La técnica para el estudio de Análisis de Riesgos Operacionales (HazOp), es una
metodología de análisis sistemático y crítico al proceso y a los propósitos de
diseño de las instalaciones, ya sean nuevas o existentes, y permite reconocer el o
los riesgos de una mala operación y/o las condiciones inseguras de los diferentes
equipos que constituyen la instalación, previniendo además las consecuencias
para el personal, la instalación misma y el entorno del lugar en el cual se ubica.
El HazOp requiere de la interacción de un grupo multidisciplinario, que a través de
su conocimiento de la instalación y del proceso, así como de los fenómenos
involucrados, revelará los detalles del proceso y su comportamiento bajo
diferentes circunstancias. El grupo de análisis de HazOp selecciona el sistema y
le aplica una serie de “palabras guía”, que al combinarse con las variables del
proceso representan fallas o desviaciones a la intención de diseño de las partes
del sistema, además identifica posibles causas de dichas fallas y determina sus
consecuencias como un evento de riesgo. Finalmente se dan recomendaciones
para mitigar o eliminar el riesgo.
Para la aplicación de la técnica HazOp se llevaron acabo las siguientes
actividades:
• Estudio de planos y diagramas de las instalaciones.
• Estudio de las bases de diseño y características del gasoducto.
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• Lluvia de ideas de personal experto en el proceso.
• Definición de los nodos (secciones) de estudio como sigue a continuación:
1. Gasoducto de 10”ø desde la válvula de compuerta de 10”ø ubicada en la
trampa de envío de diablos hasta la válvula de compuerta de 8”ø en la interconexión con el Gto de 10”ø x 7.5 km Río Blanco – Playuela.
Parámetro de proceso y palabras guías utilizadas. Dentro de los parámetros de procesos más comúnmente encontrados se pueden
mencionar los siguientes: tiempo, frecuencia, separación, composición,
viscosidad, reacción, temperatura, pH, voltaje, nivel, velocidad, mezclado, presión
y flujo.
Para este caso en particular se utilizó, presión ya que de acuerdo a la actividad
que se realizará y a la sustancia manejada (gas natural y condensados) estos son
los más aplicables.
En lo esencial, las palabras guías se utilizan para que las preguntas que se
formulan, sirvan para analizar cada forma concebible en que el diseño se podría
desviar de su intención, con el fin de poner a prueba la integridad de cada parte
del diseño. Las palabras guías más usuales son: más, menos, no, inverso, en vez
de.
En este caso en particular se utilizó la palabra guía más, ya que de acuerdo a la
actividad que se realiza esta palabra es la más aplicable.
Tabla VI.2-1 Aplicación de las palabras guía a las variables
palabra guía variable desviación más (alto) +
presión alta presión
menos (baja) + presión
baja presión
más (alto) + nivel alto nivel
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menos (baja) + nivel bajo nivel
Realización de las reuniones Hazop
Las reuniones Hazop se realizaron de acuerdo al protocolo propuesto. En
resumen, para cada nodo de estudio se definió su función y para sus variables
importantes (del nodo) se aplicaron palabras guía (desviaciones), analizándose
las causas/consecuencias de la desviación, las salvaguardas existentes y su
efectividad, así como las recomendaciones emanadas.
Documentación de los resultados:
• Nombre del nodo (sección).
• Descripción de la función.
• Número consecutivo de la desviación.
• Variable de estudio.
• Palabra guía.
• Desviación identificada mediante la combinación variable + palabra guía.
• Posibles causas de la desviación.
• Posibles consecuencias de la desviación.
• Salvaguardas con que cuenta el nodo para mitigar las consecuencias de la
desviación.
• Recomendaciones. En el Anexo “F” se encuentran los resultados y las recomendaciones obtenidas
de la aplicación del HazOp.
VI.2.2 Para la jerarquización de riesgos se podrá utilizar: Matriz de riesgos, ó
metodologías cuantitativas de identificación de riesgo s, o bien aplicar criterios de peligrosidad de los materiales en función de los gastos, condiciones de operación y/o características CRETIB, o algún otro método que justifique técnicamente dicha jerarquización.
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Una vez identificados los puntos de riesgo en la Instalación, se emplea una
técnica semicuantitativa de riesgo llamada Matriz de Jerarquización de Riesgos.
La Matriz de Jerarquización de Riesgo relaciona la severidad de los escenarios
mediante el uso de índices ponderados de la severidad de las consecuencias (o
afectación) y de la probabilidad de ocurrencia del incidente. El índice de
evaluación de la consecuencia (Tabla VI.2-2), permite identificar la magnitud de
las consecuencias en relación con los daños probables tanto a la salud como a la
economía de la instalación. Por otro lado, la probabilidad de ocurrencia de un
incidente (Tabla VI.2-3), depende directamente del nivel de protección del equipo,
así como del historial de la frecuencia de fallas que funjan como eventos
iniciantes en el desarrollo de los escenarios evaluados.
