DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL. I.1.1 Nombre o …sinat.semarnat.gob.mx/dgiraDocs/documentos/tab/estudios/2003/27TA... · Exploración y explotación del petróleo y el gas natural,

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. I.1.2 Registro Federal de Contribuyentes de la empresa. PEP920716-7XA. I.1.3 Nombre y cargo del representante legal.

Al cual se le otorga poder general para actos de administración, que le otorga PEMEX - Exploración y Producción (ver anexo A - 2). I.1.4 Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del representante legal. RFC CURP I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u oír notificaciones.

Edificio 3, Istmo.Planta Baja.Centro Técnico Administrativo.Av. Campo Sitio Grande N° 2000.Fraccionamiento Carrizal.C.P. 86030.Villahermosa, Tabasco.Teléfonos: 01(93) 16 45 99 y 16 45 98.

I.1.6 Actividad productiva principal del establecimiento. Exploración y explotación del petróleo y el gas natural, su transporte, almacenamiento en terminales y comercialización. I.1.7 Número de trabajadores equivalente. Para la etapa de preparación y construcción de las tuberías, se requiere la cantidad total de 35 trabajadores. I.1.8 Inversión estimada (M.N.). El costo aproximado de la obra es el siguiente:

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COSTO DE LA OBRA

Cabezal Sen 72 $4,000,000.00 (Cuatro Millones de Pesos 00/100), lo cual incluye pago de afectaciones.

L.D.D. Sen 95 $2,700,000.00 (Dos Millones Setecientos Mil Pesos 00/100), lo cual incluye pago de afectaciones.

L.D.D. Sen 97 $2,700,000.00 (Dos Millones Setecientos Mil Pesos 00/100), lo cual incluye pago de afectaciones.

L.D.D. Naranja 1 $2,700,000.00 (Dos Millones Setecientos Mil Pesos 00/100), lo cual incluye pago de afectaciones.

L.D.D. Sen 72 $550,000.00 (Quinientos Cincuenta Mil Pesos 00/100), lo cual incluye pago de afectaciones.

L.D.D. Sen 73 $1,300,000.00 (Un Millón Trescientos Mil Pesos 00/100), lo cual incluye pago de afectaciones.

TOTAL $13,950,000.00 (Trece Millones Novecientos Cincuenta Mil Pesos 00/100), lo cual incluye pago de afectaciones.

TABLA 1. COSTO APROXIMADO DE LA OBRA.

I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo. I.2.1 Nombre o razón social. INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO.DIRECCIÓN EJECUTIVA DE PROCESO Y MEDIO AMBIENTE.MEDIO AMBIENTE, ZONA SUR. I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes. IMP 650823-397.

I.2.3 Nombre del responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental.

. I.2.4 Registro Federal de Contribuyentes, Cédula Única de Registro de Población y número de cédula profesional. RFC CURP .CÉDULA PROFESIONAL I.2.5 Dirección del responsable de la elaboración del estudio de riesgo.

II. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL DUCTO.

II.1 Nombre del proyecto. El proyecto lleva por nombre “CONSTRUCCIÓN L.D.D. 8” Ø POZOS NARANJA 1, SEN 95, SEN 97, CABEZAL SEN 72 Y L.D.D. 8” Ø X 0+325.796 KMS POZO SEN 73 A CABEZAL SEN 72 E




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INTERCONEXIÓN L.D.D. POZO SEN 72 A CABEZAL SEN 72”. II.1.1 Descripción de la instalación. El proyecto consiste en construir con tubería de acero para transporte de crudo amargo, las siguientes líneas:

1. Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+377.795 Kms de pozo Naranja 1 a cabezal Sen 72.2. Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+370.705 Kms de pozo Sen 97 a cabezal Sen 72.3. Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+363.612 Kms de pozo Sen 95 a cabezal Sen 72.4. Línea de Descarga de 8” de Ø X 0+325.796 Kms de pozo Sen 73 a cabezal Sen 72.5. Línea de Descarga de 8” de Ø X 0+318.065 Kms de pozo Sen 72 a cabezal Sen 726. Un cabezal de recolección con seis acometidas en 8” de Ø, en el área norte de la localización del pozo Sen 72.

Se efectuarán levantamientos y cálculos necesarios para la construcción de cada una de las líneas de descarga, desde cada pozo correspondiente, hasta el cabezal del pozo Sen 72 y conectarse adecuadamente con el mismo. Para la construcción y tendido de las líneas se tomarán los derechos de vía mejor viables, los cuales estarán distribuidos de la siguiente manera: En el derecho de vía del camino de acceso y macropera del pozo Sen 95, 97 y Naranja 1 al cabezal del Pozo Sen 72, se alojarán las siguientes líneas:

1. Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+377.795 Kms de pozo Naranja 1 a cabezal Sen 72.2. Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+370.705 Kms de pozo Sen 97 a cabezal Sen 72.3. Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+363.612 Kms de pozo Sen 95 a cabezal Sen 72.

En el derecho de vía del camino de acceso y pera del pozo Sen 72 al cabezal del Pozo Sen 72, se alojarán las siguientes líneas:

1. Línea de Descarga de 8” de Ø X 0+325.796 Kms de pozo Sen 73 a cabezal Sen 72.2. Línea de Descarga de 8” de Ø X 0+318.065 Kms de pozo Sen 72 a cabezal Sen 72

Una vez terminadas las líneas de descarga de los pozos mencionados, se conectarán al cabezal del pozo Sen 72. Las líneas serán alojadas debajo del terreno natural, el servicio que prestará será para transporte de crudo amargo en estado líquido y gaseoso. El cabezal es un conjunto de válvulas y tuberías denominadas múltiples de distribución, que permiten distribuir a voluntad el flujo de varios pozos (corriente o producción general) o aislar la correspondiente a uno en particular (corriente de medición), en donde se conecta por varias horas el pozo que se desea medir. Se efectuarán levantamientos y cálculos necesarios para la construcción del cabezal de recolección en el área norte de la localización del pozo Sen 72, contará con seis acometidas en 8” de Ø para el amarre de las conexiones de la L.D.D. de los pozos, contará con sus respectivas válvulas check e interconexión a dos colectores (uno de 10” de Ø y otro de 8” de Ø), así como toda la obra civil que sea necesaria para que el área del cabezal quede resguardada con una barda perimetral, incluyendo portón metálico en su entrada.Cada colector deberá tener dos coples (uno de ½” de Ø para la toma de presión incluyendo la válvula de aguja y otro de ¾” de Ø para censar la temperatura, incluyendo el termopozo de 4 ½”·de longitud). Además deberá considerar dos válvulas de 4” de Ø con las distancias y alturas adecuadas para poder instalar el equipo móvil de medición multifásica.


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La construcción de la obra se llevará a cabo debido a la necesidad de contar con un medio seguro para transportar la producción de hidrocarburos del campo Sen, maximizando con esto el nivel de seguridad de la operación. El suministro de materiales, la construcción, operación y mantenimiento de las líneas y el cabezal, estarán regidos por normas, certificaciones, códigos de construcción y seguridad vigentes, emitidos por diversas dependencias gubernamentales, PEMEX – Exploración y Producción y otros organismos internacionales de reconocido prestigio. La construcción del proyecto comprende: Obra constructiva.