A continuación se describen los diferentes grados de consecuencias y de
frecuencias con los que se llevará a cabo la evaluación:
Tabla VI.2-2 Índice de Severidad de las Consecuencias
Categoría Consecuencia Descripción
4 Catastrófico Fatalidad / daños irreversibles y pérdidas de producción mayores a USD $ 1,000,000,00
3 Severa Heridas múltiples / daños mayores a propiedades y pérdidas de producción entre USD $ 100,000,00 y USD $ 1,000,000,00
2 Moderada Heridas ligeras / daños menores a propiedades y pérdidas de producción entre USD $ 10,000,00 y USD $ 100,000,00
1 Ligera No hay heridas / daños mínimos a propiedades y pérdidas de producción menores a USD $ 10,000,00
Fuente: JBF Associates, Inc., Knoxville, TN. (CCPs,1995)
Tabla VI.2-3 Índice de Frecuencia del Escenario
Categoría Frecuencia Descripción 4 Frecuente Se espera que ocurra más de una vez por año 3 Poco Frecuente Se espera que ocurra más de una vez durante el tiempo de vida de
la instalación 2 Raro Se espera que ocurra NO más de una vez en la vida de la
instalación 1 Extremadamente Raro No se espera que ocurra durante el tiempo de vida de la instalación
Fuente: JBF Associates, Inc., Knoxville, TN. (CCPs, 1995)
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La matriz de riesgo representa en forma gráfica la ponderación de riesgo que
pueden tomar cada uno de los escenarios. Se definen tres regiones que indican el
tipo de riesgo que tiene el escenario y las acciones que deben ser tomadas.
La matriz de jerarquización de riesgos resultante se muestra en la Tabla VI.2-4.
Tabla VI.2-4 Matriz de Jerarquización de Riesgos
CONSECUENCIA
LIGERO MODERADO SEVERO CATASTRÓFICOINDICE PONDERADO DE
RIESGO 1 2 3 4
FRECUENTE 4 IV II I I
POCO FRECUENTE 3 IV III II I
RARO 2 IV IV III II
FREC
UEN
CIA
EXTREMADAMENTE RARO 1 IV IV IV III
Fuente: JBF Associates, Inc., Knoxville, TN. (CCPs, 1995)
Finalmente el índice ponderado de riesgo, Tabla VI.2-5, nos permite jerarquizar
las áreas de proceso que requieren de acciones correctivas urgentes o bien,
interpretar el riesgo asociado de la instalación con sus posibles efectos.
Tabla VI.2-5 Índice de Riesgo
Categoría Riesgo Descripción
IV Aceptable Riesgo generalmente aceptable; no se requieren medidas de
mitigación y abatimiento
III Aceptable con controlesSe debe revisar que los procedimientos de ingeniería y control se
estén llevando a cabo en forma correcta
II Indeseable
Se deben revisar tanto procedimientos de ingeniería como
administrativos y en su caso modificar en un período de 3 a 12
meses
I Inaceptable
Se deben revisar tanto procedimientos de ingeniería como
administrativos y en su caso modificar en un período de 3 a 6
meses
Fuente: JBF Associates, Inc., Knoxville, TN. (CCPs, 1995)
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Para la elaboración de la Matriz de Jerarquización de Riesgos, se evaluaron las desviaciones obtenidas en la técnica de identificación de Riesgos HazOp, donde se le asignó una frecuencia de ocurrencia y una severidad o consecuencia tomando en cuenta las medidas de seguridad con que cuenta la instalación. El índice ponderado de riesgo se utiliza para jerarquizar y determinar los escenarios que se consideren importantes para la simulación de consecuencias.
En el ANEXO “F” del presente estudio se encuentran los resultados de la
metodología Jerarquización de Riesgos.
VI.3 Radios potenciales de afectación. VI.3.1 Determinar los radios potenciales de afectación, a través de la aplicación de
modelos matemáticos de simulación, del o los eventos(s) máximos(s) probable(s) de riesgo(s) y evento(s) catastrófico(s), identificados en el punto VI.2 e incluir la memoria de cálculo para la determinación de los gastos, volúmenes y tiempos de fuga utilizados en las simulaciones, debiendo justificar y sustentar todos y cada uno de los datos empleados en estas determinaciones. Una vez identificados los riesgos que razonablemente pueden dar origen a
efectos adversos de cierta magnitud, la siguiente etapa viene marcada por la
pregunta: ¿Cuales son las consecuencias?.
Análisis de Consecuencias.
El Análisis de Consecuencias nos permite evaluar la magnitud de los efectos
negativos potenciales de la instalación y la propagación de un incidente que
generalmente involucra modelos de liberación accidental de sustancias
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peligrosas, desarrollándose una variedad de escenarios y cuyo análisis nos
permite determinar el impacto potencial al personal, instalación y población
circundante.
Para el tipo de actividad que nos ocupa, es necesario considerar las
investigaciones del International Risk Institute en las cuales se ha reconocido que
una fuga de grandes cantidades de gases inflamables puede ocasionar una nube
explosiva en espacios abiertos que pueden causar severos o catastróficos daños
a extensas áreas de una planta o comunidad.
Los tipos de incidentes a considerar que pueden producir la pérdida de control
sobre las sustancias peligrosas y desencadenar consecuencias negativas para las
personas y las instalaciones son:
Fuga de sustancia peligrosa (Gas Natural Dulce).
Incendio.
Explosión.
En la figura VI.3.1 se muestra el Árbol de Eventos que explica la probabilidad de
comportamiento de una fuga típica del Gas Natural.