• Localización y trazo del eje y derecho de vía.• Apertura de brecha para el derecho de vía en terreno tipo pantanoso.• Excavación de zanja con maquinaria y herramienta manual en todo tipo de terreno.• Tapado de zanja con maquinaria y herramienta manual en terreno tipo pantanoso.• Acarreo de tubería protegida y desnuda al lugar de la obra.• Protección anticorrosiva y mecánica exterior para 120°C a base de cintas termocontráctiles.• Prueba dieléctrica.• Doblado, alineado y soldado de tubería.• Soldadura e inspección radiográfica.• Manejo y tendido de tubería.• Manejo y erección de tubería, válvulas, accesorios.• Obras especiales.• Desmantelamiento de tubería subterránea.• Amarre de pozo provisional y definitivo.• Prueba hidrostática.• Protección catódica.• Acometida a cabezal del pozo.• Señalización preventiva y predictiva.• Acondicionamiento del área del cabezal.• Amarre de las líneas de descarga con el cabezal.• Construcción barda perimetral y portón de acceso al cabezal.• Señalización del cabezal.

Obra civil. Suministro, carga, acarreo, habilitado de materiales para soportes de concreto en tubería y válvulas y todas las fases constructivas complementarias para terminar y poner en operación la obra de acuerdo al proyecto, a entera satisfacción de los representantes de PEP. Criterios que definieron la ubicación del cabezal y trayectoria de las líneas. El cabezal periférico se ubicará en el área norte adyacente de la pera del pozo Sen 72, con la finalidad de no realizar ampliación a dicha localización y efectuar movimientos de materiales y equipos sobre el camino de acceso existente y la plataforma de la macropera. Durante el diseño de ductos para el transporte de hidrocarburos, se evalúan probables alternativas para la trayectoria del mismo, apegados a la normatividad aplicable a este tipo de proyectos, cumpliendo sus requerimientos y recomendaciones. Cabe mencionar que Pemex – Exploración y Producción mantiene la política de utilizar los derechos de vías existentes (corredores de líneas), a fin de no impactar nuevas áreas, reduciendo al mínimo efectos negativos sobre el ambiente; aplicando las normas Pemex No.03.2.02 y la CID-NOR-01/96, donde se determina para los derechos de vías, evitar en lo posible áreas de asentamientos humanos tales como: casa habitación, edificios industriales y lugares de asamblea pública.


I

Justificación. El desarrollo del campo Sen se inició con la explotación del pozo Sen 1, el 27 de julio de 1987, desde entonces a la fecha se han perforado 26 pozos y actualmente se encuentran operando 12, los cuales producen 35279 BPD de aceite y 100 MMPCD de gas. El Proyecto Integral Delta del Grijalva contempla en sus actividades a realizar la terminación de 4 pozos para desarrollar el campo Sen en su parte norte.

Es una obra prioritaria para Pemex - Exploración y Producción, proyectada con el fin de aumentar la seguridad, capacidad de producción y satisfacer la demanda de los diversos consumidores tanto a nivel nacional como internacional. Objetivos. Es necesaria la construcción del cabezal, debido a que se requiere recepcionar y reenviar en forma eficiente y adecuada la producción de aceite y gas en estado multifásico con la presión y gasto requerido, desde el árbol de producción de los pozos Naranja 1, Sen 97, Sen 95, Sen 72 y Sen 73. Las líneas de descarga serán construidas con el fin de conducir los hidrocarburos, producto de la extracción petrolífera del campo Sen, mediante instalaciones seguras, confiables y con la mínima interferencia que pudiera alterar, modificar o dañar al medio ambiente. Aumentado el nivel de seguridad y flexibilidad, los cuales deberán ejecutarse de acuerdo a la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 “Requisitos Mínimos para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Tuberías de Transporte” y cumplir con los recomendaciones de las autoridades gubernamentales. Lo anterior se resume en lo siguiente:

• Manejo adecuado de la producción.• Flexibilidad en la operación y mantenimiento.• Grados óptimos de seguridad.• Protección al entorno ecológico.• Contar con un medio de transporte que brinde mayor confiabilidad.

En este proyecto se deberá tomar como referencia el cumplimiento del SISTEMA INTEGRAL DE ADMINISTRACIÓN (SIASPA), donde se establecen criterios normativos que se deben aplicar en la elaboración de nuevos proyectos, en referencia al ELEMENTO No. 11 DE TECNOLOGÍA DEL PROCESO, en aplicación de los procedimientos: 200-22100-PA-111-0001 (Revisión de los Aspectos Técnicos de Seguridad y Protección Ambiental en Nuevos Proyectos) y al ELEMENTO No.10 DE TECNOLOGÍA DEL PROCESO, en aplicación de los procedimientos: 200-22100-PA-101-0001 (Gestión en Materia de Impacto y Riesgo Ambiental en Nuevos Proyectos). El proyecto consiste en el diseño de un cabezal de recolección y cinco líneas de descarga para el transporte de hidrocarburos líquidos, siendo los puntos más importantes por desarrollar los siguientes:

• Interconexión de las líneas de descarga desde límite de pera de los pozos Naranja 1, Sen 95, Sen 97, Sen 72 y Sen 73 al disparo correspondiente del cabezal Sen 72.• Cabezal de 10” de diámetro.• Cabezal de 8” de diámetro para alinear los pozos para medición.• Válvulas de bloqueo de las líneas de descarga en el amarre con el cabezal Sen 72.• Válvula de bloqueo del cabezal de 10” de diámetro en el cabezal Sen 72.• Válvula de bloqueo del cabezal de 8” de diámetro en el cabezal Sen 72.• Construcción de la Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+377.795 Kms de pozo Naranja 1.• Construcción de la Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+370.705 Kms de pozo Sen 97.


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• Construcción de la Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+363.612 Kms de pozo Sen 95.• Construcción de la Línea de Descarga de 8” de Ø X 0+325.796 Kms de pozo Sen 73.• Construcción de la Línea de Descarga de 8” de Ø X 0+318.065 Kms de pozo Sen 72.

El calculo de los espesores de las tuberías y línea regular, se realizará de acuerdo a lo indicado en la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 para una clasificación de localización clase 1, para manejo de hidrocarburos en fase gaseosa y liquida.