Figura VI.3.1
Incidente de fuga
Ignición inmediata
Jet Fire (Flamas de Chorro)
Si
No
Formación de una Nube de Gas Jet Fire
(Flamas de Chorro)
No
Incendio y explosión de la nube de gas
Si
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Los eventos extraordinarios que pueden ocurrir en un pozo están relacionados
con descargas de gas no deseadas, estas fugas suelen ser ocasionadas por las
siguientes causas:
Corrosión externa.
Es ocasionada por la exposición de la superficie externa de válvulas, gasoducto y
trampas de envío y recibo de diablos a agentes oxidantes o corrosivos, los cuales
ocasionan pérdida de espesor y debilitamiento, pudiendo generar orificios.
Corrosión interna.
Es ocasionada por agentes oxidantes o corrosivos que son transportados a través
de válvulas, gasoducto y trampas de envío y recibo de diablos, esta corrosión
genera pérdida en el espesor de los materiales, produciendo debilitamiento de la
estructura y orificios.
Daños por agentes externos. Generalmente son ocasionados por factores ajenos a la operación normal del
pozo, gasoducto y trampas de envío y recibo de diablos, y pueden ser fenómenos
naturales como huracanes, tormentas eléctricas, desbordamiento de ríos,
deslaves, entre otros; y factores humanos como golpes o ruptura ocasionada por
maquinaria pesada, o algún otro tipo de incidente.
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SUPOSICIONES (SELECCIÓN DE CASOS). Existen una serie de suposiciones inherentes que permiten efectuar las
estimaciones y predicciones de daños provocados por la fuga, incendio y
explosión del Gas Natural:
Peor Caso Creíble En términos generales este evento no es muy probable que ocurra, pero sus
consecuencias serían severas; su identificación requiere de hacer una serie de
consideraciones pesimistas, donde todo falla; y se ubica como la fuga de una
sustancia peligrosa del recipiente de mayor capacidad o de una tubería con un
mayor flujo dando como resultado consecuencias severas.
Casos más probables Son los incidentes con pérdida cuya probabilidad de ocurrencia es alta, no
obstante son consecuencias mucho menos graves que el peor caso creíble, se
debe considerar sin ser limitativo lo siguiente:
• Fugas en bridas / juntas, uniones roscadas, empaques.
Metodología de Análisis de Consecuencias.
La metodología para la evaluación de consecuencias consistirá en el análisis
mediante modelos matemáticos de eventos de riesgo identificados.
Modelo Process Hazard Analysis Software Tools (PHAST). El Análisis de Consecuencias (Análisis de Riesgos Cuantitativos), se realizará
mediante la aplicación de un software aceptado por la USEPA (United States
Environmental Protection Agency, Agencia para la Protección del Ambiente de los
Estados Unidos) y la OSHA (Ocuppational Safety Health Agency, Agencia para la
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Seguridad y la Salud Ocupacional), denominado PHAST (Process Hazard
Analysis Software Tools) versión 6.2.1.
El PHAST permite predecir las consecuencias de acuerdo al tipo de producto por
diversas concentraciones de interés, límites de explosividad y daños a la salud;
además automáticamente selecciona el modelo correcto según el comportamiento
de la nube y predice todos los efectos físicos, radiación y nube explosiva.
El PHAST consiste en cuatro técnicas analíticas las cuales se describen a
continuación: Modelos de Flujo De fuga o escape determina la tasa, velocidad, temperatura y otras condiciones
de fuga ante una perdida de contención que puede ser instantánea o de descarga
continua. Modelos de Dispersión La turbulencia atmosférica se convierte en el principal mecanismo de mezcla y se
desarrolla un perfil de concentración en toda la nube, esto permite relacionar los
límites permisibles tolerables a distancias determinadas del punto de la fuga. Modelos de Explosión Determina los niveles de sobrepresión basados en la equivalencia de una
explosión de carga de TNT. Las explosiones de nubes de vapor no confinadas se
caracterizan por un frente de flama, que viaja por debajo de la velocidad del
sonido y se denomina deflagración. Modelos de Radiación Determina el alcance y niveles de radiación producidos por:
• Flamas de Chorro (Jet-Fire) Para definir los escenarios a simular se tomaron las consideraciones siguientes:
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1. Resultados de la aplicación de las metodologías HazOp y Jerarquización de Riesgos.
2. El tiempo de duración de la fuga, se consideró tomando en cuenta el tiempo de detección y control.
3. La temperatura considerada fue: de 26 °C (temperatura promedio anual). 4. Los criterios para determinar la velocidad del viento relacionado con la
estabilidad de Pasquill, se basaron, tomando en cuenta la velocidad promedio anual registrada en la zona de influencia de 5.5 m/seg.
5. El orificio formado por corrosión y desgaste en las líneas de conducción analizadas es de forma regular, de un diámetro determinado. Los diámetros equivalentes del orificio varían desde 3.175 mm (0.125”), 12.7 mm (0.5”), hasta 25.4 mm(1.0”), y en algunos casos se analiza hasta el 20 % del diámetro de la tubería, para este estudio en particular, las simulaciones para los casos más probables se realizarán con los dos últimos para tener un mayor margen de seguridad.
6. Para el caso catastrófico la simulación se realizará analizando la ruptura total del gasoducto.
7. Las simulaciones se realizaron en sellos de válvulas, empaques y juntas bridadas de los equipos, estos eventos se pueden presentar en cualquier momento y en las diferentes condiciones climatológicas.
8. Se realizará la modelación para un orificio formado por golpe, y/o por agentes externos, sabotaje o errores humanos.
9. Para la realización de las simulaciones se tomaron en cuenta las condiciones de operación normales del gasoducto que son de:
910 psi (63.97 kg/cm2) y una temperatura de 30 ºC.
Estimación de consecuencias. Una vez determinados los efectos físicos negativos, se procederá a estimar las
consecuencias sobre los elementos vulnerables del entorno al escenario del
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incidente, especialmente los daños a las personas, instalaciones y medio
ambiente.
Zona de afectación por escenario. Las consideraciones que se tomaron para definir la zona de alto riesgo y de
seguridad, e interpretar los resultados de la simulación son las siguientes:
♦ Zona de Alto Riesgo. Es la distancia a partir del punto de fuga, donde de acuerdo a los cálculos
realizados, en caso de presentarse el evento se requiere de ejecutar
acciones de combate, control y evacuación.
Efecto Explosivo 0.070 kg/cm2. Es la presión en la que se presenta
demolición parcial de casas.
Efecto de Radiación
(Radiación Térmica)
5.0 Kw/m2. Nivel de radiación térmica suficiente
para causar dolor al personal si no se protege
adecuadamente en 8 segundos, sufriendo
quemaduras hasta de 2º grado.
Toxicidad IDLH Equivalente a 100 ppm.
♦ Zona de Amortiguamiento Es la comprendida entre el límite de la Zona de Alto Riesgo y la distancia
que de acuerdo a los cálculos realizados, en caso de presentarse el evento
se requiere tomar medidas preventivas.
Efecto Explosivo 0.035 kg/cm2. Ventanas pequeñas o grandes
usualmente fracturadas, daño ocasional a los
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marcos de las ventanas.
Efecto de Radiación
(Radiación Térmica)
1.4 Kw/m2. Es el flujo térmico equivalente al del
sol en verano y al medio día. No causará
incomodidad durante exposición prolongada.
Toxicidad TLV15 Equivalente a 15 ppm.
En las siguientes páginas se presentan los casos supuestos como los eventos
probables de ocurrencia.
CASO 1: Suposición: Se produce una liberación continua de gas natural a través de un orificio de 2” (50.8 mm) de Ø equivalente al 20% de Ø del Gasoducto de 10” Ø. Ubicación: La fuga se localiza en los empaques y/o cuerpo de la válvula de compuerta de 10”Ø ubicada en la trampa de envío de diablos de la localización del pozo Madera 1. Causas: La fuga es ocasionada hipotéticamente por corrosión, deterioro, o por golpe con maquinaria pesada, etc. Consideraciones
• Temperatura ambiente: 26 0C • Velocidad del viento: 5.5 m/s • Estabilidad atmosférica Pasquill: D
RESULTADOS: Tasa de
Descarga Duración de la Descarga Cantidad descargada
4.07 kg/s 2,908.06 seg. (48.46 min.) es el tiempo que tardaría en fugarse el gas entrampado. 11,835.80 kg
Radiación Térmica por Flamas de Chorro (Jet-Fire) Zona de alto riesgo (5 KW /m2) 19.05 m
Zona de Amortiguamiento (1,4 KW /m2) 37.52 m Sobrepresión por Explosión
Zona de alto riesgo (0.070 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosiónZona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosión
Toxicidad Zona de alto riesgo (100 ppm) No existe riesgo por toxicidad
Zona de Amortiguamiento (15 ppm) No existe riesgo por toxicidad
CASO 2: Suposición: Se produce una liberación continua de gas debido a un orificio de 1.5” (38.10 mm) de Ø. Ubicación: La fuga se localiza en la interconexión del gasoducto de 10”Ø con el gasoducto de 10”Ø existente Río Blanco – Playuela. Causas: La fuga es ocasionada hipotéticamente por corrosión, deterioro, o por golpe con maquinaria pesada, etc. Consideraciones
• Temperatura ambiente: 26 0C • Velocidad del viento: 5.5 m/s • Estabilidad atmosférica Pasquill: D
Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad
Descargada3.17 kg/s 3,600 seg. (60 min.) es el tiempo que tardaría en 11,412 kg
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fugarse el gas entrampado. RESULTADOS:
Radiación Térmica por Flamas de Chorro (Jet-Fire) Zona de alto riesgo (5 KW /m2) 16.85 m
Zona de Amortiguamiento (1.4 KW /m2) 33.45 m Sobrepresión por Explosión
Zona de alto riesgo (0.070 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosiónZona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosión
Toxicidad Zona de alto riesgo (100 ppm) No existe riesgo por toxicidad
Zona de Amortiguamiento (15 ppm) No existe riesgo por toxicidad
CASO 3: Suposición: Ruptura total del Gasoducto de 10” Ø del pozo Madera 1. Ubicación: La ruptura se localiza en la llegada del gasoducto a la válvula de interconexión margen izquierda del Río Blanco. Causas: La ruptura es ocasionada hipotéticamente por golpe con maquinaria pesada. Consideraciones
• Temperatura ambiente: 26 0C • Velocidad del viento: 5.5 m/s • Estabilidad atmosférica Pasquill: D RESULTADOS:
Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad
Descargada
61.76 kg/s 156.44 seg. (2.6 min.) es el tiempo que tardaría en fugarse el gas entrampado ya que cuenta con válvulas de seguridad y de cierre rápido.