ESPECIFICACIONES GENERALES DEL CABEZAL. Se construirá con tubería convencional de acero para transporte de crudo amargo, un cabezal de recolección con seis acometidas en 8” de diámetro, en el área norte adyacente a la localización de la pera del pozo Sen 72, con sus respectivas válvulas de seccionamiento, válvulas de retención, un cabezal de 8” de diámetro para medición, un cabezal de 10” de diámetro, así como toda la obra civil que sea necesaria para que el área del cabezal quede resguardada con una barda perimetral, incluyendo portón metálico en su entrada y un área suficiente para maniobras dentro del perímetro. Cada colector deberá tener dos coples (uno de ½” de Ø para la toma de presión incluyendo la válvula de aguja y otro de ¾” de Ø para censar la temperatura, incluyendo el termopozo de 4 ½”·de longitud). Además deberá considerar dos válvulas de 4” de Ø con las distancias y alturas adecuadas para poder instalar el equipo móvil de medición multifásica. ESPECIFICACIONES DE LA TUBERÍA. Cada una de las líneas de descarga deberán ser construidas en tubería de acero al especial API-5L grado X-52 sin costura. Los requerimientos de fabricación, pruebas, inspección, marcado, identificación y embarque se indican en la Norma de Pemex P.4.315.07, “Tubería para Recolección y Transporte de Hidrocarburos Amargos”, Edición 1998. ESPESOR DE PARED DE LAS LÍNEAS DE TRANSPORTE Y DE LA TUBERÍA DEL CABEZAL. El valor del espesor de pared será de 0.375 pulgadas. La confirmación del espesor de pared y la determinación de la presión máxima de operación, deberán hacerse conforme a lo especificado en la Norma de Pemex No. CID-NOR-N-SI-0001 (antes No. 07.3.13), Edición 1998. ARREGLO DE TUBERÍAS. El diseño y cálculo de las tuberías, se hará con base al código ANSI B31.4 y la línea regular será de acuerdo al código ANSI B31.8 última edición.

Los arreglos de tuberías e interconexiones, serán de tal modo que se prevea la operación, se considere la seguridad y se facilite el mantenimiento, de tal forma que los arreglos serán los más rectos posibles, cuidando la economía y la flexibilidad de la tubería, evitando esfuerzos excesivos en las líneas. Las válvulas de preferencia serán localizadas a nivel de piso para fácil operación y/o mantenimiento, en caso de que queden elevadas se colocará una plataforma. Para el desarrollo del presente proyecto, se requiere de servicios auxiliares como son: TUBERÍAS Y ACCESORIOS. • Tuberías.


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La tubería será de acero especial API 5L Gr X 52 sin costura, fabricada de acuerdo a la norma API 5L última edición, en espesores de acuerdo al cálculo indicado en la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 última edición, tomando en cuenta la clasificación de localización y las cargas externas que existieran en el trayecto.

• Accesorios y bridas.

Los cambios de dirección para la línea regular se elaborarán con curvas hechas en campo de tuberías dobladas en frío. Los cambios de diámetro serán hechos sólo por accesorios reductores como reducciones o swages. Las dimensiones de todos los accesorios de acero estarán de acuerdo a los estándares ASME AMSI B16.9 y MSS-SP-75, las dimensiones de las bridas estarán conforme a los entandares ASME/ANSI B16.5 y MSS-SP-44 y estas serán con cara tipo junta de anillo.

• Válvulas.

Todas las válvulas empleadas para el cabezal, la línea regular y las interconexiones estarán de acuerdo con el estándar API 6D y serán esféricas (bola) paso completo, servicio amargo con materiales adecuados que deberán cumplir con el estándar NACE MR-01-75 última edición, operadas con engranes o palancas, según el diámetro y el lugar de ubicación.

• Empaques.

Los empaques serán de tipo junta de anillo, adecuados para los rangos de presión y dimensiones de las bridas donde se instalarán.

SOLDADURAS. Todas las soldaduras empleadas en la tubería regular así como en las interconexiones superficiales, se deberán realizar con los procedimientos calificados para soldadura conforme a lo indicado en el código ASME sección IX y a la sección 6 del estándar API 1104. Las soldaduras sólo podrán ser realizadas por soldadores que tengan una calificación satisfactoria, de acuerdo a lo indicado en el código o estándar ASME sección IX y a la sección 6 del estándar API 1104. PRUEBAS. • Pruebas hidrostáticas.

Las líneas y el cabezal se deben probar hidrostáticamente antes de entrar en operación, la presión de prueba debe ser aquella que produzca un esfuerzo tangencial igual al 90% de la resistencia mínima especificada a la cedencia para el material de la tubería, debiendo determinarse de acuerdo a lo indicado en la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001. El agua que se utilice debe ser neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada.

RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS. La protección mecánica para las líneas y el cabezal, consistirá en un recubrimiento anticorrosivo exterior que deberá garantizar la protección de la tubería para la vida útil de 20 años (mínimo), sin deterioro en sus propiedades físicas y químicas, para su temperatura de diseño de 80°C (176 °F), con una eficiencia de 98%, debiendo ser compatible con el sistema de protección catódica implementado, probándolo dieléctricamente antes y después de bajar las tuberías a la zanja y levantar el cabezal, para asegurar que no exista algún daño que podría ocasionar disminución en la eficiencia del sistema de protección catódica.


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Todas las interconexiones de tuberías superficiales, deberán ser protegidas mediante un recubrimiento anticorrosivo adecuado a las condiciones ambientales del área y de acuerdo a la norma PEMEX 2.411.01 "SISTEMAS DE PROTECCIÓN ANTICORROSIVA". Ningún componente de la tubería (accesorio o tubería) deberá de enterrarse sin la adecuada protección mecánica y catódica requerida. LASTRE DE CONCRETO. Se considera en caso de requerirse el uso de tubería lastrada para los cruzamientos de la línea regular con pantanos y zonas inundables. El lastre de concreto tendrá un peso especifico de 2641 kg/m3 (165 Lb/ft3) y su espesor será calculado para que la relación peso a flotación de la tubería lastrada, con respecto al fluido desalojado satisfaga la norma PEMEX 3.135.07. OBRAS ESPECIALES. • Análisis de flexibilidad.

Con los resultados de los estudios de mecánica de suelos, se analizará el comportamiento estructural de las tuberías, basándose en un modelo matemático tridimensional eficientemente aproximado y representativo de las condiciones a las que estará sometida las líneas (considerando cargas muertas externas, temblores, vibración, expansión y contracción térmica, etc., de acuerdo a lo indicado en el código ASME B31.4 y la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001), utilizando un paquete de computo "EXPROFESO", verificando que la combinación de esfuerzos axiales y circunferenciales a todo lo largo de la tubería, no rebasen a los esfuerzos permisibles, así mismo, que sus desplazamientos muestren una elasticidad de comportamiento confiable.

• Anclajes y soportes para la tubería.

De requerirse se utilizaran muertos de anclaje, para evitar los desplazamientos de las tuberías en sitios y dimensiones determinados por el análisis de flexibilidad. Se fijarán las tuberías mediante bridas de anclaje ahogadas durante el colado. Se diseñarán soportes de concreto armado para apoyar la tubería y restringir su desplazamiento (apoyos fijos, guiados, simples). Las tuberías se apoyarán en los soportes mediante silletas de acero estructural, para evitar concentraciones de esfuerzos y zonas vulnerables a la corrosión. Cuando se utilicen abrazaderas para sujetar la tubería, deberá emplearse un material aislante térmico y eléctrico entre ambas partes, a fin de evitar fugas de corrientes del sistema de protección catódica, que podría disminuir su eficiencia y tener puntos de corrosión indeseable.

• Mecánica de suelos.

El diseño de cimentaciones, anclajes, así como el modelo de interacción de suelo - tubería, tendrán como base un estudio de mecánica de suelos, resultado de sondeos que se realizarán en lugares representativos del trayecto de las líneas, con el propósito de determinar la estratigrafía general del sitio y las propiedades índice de fricción tubo - suelo y suelo - concreto.

INGENIERÍA DE PROTECCIÓN CATÓDICA. Se deberá contar con un sistema de protección catódica para el cabezal y las tuberías, el cual se elaborará con un diseño económico y actualizado tanto en su instalación, operación y mantenimiento, basándose en la información de los levantamientos de potenciales y el perfil de resistividad del terreno a lo largo de los derechos de vía.


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• Tipo de sistema.

Para la protección catódica, el sistema propuesto podrá ser mediante corriente impresa o ánodos de sacrificio, tomando en cuenta los sistemas actualmente en el mercado, así como lo implementado en los ductos existentes en el área, con el fin de alcanzar la protección total y adecuada de las tuberías y el cabezal, de acuerdo a las características del terreno.

• Aislamientos eléctricos.

Se considera el aislamiento de los ductos y el cabezal eléctricamente de cualquier otro tipo de estructura metálica, con la finalidad de evitar fugas de la corriente de protección utilizando para el caso juntas aislantes monoblock.

• Ánodos.

Se consideran ánodos de magnesio o de grafito, de acuerdo a los requerimientos de los ductos y el cabezal por proteger.

• Rectificadores.

Para el caso de rectificadores, se considera de tipo monofásicos enfriados por aire automáticos tipo intemperie, de capacidades de acuerdo a los requerimientos de corriente de los ductos por proteger, instalados en postes de concreto de protección catódica.

II.1.2 ¿El ducto se encuentra en operación?. Las tuberías y el cabezal se encuentran en la etapa de planeación y diseño, pero se tienen estimados 180 días para la preparación del sitio y construcción. Esto cantidad de días es tentativa, dado que puede variar según retrasos en la obra y a la autorización por parte de las entidades gubernamentales correspondientes.

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES DE LA OBRA

CONCEPTOMESES

E F M A M J J A S O N DETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO

Apertura de brecha en derecho de vía.

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ETAPA DE CONSTRUCCIÓNExcavación de zanja para estructuras, drenajes y canales.

X

Transporte de tubería. X

Protección anticorrosiva de tubería.

X

Lastrado de tubería. X

Lanzamiento de tubería lastrada.

X

Tapado de excavación de zanja.

X


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Manejo e hincado de pilotes.

X

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES DE LA OBRA

CONCEPTOMESES

E F M A M J J A S O N DBases de concreto. X

Obra civil. X

Barda perimetral. X

Suministro de válvulas. X

Suministro de conexiones.

X

Suministro de juntas monoblock.

X

Obras mecánicas. X

Plataforma para lanzamiento.

X

Curvas de expansión. X

Líneas en peras. X

Pruebas hidrostáticas. X

Pintura en tubería aérea.

x x

Suministro de material pétreo para revestimiento.

X

TABLA 2. CALENDARIO DE ACTIVIDADES.

II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. La ampliación del cabezal se llevará a cabo, siempre y cuando se requiera la perforación de un pozo y la construcción de su respectiva línea de descarga. Por otra parte, los derechos de vía que se contratarán servirán para alojar otras tuberías cuando se requieran. II.1.4 Vida útil del ducto y sus instalaciones. La vida útil de los materiales con que se construirán las líneas de descarga, el cabezal, así como válvulas y accesorios es de 20 años, pero la vida útil del proyecto, dependerá de la producción del campo Sen y de las necesidades de infraestructura de Pemex – Exploración y Producción. II.1.5 Criterios de ubicación. Los criterios de ubicación de las líneas de descarga y el cabezal son los siguientes:

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1. El análisis de flexibilidad de la tubería, arrojo como resultado que la trayectoria es la mas adecuada para la optimización de materiales.

2. El cabezal será ubicado en el área norte aledaña de la pera del pozo Sen 72 y paralelo al camino de acceso macropera pozo Sen 95, optimizando los espacios de los derechos de vías existentes de las instalaciones.

II.2 Ubicación del ducto. II.2.1 Descripción detallada de la ubicación del ducto. La ubicación de las líneas de descarga y el cabezal es la siguiente: Ubicación geográfica: Estado : Tabasco.Municipio : Nacajuca.Localidad : Ejido Comunal Tecoluta. El proyecto se localiza aproximadamente a 65 kilómetros al este de la ciudad de Comalcalco, Tabasco, el acceso principal es por la carretera Comalcalco – Jalpa de Mendez – Nacajuca, continuando por la carretera pavimentada hacia la ciudad de Villahermosa, aproximadamente a 4 kilómetros de la ciudad de Nacajuca existe un entronque hacia el poblado Oxiacaque, por donde se recorren aproximadamente 28 kilómetros de camino pavimentado, hasta el lugar de las instalaciones. II.2.2 Detalle del trazo del ducto. Las coordenadas de ubicación de las líneas y el cabezal, se mencionan en las siguientes tablas:

COORDENADAS UTM DE UBICACIÓN DE LAS LÍNEAS

L.D.D.COORDENADAS UTM LONGITUD

(KM)P.P. P.F.X Y X Y

Naranja 1 506,263.4952 2’026,926.0023 506,896.3696 2’026,823.8792 1+377.195Sen 97 506,265.6173 2’026,923.8818 506,893.3696 2’026,823.8792 1+370.705Sen 95 506,267.7395 2’026,921.7613 506,890.3696 2’026,823.8792 1+363.612Sen 72 506,658.9100 2’025,760.2250 506,886.0270 2’025,816.8610 0+318.065Sen 73 506,656.1460 2’025,762.4020 506,887.8270 2’025,816.8610 0+325.796

TABLA 3. COORDENADAS U.T.M. DE UBICACIÓN DE LAS LÍNEAS.

COORDENADAS UTM DE UBICACIÓN DEL CABEZALCABEZAL X Y

Sen 72 506,904.9715 2’025,823.9020

TABLA 4. COORDENADAS U.T.M. DE UBICACIÓN DEL CABEZAL.

CORREDOR DE LÍNEAS. El corredor de línea por donde se alojarán las tuberías, se describe a continuación: Derecho de vía Pozo Naranja 1, Sen 95 y Sen 97 a cabezal Sen 72. Sección transversal A - A' K = 0+000.00 al K = 0+189.053 (según plano de corte y perfil Q102).


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• Trazo de la Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+377.795 Kms de pozo Naranja 1 a cabezal Sen 72, la cual estará enterrada a 1.20 metros.

• Trazo de la Línea de Descarga de 8” de Ø X 1+370.705 Kms de pozo Sen 97 a cabezal Sen 72, enterrada a 1.20 metros.


Sección transversal B - B' K = 0+189.053 al K = 1+200.980 (según plano de corte y perfil Q102).




Sección transversal C - C' K = 1+200.980 al K = 1+377.795 (según plano de corte y perfil Q102).