9,661.73 kg
RESULTADOS: Radiación Térmica por Flamas de Chorro (Jet-Fire)
Zona de alto riesgo (5 KW /m2) 96.84 m Zona de Amortiguamiento (1.4 KW /m2) 160.98 m
Sobrepresión por Explosión Zona de alto riesgo (0.070 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosión
Zona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosiónToxicidad
Zona de alto riesgo (100 ppm) No existe riesgo por toxicidad Zona de Amortiguamiento (15 ppm) No existe riesgo por toxicidad
Observaciones Este evento es improbable que ocurra, ya que solo se puede dar en la etapa de mantenimiento y para esto PEP cuenta con procedimientos operativos y cuanta con supervisión para realizar cualquier maniobra con equipo pesado dentro de sus instalaciones.
La memoria de cálculo de los escenarios evaluados se presenta en el ANEXO "G".
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VI.3.2 Representar las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento obtenidas en un plano a escala adecuada, donde se indiquen los puntos de interés que pudieran verse afectados (asentamientos humanos, hospitales, escuelas, parques, mercados, centros religiosos, áreas naturales protegidas, y zonas de reserva ecológica, cuerpos de agua, etc.). En el Anexo "H" se encuentra la representación gráfica de los radios de afectación (Diagramas de Pétalos), denotando las zonas de amortiguamiento y alto riesgo para los eventos de riesgo máximos probables.
VI.4 Interacciones de riesgo. Realizar un análisis y evaluación de posibles interacciones de riesgo con otras áreas, equipos, o instalaciones próximas al proyecto que se encuentren dentro de la zona de Alto Riego, indicando las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo de las mismas. De acuerdo con el análisis de riesgo, apoyados en los radios que definen la zona
de alto riesgo obtenidos del simulador y conforme a las consideraciones más
creíbles y probables a la naturaleza de las instalaciones, de ocurrir un evento de
explosión o incendio los escenarios que podrían involucrar instalaciones
cercanas, son los siguientes:
Tabla VI.41 Interacciones de Riesgo
RADIO DE LA ZONA DE ALTO RIESGO ESCENARIO
Tipo Distancia (m) ÁREA O EQUIPO QUE AFECTARÍA
1 Radiación
térmica por Jet Fire
19.05
A esta distancia, el nivel de radiación térmica emitido (5 KW/m2), causaría dolor al personal operativo del equipo de mantenimiento en exposiciones de 15-20 segundos. Después de 30 segundos de exposición, sufrirían quemaduras hasta de segundo grado sin equipo de protección personal adecuado. La intensidad de radiación térmica a la cual se presenta este evento (5 KW/m2) no es suficiente para causar daño a la infraestructura existente en la macropera.
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2 Radiación
térmica por Jet Fire
16.85
A esta distancia, el nivel de radiación térmica emitido (5 KW/m2), causaría dolor al personal operativo del equipo de mantenimiento en exposiciones de 15-20 segundos. Después de 30 segundos de exposición, sufrirían quemaduras hasta de segundo grado sin equipo de protección personal adecuado. La intensidad de radiación térmica a la cual se presenta este evento (5 KW/m2) no es suficiente para causar daño al Injerto Río Blanco.
3 Radiación
térmica por Jet Fire
96.84
Este evento es improbable que ocurra, ya que solo se puede dar en la etapa de mantenimiento y para esto PEP cuenta con procedimientos operativos y cuanta con supervisión para realizar cualquier maniobra con equipo pesado dentro de sus instalaciones y de suceder la intensidad de radiación térmica (5 KW/m2) afectaría significativamente cualquier vehículo o persona que transite cerca de la instalación.
Las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo son:
• Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones
• Programas de mantenimiento anticorrosivo.
• Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y
accesorios.
• Programa de protección Catódica.
• Llevar un registro, mediante bitácora de accidentes y/o fugas que se llegaran
a presentar en el gasoducto de 10”, para aplicar posteriormente un programa
específico que permita prevenirlas.
• Sensibilizar a la gente que transita cerca de las instalaciones, sobre los
peligros que implica la invasión a la instalación y la realización de trabajos en
forma irresponsable. Es necesario informar a estas personas mediante
pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se
presente un accidente y cómo actuar con prontitud de acuerdo al Plan de
Emergencia.
VI.5 Recomendaciones técnico-operativas.
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VI.5.1 Indicar claramente las recomendaciones técnico-operativas resultantes de la aplicación de la metodología para la identificación de riesgos, así como de la evaluación de los mismos, señalados en los puntos VI.2 y VI.3. A partir de la identificación de los riesgos más probables y de mayor alcance que
puede presentar los procesos de transporte de gas, se han definido
recomendaciones destinadas a fortalecer los dispositivos de seguridad con los
que cuenta el Activo Integral Veracruz.