Derecho de vía Pozo Sen 72 y Sen 73. Sección transversal A - A' K = 0+000.00 al K = 0+074.245 (según plano de corte y perfil Q102).



Sección transversal B - B' K = 0+074.245 al K = 0+211.443 (según plano de corte y perfil Q102).




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Sección transversal C - C' K = 0+211.443 al K = 0+287.893 (según plano de corte y perfil Q102).



Sección transversal D - D' K = 0+287.893 al K = 0+325.796 (según plano de corte y perfil Q102).



Colindancias de la obra. El proyecto colinda en todo su perímetro con el ejido comunal Tecoluta, del municipio de Nacajuca, Tabasco. Estos terrenos son pantanos y presentan como vegetación predominante el espadaño. Las líneas de descarga no realizarán cruces de ningún tipo en toda su trayectoria, así mismo, no atravesarán por zonas cercanas a hospitales, escuelas, parques, mercados, centros religiosos, áreas naturales protegidas y zonas de reservas ecológicas. Por otra parte, debido a las características de las zonas por donde se encuentra ubicado el trazo de los derechos de vía, no existen zonas de interés, que potencialmente pueden ser más vulnerables a cualquier evento que se suscite. La líneas de descarga y el cabezal se encontrarán alojadas en una zona que se encuentra clasificada como Clase No. 1, que corresponde a una zona que cuenta 10 o menos construcciones para ocupación humana en un área unitaria de terreno, la cual corresponde a la periferia de ciudades, áreas industriales y rancherías (Ref. ASME B31.8, Capítulo IV, párrafo 840.2.b.2). Todas las características y especificaciones de la construcción de las tuberías se muestran en los Planos de Trazo y Perfil (Ver anexo B).

III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.

III.1 Descripción de los sitios o áreas seleccionadas. III.1.1 Flora. Vegetación terrestre y/o acuática. Tipos de vegetación. De acuerdo con Miranda y Hernández (“Los tipos de vegetación de México y su clasificación”, Boletín de la Sociedad Botánica de México 28, 1963), la vegetación natural que se desarrolló en el área del proyecto fue una selva alta perennifolia; sin embargo, la constante perturbación de la selva favoreció el establecimiento de vegetación secundaria. De acuerdo a la carta temática Frontera E 15-8, de uso del suelo y vegetación, en donde señala que el tipo de vegetación que se distribuye en el área es acuática, principalmente debido a que es una zona de pantano o zona sujeta a inundación que favorece el desarrollo de estas. Sin embargo se corroboró de acuerdo a la visita técnica realizada al área del proyecto, se identificó que en la zona la vegetación


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existente corresponde a la denominada acuática emergentes. Dentro de los tipos de vegetación que se encuentran en la zona de estudio, sobresale la asociación de tular-popal. Se distribuye por la región en forma de manchones continuos paralelos al cordón litoral. Popal: Es un elemento conocido como vegetación hidrófila, que se caracteriza por desarrollarse en terrenos inundados con una profundidad de un metro. La conforman plantas de uno a tres metros de altura, con hojas grandes y anchas de color verde claro que sobresalen del agua y viven enraizadas en el fondo. Una característica importante es que se adaptan a un pH ácido en un suelo con un drenaje deficiente. En el estrato arbustivo dominan el Popal (Thalia geniculata) y Tanas (Heliconia latispatha). El estrato herbáceo está compuesto casi exclusivamente por el Molinillo (Ciperus giganteus), además de encontrarse individuos aislados de camalote (Paspalum fasciculatum).

Tular: Tipo de vegetación semejante al popal, crece en terrenos inundados, la especie más representativa de este tipo de vegetación es el Tule o Espadaño (Typha latifolia). Sin embargo se pueden encontrar, como componentes de este tipo de vegetación, el jacinto (Eichornia cressipes), la lechuga acuática (Pistia stratiotes), chintul (Cyperus articulatus), pan caliente (Eragrostis repans); también se pueden encontrar otras especies como el camalote (Paspalum fasciculatum) grama de agua (Paspalum vaginatum). Usos de la vegetación. Debido a la escasez de especies representativas de la vegetación original que se desarrolló en la región, se considera que las especies vegetales del área del proyecto han sido cultivadas o inducidas por el hombre con fines de aprovechamiento muy evidente. En la siguiente tabla muestra los diversos usos que se da a la flora de esta zona, por los grupos locales del área del proyecto, en términos generales.

NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚN USOESTRATO ARBÓREO Y ARBUSTIVO Me Co Mc Or Ar Fo

Haematoxylon campechianum Tinto X Heliconia latispatha Tanas

Salix chilensis Sauce X Thalia geniculata Popal X X

Cyperus giganteus Molinillo X Cyperus articulatus Chintul X

Paspalum fasciculatum Pasto camalote XPaspalum vaginatum Grama de agua X

Pistia stratiotes Lechuga acuática Typha latifolia Tule ó Espadaño X

Me: medicinal, Co: comestible, Mc: maderables y/o construcción, Or: ornamental y/o cerco vivo, Ar: artesanales, Fo: forrajes.

Tabla 5. Usos de las especies vegetales en el área de influencia del proyecto.

Especies bajo protección legal. Respecto a las especies observadas en la zona donde se llevará acabo la construcción de las líneas de descarga y el cabezal, ninguna se encuentra reportada dentro de la norma NOM-059-ECOL-1994.

III.1.2 Fauna. Fauna terrestre y/o acuática. La fauna que se distribuye en el área del proyecto está constituida por especies generalistas, que lo mismo se han adaptado a vivir en ambientes naturales, que en un hábitat alterado. Sin embargo, dada las condiciones ambientales las especies de fauna terrestres preponderantes son aquellas ligadas a cuerpos de agua permanentes o temporales, en donde se desarrollan diferentes especies pertenecientes a los diversos grupos. En la siguiente tabla, se muestra la relación de especies presentes en los ambientes existentes en la


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zona del proyecto:

NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚNAVES

Amazilia candida Colibrí o chupitaAramus guarauna Correa

Ardea herodias Siete presasBulbucus ibis Garza chapulinera

Buteo magnirostris GuíoButorides virescens JoitoCasmerodius albus Garza blanca

Cathartes burrovianus ZopiloteColumba flavirostris Paloma morada

Columbigallina minuta Tortolita vineceaCrothophaga sulcirrostris PijulDendrocygna autumnalis Pijije

Egretta alba Garzón blancoEumomota superciliosa Pájaro raqueta

Jabirú mycteria GaitánPitangus sulphuratus PistoquéPodylimbus podiceps Zambullidor

Psilorhinus morio PeaPyorocepalus rubinus CardenalitoQuiscalus mexicanus Zanate

Tyto alba LechuzaZenaida asiatica Paloma de ala blanca

MAMIFEROSCuniculus paca Tepescuintle

Dasyprocta punctata AgutiDasypus novemomctus ArmadilloDidelphis marsupialis Zorro o tlacuache

Grison canaster GrisónMustela frenata ComadrejaNasua nasua TejónProcyon lotor Mapache

NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚNMAMÍFEROS

Sylvilagus floridanus ConejoTamandua tetradactila Oso hormiguero

Urocyon cinereoargenteus Zorra grisREPTILES

Basiliscus vittatus ToloqueBoa constrictor BoaBothrops asper Nauyaca

Chelydra serpentina ChiquiguaoCrocodylus moreleti Cocodrilo de río

Ctenosaura pectinata GarroboCtenosaura similis Iguana negra

Eumeces sp. LagartijaIguana iguana Iguana verde

Kinosternon leucostomum PochitoqueLacmactus serratus Coronado

Lampropeltis triangulum Falso coralNinia sabre Dormilona

Rhinoclemys aerolata MojinaStaurotypus salvini Tortuga tres lomos

Staurotypus triporcatus GuaoTrachemys scripta Tortuga hicotea

TABLA 6. ESPECIES ANIMALES PRESENTES EN EL ÁREA DEL PROYECTO.