Tabla VI.5.1 Recomendaciones Técnico - Operativas
Evaluación del Riesgo Recomendaciones Desviación Posibles Consecuencias
(Riesgo) Salvaguardas
GASODUCTO DE 10”Ø DESDE LA VÁLVULA DE COMPUERTA DE 10”Ø UBICADA EN LA TRAMPA DE ENVÍO DE DIABLOS HASTA LA VÁLVULA DE COMPUERTA DE 8”Ø EN LA INTERCONEXIÓN CON EL GTO DE 10”Ø X 7.5 KM RÍO BLANCO - PLAYUELA
Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen: 1. Aplicar los programas de
mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.
2. Continuar con los recorridos del personal operativo
3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva
4. Aplicar los programas de capacitación de personal
Alta Presión ocasionada por el bloqueo de la válvula de compuerta de 8”Ø a la llegada a la interconexión con el Gto de 10”ø x 7.5 km Río Blanco – Playuela.
1. Sobrepresión del gasoducto.
2. Posible fuga en conexiones o uniones bridadas.
3. Posible incendio o explosión si la masa de gas descargada encuentra alguna fuente de ignición.
1. Válvula de seguridad ubicada antes de la interconexión con la trampa de envío de diablos. (aunado a esto se contará de Válvulas manumátic y de compuerta en los árboles de válvulas de los pozos Madera).
2. Desfogue al quemador elevado. 3. Procedimientos operativos. 4. Programas de capacitación al
personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.
5. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.
6. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios.
7. Programa de protección Catódica. 8. Señalamientos. 9. Calibración de espesores.
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Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI
Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen: 1. Aplicar los programa de
mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.
2. Continuar con los recorridos del personal operativo
3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva
4. Aplicar los programas de capacitación de personal
Baja Presión ocasionada por Posible fuga de gas por corrosión interna y/o externa, o por golpe con maquinaria pesada.
1. Incendio o explosión en caso de encontrar alguna fuente de ignición.
1. Válvula de seguridad ubicada antes de la interconexión con la trampa de envío de diablos. (aunado a esto se contará de Válvulas manumátic y de compuerta en los árboles de válvulas de los pozos Madera).
2. Válvula de seccionamiento tipo compuerta ubicada en la trampa de envío de diablos.
3. Desfogue al quemador elevado. 4. Procedimientos operativos. 5. Programas de capacitación al
personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.
6. Programas de inspección y celaje del derecho de vía.
7. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.
8. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios.
9. Programa de protección Catódica 10. Calibración de espesores.
VI.5.2 Sistemas de seguridad. Describir a detalle las medidas, equipos, dispositivos, y sistemas de seguridad con que contará la instalación, considerados para la prevención, control, y atención de eventos extraordinarios.
♦ Válvula de corte rápido (SDV)
En la descarga del árbol de válvulas se instala una válvula de corte (SDV), la
cual actúa de manera instantánea cuando detecta incrementos o
decrementos en la presión. Al accionarse esta válvula el pozo queda
cerrado evitando así eventos inseguros.
♦ Válvulas de compuerta
Estas válvulas permiten aislar las líneas de conducción, por motivos
operacionales, mantenimiento o emergencia.
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♦ Válvulas de retención (check)
Estas válvulas permiten el flujo en una sola dirección, sellándose
automáticamente cuando el flujo se invierte. La dirección del flujo se indica
mediante una flecha en un costado de la válvula.
♦ Medidas de seguridad en cruces con caminos y corrientes intermitentes
El Gasoducto se colocará dentro de los tubos de protección (camisas), a una
profundidad de cuando menos 1.50 m más el diámetro del gasoducto, el
tubo y la camisa son concéntricos y se conservan en esa posición por medio
de aisladores y centradores. El espacio anular entre la tubería y el tubo
protector va sellado en los dos extremos del tubo. La camisa es diseñada
para soportar cargas externas de acuerdo a su ubicación.
La camisa lleva orificios en los que se colocan ventilas hacia el exterior. El
constructor es responsable de que el tubo de la camisa quede
eléctricamente aislado de la tubería de conducción. (Ref. ASME B31.8,
Capítulo IV, párrafo 841.144 y ASME B31.4, Capítulo V, párrafo 434.13.4.).