Especies que se encuentren bajo algún régimen de protección. De las especies faunísticas observadas y/o reportadas para el área del proyecto, sólo el gaitan (Jabirú mycteria) se encuentra en peligro de extinción, de acuerdo a la NOM-059-ECOL-1994.


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Por otra parte, en la zona se distribuyen especies que se encuentran en alguna de las categorías de protección, las cuales se presentan en la siguiente tabla.

NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚN RÉGIMEN DE PROTECCIÓN

AVES

Ardea herodias Siete presas Rara

Buteo magnirostris Guío Protección especial

Jabirú mycteria Gaitán Peligro de extinciónREPTILES

Boa constrictor Boa Amenazada Chelydra serpentina Chiquiguao Protección especial

Ctenosaura pectinata Garrobo Amenazada Ctenosaura similis Iguana negra Amenazada

Iguana iguana Iguana verde Protección especial Kinosternon leucostonum Pochitoque Protección especial Lampropeltis triangulum Falso coral Amenazada Rhinoclemmys aerolata Mojina Amenazada

Staurotypus salvini Tortuga tres lomos Protección especial Straurotypus triporcatus Guao Protección especial

Trachemys scripta Tortuga hicotea Protección especial

TABLA 7. ESPECIES ANIMALES DEL SITIO INCLUIDAS EN LA NOM-059-ECOL-1994. Identificación de las especies indicadoras de calidad y/o deterioro existentes. La distribución de las especies obedece a ciertos factores, como la disponibilidad de alimento y de refugio, así como las áreas destinadas para la reproducción de las mismas, de tal manera que la fauna residente de la zona donde se llevará a cabo el proyecto no están consideradas como especies indicadoras de ambientes alterados. Esta afectación del ecosistema está originado por el manejo que la población hace de los recursos.

Abundancia, distribución, densidad relativa y temporadas de reproducción. Los parámetros ecológicos de abundancia y distribución, para el área de estudio no son representativos, ya que las condiciones que prevalecen en la vegetación, no permiten tener un representatividad de las mismas. La densidad relativa en la zona donde se encuentra el área de interés es despreciable, ya que el medio natural presenta desequilibrio provocado por las actividades humanas. La época de reproducción de estas especies se lleva a cabo durante la estación más cálida del año, entre los meses de marzo y junio, con variaciones propias de los organismos. Por ejemplo, la temporada reproductiva del guío ocurre entre marzo y junio; la iguana se reproduce entre los meses de abril y mayo; y la tortuga jicotea inicia su ciclo reproductivo en marzo y concluye en abril. Especies autorizadas para actividades cinegéticas. A continuación se listan aquellas especies incluidas dentro del calendario cinegético y se citan aquellas aves incluidas en el registro de aprovechamiento de aves canoras y de ornato.

NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚN TIPO DE PERMISOGRUPO AVES ACUÁTICAS

Dendrocygna autumnalis Pato pijije Tipo II


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GRUPO PALOMASColumba flavirostris Paloma morada Tipo II

GRUPO OTROS MAMÍFEROSDidelphis marsupialis Tlacuache o zorro Tipo III

Nasua nasua Tejón o coatí Tipo IIIProcyon lotor Mapache Tipo III

TABLA 8. ESPECIES AUTORIZADAS PARA ACTIVIDADES CINEGÉTICAS.

El área del proyecto se ubica dentro de la región cinegética 3, pero no se localiza en el área vedada a la captura de aves y a la caza de especies cinegéticas, definida por SEMARNAT.

Especies de valor científico, comercial, estético, cultural y para autoconsumo. Por otra parte, respecto a especies de valor científico, para el caso del estado, ninguna de las especies se encuentran sujetas a algún tipo de estudios técnicos. La iguana verde abunda en los árboles de la región Tabasqueña y es apreciada tanto por su carne, como por sus huevos y su piel. Incluso esta especie tiene un alto potencial económico pues en otros estados y países existen granjas donde se les cría para su posterior venta a la industria talabartera, alimenticia y también como mascota. De las especies de interés comercial están aquellas que representan algún ingreso a la economía familiar o que son utilizadas para fines alimenticios; dentro de está clasificación tenemos a las siguientes especies:

NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚNREPTILES

Boa constrictor BoaChelydra serpentina Chiquiguao

Ctenosaura pectinata GarroboCtenosaura similis Iguana negra

Eumeces sp. LagartijaIguana iguana Iguana verde

Kinosternon leucostomum PochitoqueRhinoclemys aerolata Mojina

Staurotypus salvini Tortuga tres lomosStaurotypus triporcatus Guao

Trachemys scripta Tortuga hicotea

TABLA 9. ESPECIES DE INTERÉS COMERCIAL.

III.1.3 Suelo. Tipos de suelos presentes en el área y zonas aledañas. Predominan los suelos de tipo Gleysol Vértico (Gv), asociados a suelos secundarios Gleysol Eútrico (Ge). Los suelos tienen una textura fina, son suelos muy arcillosos, presentan un drenaje interno moderado, debido a la capacidad de saturación del suelo; ver carta temática Anexo “B” de edafología, Frontera E15-5.


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Los suelos Gleysol presentes en la zona del proyecto, se caracterizan por ser preponderantemente de tipo Éutrico, los cuales presentan en una sección un horizonte superior, con espesor menor de 10 cm, de color pardo obscuro, húmedo, con cubierta vegetal moderada, de textura arcillosa con arenas gruesas y grava distribuida irregularmente, con una adhesividad y plasticidad moderada, lo que provoca en partes un drenado moderado. Los Gleysoles eútricos (GLe), son los Gleysoles que tienen una taza de saturación de bases igual o superior al 50% al menos entre los 20 y 50 cm de profundidad; más horizontes de diagnóstico que un horizonte A Ócrico o un horizonte B Cámbrico; no tienen características Ándicas dentro de los 200 cm de profundidad. Ocupan en forma individual 33,109.6 ha (1.34% de la superficie del estado). Los Gleysoles Eútricos son muy parecidos a los Gleysoles Mólicos con excepción de que estos no presentan un horizonte A tan enriquecido en materia orgánica, por lo tanto su consistencia no es tan friable como en el caso del horizonte A Mólico, esto se debe principalmente a la vegetación que se encuentra sobre los Gleysoles Mólicos. Geología y geomorfología. Geomorfología general: La zona donde se construirán las líneas de descarga y el cabezal, esta ubicada en una gran llanura aluvial, dentro de la Provincia Fisiográfica “Llanura Costera del Golfo Sur”, Subprovincia “Llanura y Pantanos Tabasqueños”, la cual consiste en una serie de extensas planicies distribuidas a lo largo de la región costera. La unidad geomorfológica a la que corresponde el área del proyecto es una vasta planicie. Esta provincia presenta zonas de inundación y una notable ausencia de elevaciones topográficas, producto de la interacción entre los procesos de deposición de sedimentos y el régimen hidrológico, que ocurren a lo largo de la región costera. Descripción de las características del relieve: El relieve está conformado por planicies bajas formadas en el Cuaternario. Estas son planicies de acumulación deltaica que presentan procesos erosivos de clasificación deltaica y fluvial, superficial y subterránea. La superficie muestra una inclinación inferior a 0.5 grados en el sentido sur–norte, con dirección al Golfo de México; las altitudes varían de 0 a 10 m.s.n.m., con algunas elevaciones dispersas de 10 a 20 m de altura. Geología general: La geología de la zona se ha conformado durante el sistema Cuaternario de la Era Cenozoica, cuya litografía está constituida fundamentalmente por sedimentos que corresponden a los suelos aluviales. Geológicamente se puede caracterizar al área por la ausencia de afloramiento de roca en la superficie y por la presencia de extensas llanuras de carácter aluvial y deposicional, resultado del constante depósito de materiales acarreados por la extensa red fluvial existente en todo el estado. Las capas superficiales están conformadas por una serie de depósitos de materiales de tipo clástico distribuidos en forma irregular en depósitos de arena de espesores variables, intercaladas con cuerpos delgados lenticulares de arcilla y limo de hasta 10 m de espesor y depósitos mixtos de gravas y arenas con arcillas. III.1.4 Hidrología. Hidrología superficial. En la zona donde se localiza el proyecto, se ubica dentro de la cuenca D perteneciente a la región hidrológica RH 30 “Grijalva – Usumacinta”, en el que se incluyen los ríos Santa Ana hacia el Oeste y el Palizada hacia el Este, en la amplia zona en la que el sistema desemboca en el Golfo de México; específicamente se ubica en la subcuenca w, la cual posee un área de 1097 km2. Por otra parte, dentro de un radio de 10 Km. se tiene la existencias de ríos como el Jahuactal, así como lagunas de importancia como las lagunas La Tinaja y Julivá. Cabe señalar que los datos de la cantidad de escorrentía para el río


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y la superficies de inundación de las lagunas no existen. Las actividades de construcción del proyecto no afectarán la dinámica natural de estos recurso acuáticos; ver carta de aguas superficiales en el Anexo “B”.

Hidrología subterránea. Los acuíferos subterráneos de la Planicie Tabasqueña, se ven favorecidos por importantes recargas anuales, debido a las altas precipitaciones en la región como a los escurrimientos de los caudalosos ríos que se ponen en contacto con ellos. En la región donde se localiza la zona destinada para la construcción del proyecto, el manto freático se encuentra a una profundidad de 1 m, la zona se encuentra comprendida en una región con permeabilidad media de materiales no consolidados; la dirección del drenaje subterráneo en la zona no se encuentra representado en la carta de hidrología subterránea, sin embargo, en la región se orienta hacia el norte, o en su caso hacia los cuerpos de agua como la laguna La Tinaja y Tulijá. III.1.5 Densidad demográfica del sitio. Las líneas de descarga y el cabezal se construirán en una zona que se encuentra clasificada como Clase No. 1, que corresponde a una zona que cuenta con menos de 10 construcciones para ocupación humana en un área unitaria de terreno, la cual corresponde a la periferia de ciudades, áreas industriales y rancherías (Ref. ASME B31.8, Capítulo IV, párrafo 840.2.b.2). DEMOGRAFÍA.

Tipo de centro de población. La zona de estudio se localiza en el campo Sen, aproximadamente a 15 km del poblado Oxiacaque, perteneciente al municipio de Nacajuca, en dicha zona no existe un centro poblacional, sólo las comunidades antes mencionadas. Número de habitantes. La distribución de la población en el estado de Tabasco, está originado por la accesibilidad a los servicios básicos que provee tanto el gobierno federal como el estatal. El número de habitantes en la localidad Oxiacaque es de 1377 (722 corresponde a hombres 655 mujeres), que corresponde al 2.02 % de la población total municipal de Nacajuca.

Tasa de crecimiento. Para la localidad de Oxiacaque, no se cuenta con información específica sobre el comportamiento del crecimiento de la población. Debido a lo anterior, se presenta la tasa de crecimiento media anual intercensal municipal, que de una u otra forma engloba cada una de las comunidades que integran el municipio de Nacajuca, Tabasco. Fenómenos migratorios. Uno de los fenómenos principales de las poblaciones es de ir a las ciudades donde los polos de desarrollo proporcionan mejores condiciones de vida, de esta manera se presenta el éxodo rural, es decir la migración campo-ciudad en donde los campesinos toman la decisión de emigrar a la ciudad al no verse favorecidos con asesoría técnica, créditos y precios de garantía para sus productos. La migración es uno de los fenómenos más complejos que involucra el cambio de residencia habitual de los individuos, puede ser: dentro de la misma localidad, de una localidad a otra, dentro del mismo municipio o de un municipio a otro, dentro del mismo estado o de un estado a otro, o hacia otro país.


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Dentro del movimiento migratorio intervienen dos áreas geográficas, aquella donde se inicia el desplazamiento (región de origen) y otra donde se finaliza (región de destino), se considera emigrante con respecto del lugar de donde sale, e inmigrante con respecto del lugar de donde llega. Existen tres factores o categorías principales involucradas en el desarrollo del fenómeno migratorio los cuales son los siguientes: Factores vinculados oferta-expulsión de fuerza de trabajo (por ejemplo insuficiente dinámica de economía nacional). Factores asociados con la demanda-atracción (ejemplo evolución del sector agrícola industrial y de servicio de la unión americana y demanda de fuerza de trabajo). Los numerosos factores sociales que ligan a los migrantes con la familia, amigos, comunidad de origen y destino y que son determinantes para reducir los costos y riesgos asociados con el movimiento migratorio a Estados Unidos de Norteamérica.