♦ EQUIPOS
En caso de presentarse un evento inesperado y/o extraordinario (incendio
y/o explosión) Pemex Exploración y Producción cuenta en el Activo Veracruz
con una Central Contra Incendio que se encuentra ubicada en la "Batería
Mata Pionche", localizada en el municipio de Cotaxtla a 70 km del proyecto
(ver ANEXO “D”). El personal y equipo con el cual esta integrada esta central
Contra Incendio se menciona en las siguientes tablas:
Tabla VI.5.2-1. Plantilla de Personal Contra Incendio
Personal Categoría Cantidad Especialista Técnico "C" 1 Atención a Emergencias Especialista Técnico "D" 1
Enc. Man. Opr. C.I. 1 Op. Especialista en Eq. C.I. 4 Contra Incendio
Aydte. Op. Man. C.I. 10 Total 17
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Tabla VI.5.2-2. Equipo de apoyo y Contra Incendio disponible para Emergencias
Cantidad Descripción Capacidad 1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D85-A12 1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D65-A6 1 Motoconformadora, Marca Huber F-1400 1 Traxcavo, Marca Carterpillar 1 Camión unimog, Marca Mercedes benz 1 Maquina de soldar, Marca Lincoln 1 Autotanque 1000008226, Marca Grove 8,000 Lts 1 Grúa, Marca Grove 1 Tiro Directo, Marca Kemworth 1 Quinta Rueda, Marca Kemworth 1 Motobomba 10000011806, Marca Grumman 1,000 GPM 1 Motobomba 1000000406, Marca Grumman 1,000 GPM 1 F-350 1000002365 3 Toneladas
Tabla VI.5.2-3 Equipo mínimo de seguridad industrial que deberán utilizar el personal que realice
operaciones de mantenimiento del Gasoducto DESCRIPCION CARACTERISTICAS
overall Ropa 100% algodón con logotipo de la empresa. botas de seguridad calzado impermeable con casquillo, suela antiderrapante y resistente a los ácidos. guantes de carnaza ó dieléctricos protección auditiva tipo orejeras y/o tapones auditivos casco casco para uso en general. faja lumbar tipo industrial, de seguridad con tirantes lentes de seguridad con protección a los rayos u.v. protección respiratoria respirador desechable para polvos
♦ Derecho de vía
Los derechos de vía o franja de terreno donde se aloja la tubería tienen
especificaciones de señalización. No se podrá transitar por él con
maquinaria pesada ni se llevarán a cabo excavaciones de ninguna
profundidad. Por cada tubería que se adicione se aumenta a cada corredor
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afectado una distancia de dos metros, mas el diámetro correspondiente a
dicha tubería.
Todos los trabajos de mantenimiento que se realicen en el derecho de vía
deben de ser supervisados por personal calificado y tenga pleno
conocimiento de los riesgos existentes.
VI.5.3 Medidas preventivas. Indicar las medidas preventivas, incluidos los
programas de mantenimiento e inspección, así como los programas de contingencias que se aplicarán durante la operación normal del proyecto, para evitar el deterioro del ambiente, además de aquellas orientadas a la restauración de la zona afectada en caso de accidente. La construcción de las instalaciones de PEMEX está regulada por normas,
reglamentos de calidad de materiales y procedimientos de construcción que
garantizan las condiciones de seguridad de las mismas. A continuación se
describen las medidas, dispositivos y equipos de seguridad con que contará la
instalación evaluada.
Procedimientos y programas • Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones
• Programas de capacitación al personal en materia de operación y
mantenimiento del gasoducto de 10”.
• Programas de mantenimiento anticorrosivo.
• Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y
accesorios.
• Señalización a lo largo del derecho de vía.
• Programa de protección Catódica
• Llevar un registro, mediante bitácora de accidentes y/o fugas que se llegaran a
presentarse en el gasoducto de 10”, para aplicar posteriormente un programa
específico que permita prevenirlas.
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• Sensibilizar a la gente que transita cerca de las instalaciones, sobre los
peligros que implica la invasión a la instalación y la realización de trabajos en
forma irresponsable. Es necesario informar a estas personas mediante
pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se
presente un accidente y cómo actuar con prontitud de acuerdo al Plan de
Emergencia.
• Es necesario que PEMEX - Exploración y Producción, mantenga informado al
personal involucrado en la operación y mantenimiento del gasoducto de 10”,
acerca del Plan de Emergencias y la coordinación con el Comité de Protección
Civil, para favorecer los tiempos de respuesta y la eficacia de ésta.
• Los responsables de la operación del gasoducto de 10” deberán apegarse a
las medidas de seguridad con que cuenta el mismo, así como conocer los
procedimientos de operación normal y de emergencia.
• Señalamientos
Señalamiento Tipo Informativo.
Señalamiento Tipo Restrictivo
Señalamiento Tipo Preventivo
Dentro de sus políticas de Protección Ambiental y Seguridad, PEMEX a
instrumentado el Programa de Mantenimiento a ductos que se presenta en la tabla
V.5.3-1, el cual es de aplicación anual (excepto la medición de espesores y la
corrida de diablos instrumentados) para todo este tipo de instalaciones que se
encuentren bajo jurisdicción de PEMEX Exploración y Producción.
Tabla VI.5.1 Programa de Mantenimiento Anual
Programa de ejecución Nº C o n c e p t o 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 OBSERVACION
1 INSPECCION DE ESPESORES (CRUCES AEREOS):
CADA 5 AÑOS
2 SISTEMA DE PROTECCIÓN INTERIOR EVALUACIÓN CADA MES INYECCIÓN DE INHIBIDOR DIARIO
3 SISTEMA DE PROTECCION MECÀNICA CADA 4 AÑOS 4 SISTEMA DE PROTECCION CATODICA SEMESTRAL 5 PRUEBA DE HERMETICIDAD NO APLICA
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6 PRUEBA RADIOGRAFICA NO APLICA 7 SUSTITUCION DE TRAMOS DE TUBERIA CUANDO SE REQUIERA8 PREVENCION DE FUGAS CUANDO SE REQUIERA9 CELAJE TERRESTRE: UNA VEZ AL MES REVISION DE SEÑALAMIENTOS INDICATIVOS Y RESTRICTIVOS
10 INTEGRIDAD MECÀNICA CUANDO SE REQUIERA
VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del ducto. En la fase de operación no se generan residuos, salvo en las actividades de
mantenimiento, donde los encargados de dicha actividad se harán cargo de la
recolección y disposición de los residuos que se generen.
VI.6.1 Caracterización. Caracterización de los residuos generados, señalando los volúmenes, sistemas de tratamiento y control, y disposición final.
Tabla VI.6.1 Caracterización de los residuos generados RESIDUO CARACTERÍSTICA VOLUMEN SISTEMA DE TRATAMIENTO Y CONTROL
Aceites lubricantes gastados No disponible No Disponible El tratamiento y disposición final es responsabilidad del
contratista.
VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento. Indicar la factibilidad de reciclaje o tratamiento de los residuos generados
durante la operación del proyecto. En la fase de operación no se generan residuos, salvo en las actividades de
mantenimiento, donde los encargados de dicha actividad se harán cargo de la
recolección y disposición de los residuos que se generen.
VI.6.3 Disposición final de los residuos, señalando volumen y composición. La disposición de los residuos generados estará a cargo de compañías contratadas
para proporcionar dicho servicio, y se harán en base a lo estipulado en el contrato y
a lo establecido por la autoridad correspondiente.
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Tabla VI.6.3 Disposición final de los residuos RESIDUO COMPOSICIÓN VOLUMEN DISPOSICIÓN FINAL
Aceites lubricantes gastados No disponible No Disponible El tratamiento y disposición final es responsabilidad
del contratista.
VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
V.II.1 Señalar las conclusiones del Estudio de Riesgo. De acuerdo con los resultados del estudio "Construcción Gasoducto de 10” Ø x 6
km, localización pozo Madera 1 hacia el margen izquierdo del Injerto Río Blanco”,
Activo Integral Veracruz y fundamentado en la ingeniería, condiciones de
operación y medidas de seguridad, se puede establecer que el gasoducto dispone
de la infraestructura necesaria para operar con seguridad y eficiencia, minimizando
los riesgos al personal, al ambiente y a las instalaciones propias y aledañas. Para
ello, la empresa deberá aplicar los programas de operación, mantenimiento y
seguridad mencionados, y observar las recomendaciones emitidas en este
documento.
La jerarquización de los eventos de riesgo máximos probables identificados y
evaluados, corresponde a un nivel de riesgo IV; es decir, Riesgo generalmente
aceptable; no se requieren medidas de mitigación y abatimiento, y de acuerdo a
los resultados de la simulación matemática en su mayoría, no afectarán
asentamientos humanos o características importantes del entorno natural.
VII.2 Hacer un resumen de la situación general que presenta la instalación o el proyecto, en materia de riesgo ambiental, señalando las desviaciones encontradas y posibles áreas de afectación. Con base en los resultados del análisis de riesgo, se puede afirmar que en general
el proyecto cumple con las especificaciones técnicas, de normas y procedimientos
que permiten una operación de bajo riesgo. Sin embargo, el análisis bajo la
metodología HazOp, ha permitido identificar algunas posibles desviaciones con
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respecto a los propósitos de diseño y operación, que podrían generar una
situación de riesgo. Estas desviaciones son:
Referencia en HazOp Desviación Localización Causa Frecuencia Consecuencia Nivel de
Riesgo
1 Alta Presión
1. Bloqueo de la válvula de compuerta de 10”Ø a la llegada a la trampa de recibo de diablos.
1 2 IV
1 Baja Presión
Gasoducto de 10” desde la válvula de compuerta ubicada en la trampa de envío de diablos hasta la válvula de compuerta de 10”Ø en la trampa de recibo de diablos.
1. Posible fuga de gas por corrosión interna y/o externa. 2. Posible fuga de gas por golpe con maquinaria pesada.
1 2 IV
La matriz de jerarquización de riesgos para los escenarios asociados a las
desviaciones indica un nivel IV. Riesgo generalmente aceptable; no se requieren
medidas de mitigación y abatimiento.
El tipo de fuga más frecuente es causada por erosión o corrosión de los
materiales, por lo que los diámetros de orificios generados no son de gran tamaño
y se pueden presentar una o más veces durante la vida útil de la instalación.
En caso de ruptura total en la línea, la afectación podría ser mayor si se produce
un incendio o explosión, pero la probabilidad que se genere este evento es baja,
ya que sólo puede esperase que se dé por un golpe lo suficientemente fuerte para
causar la ruptura total en la línea y esto sólo se puede dar en algún incidente con
maquinaria o equipo pesado.
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Las áreas de afectación para cada uno de los escenarios son las siguientes:
Área de afectación por sobrepresión (m2) Distancia de afectación por toxicidad Escenario Área de afectación por
radiación térmica (m2) Explosión inmediata Ignición tardía 1 1140.09 No existe riesgo por sobrepresión No existe riesgo por toxicidad 2 891.96 No existe riesgo por sobrepresión No existe riesgo por toxicidad 3 29,467.96 No existe riesgo por sobrepresión No existe riesgo por toxicidad
VII.3 Presentar el informe Técnico debidamente llenado El informe técnico se presenta en el ANEXO “I”.