Debido a que la Paraestatal PEMEX constantemente realiza obras en diferentes áreas de la región, esta contrata a personal de comunidades cercanas a la misma, cabe mencionar que por ser pequeños, se puede satisfacer la demanda de obra requerida por dicha Paraestatal, sin embargo un pequeño porcentaje de población más joven emigra a la ciudad mas cercana para realizar los estudios medio superior y superior. Distribución espacial de la población. El núcleo de población se localiza hacia el sureste de la zona en cuestión; en las cercanías al sitio donde se llevará a cabo el proyecto, no existen casas habitación. Disponibilidad de mano de obra calificada y no calificada. La disponibilidad de mano de obra calificada en la localidad es nula, debido principalmente al nivel educativo que prevalece en la localidad de Oxiacaque, donde el nivel educativo más alto corresponde al grado de Secundaria. Vivienda y urbanización. Tipo de vivienda. Los tipos de vivienda distribuidas en la localidad de Oxiacaque, están construidas con diversos tipos de material, predominando en la zona núcleo aquellas construidas con tabiques y techos de láminas de zinc; sin embargo también existen casas habitación elaboradas con paredes de madera y techos de láminas de zinc y/o cartón. Servicios urbanos. Los servicios destinados para una comunidad, representan en gran medida el bienestar de dicha comunidad. Dentro de los servicios básicos con que cuenta la población de Oxiacaque están los de Agua entubada, drenaje, energía eléctrica; así mismo, cuentan con servicios de telefonía rural y de transporte que realizan recorridos hacia las comunidades cercanas y las cabeceras municipales de Nacajuca, Jalpa, Comalcalco y Centro. En la siguiente tabla se indica el número de casas habitación que cuentan con estos servicios según el Cuaderno Estadístico Municipal de Nacajuca, Tabasco; Edición 2000.

LOCALIDADVIVIENDAS HABITADAS PARTICULARES.

AGUA ENTUBADA DRENAJE ENERGÍA ELÉCTRICA

Oxiacaque 216 115 213


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Fuente: Resultados Definitivos, Tabulados Básicos, Conteo 95, Tabasco, INEGI.

TABLA 10. SERVICIOS EXISTENTES EN LA COMUNIDAD.

Educación y salud. Sistemas de salud y de seguridad social. El servicio de salud en la localidad de Oxiacaque es proporcionada por el Gobierno Estatal, a través de la Secretaría de Salud, mismo que se realiza en la Casa de Salud o a través de brigadas que la misma Secretaría tiene programado para cada una de las comunidades que integran el municipio de Nacajuca. Por otra parte, las personas afiliadas al IMSS, ISSSTE e ISSET, tiene que trasladarse a la cabecera municipal de Nacajuca según les corresponda. Servicios educativos en los distintos grados de escolaridad. El estudio de la educación es importante, no sólo como indicador del nivel de vida, si no porque suele encontrarse íntimamente ligado con los aspectos económicos y sociales, por lo mismo, resume el grado de desarrollo en que se encuentra la población. En este aspecto, se estima que la población residente de la localidad de Oxiacaque presenta un bajo nivel educativo, ya que su progreso en materia de educación ha sido lenta, sobre todo en el nivel medio básico y medio superior. Cabe mencionar que la localidad cuenta con instalaciones educativas del nivel preescolar, primaria y secundaria. En la siguiente tabla se muestra la población alfabeta y analfabeta del municipio de Nacajuca, debido a que no existen datos de las localidades antes mencionadas.

MUNICIPIO ALFABETA ANALFABETA NO ESPECIFICADOHombres Mujeres Hombres Mujeres Hombres Mujeres

Nacajuca 18176 16777 2513 4044 18 21Fuente: Cuaderno Estadístico Municipal de Nacajuca, Tabasco; Edición 2000, INEGI.

TABLA 11. POBLACIÓN DE 15 Y MÁS POR CONDICIÓN DE ALFABETISMO Y SEXO.

Principales problemas de salud. En lo que se refiere a problemas de salud, las condiciones climatológicas e hidrológicas propician que las causas de morbilidad más comunes en la región sean las infecciones respiratorias agudas, amibiasis, ascariasis y las infecciones intestinales. Las tres últimas están relacionadas con los hábitos de higiene y la calidad de vida de los habitantes. Aspectos culturales y estéticos. Presencia de grupos étnicos y religiosos. En las cercanías del área destinada para la realización del proyecto, no se tienen la existencia de grupos étnicos o religiosos. Localización y caracterización de recursos y actividades culturales y religiosos. En el área destinada para la construcción del proyecto no existen centros ceremoniales de culturas prehispánicas. Cabe mencionar que el sitio más cercano que reúne estas cualidades se localiza en las cercanías de la ciudad de Comalcalco, por lo que el desarrollo de las actividades no influirán sobre dicho centro arqueológico. Valor del paisaje en el sitio. El paisaje de la zona donde se llevará a cabo la instalación de las líneas de descarga y el cabezal, no presenta cualidades únicas, estéticas o excepcionales, o bien características ambientales que debieran conservarse.


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Índice de pobreza. Este dato no se encuentra disponible, sin embargo, este parámetro puede expresarse de acuerdo a la percepción diaria de salarios mínimos que percibe la población económicamente activa.

Índice de alimentación. El índice de alimentación de la población para la zona donde se pretende llevar a cabo el proyecto, se expresa en poder adquisitivo que puede proveerle el salario mínimo percibido, por lo tanto se tiene que este sólo les favorece para proveerse de algunos productos de la canasta básica como son el fríjol, azúcar, aceite, huevos, pan, arroz y pastas. Cabe mencionar que el consumo de carnes preferentemente se da entre los sábados y domingos. Equipamiento. Servicios para el manejo y disposición final de residuos. El manejo que se da a los residuos domésticos generados, generalmente es en tiraderos irregulares a cielo abierto, o en su caso en sitios específicos ubicados dentro de las propiedades particulares. Tratamiento de aguas residuales. Este tipo de servicio no se encuentra dentro de los servicios destinados para la localidad. Fuentes de abastecimiento de energía eléctrica. El abastecimiento de energía eléctrica es suministrado por la Comisión Federal de Electricidad, por medio de su red de líneas de conducción. Sin embargo, es de considerar que las casas más apartadas no cuentan con el servicio. Vías de comunicación. Los medios de comunicación con que cuenta la zona donde se ubica el proyecto es con transporte terrestre, telefonía rural carretera pavimentada que comunica a los municipios cercanos como los son, Centro, Jalpa de Méndez y Cunduacán. Reservas territoriales para el desarrollo urbano. La localidad no cuenta con Planes de Desarrollo Urbano, ni de Programa de Ordenamientos Territoriales que permitan el desarrollo ordenado de la comunidad.

Tipo de organizaciones sociales predominantes. En la zona no existen agrupaciones Civiles ni Gubernamentales, sin embargo, en la comunidad se tiene conciencia de los riesgos que representa la actividad petrolera, principalmente durante el transporte del hidrocarburo, así como de las afectaciones que se pueden ocasionar durante la construcción de cualquier infraestructura. Sin embargo, hasta la fecha no se tiene registro de participación de la comunidad sobre el reclamo hacia la Paraestatal Petróleos Mexicanos. III.2 Características climáticas. El estado de Tabasco se encuentra localizado en el trópico húmedo de la República Mexicana; presenta dos tipos fundamentales de clima: cálido húmedo y cálido subhúmedo con una fuerte predominancia del


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primero. De acuerdo a la clasificación climática de Köppen y modificado por Enriqueta García, el tipo de clima para la zona donde se localiza el proyecto es de tipo Am (f) (i') gw", el cual lo define como un clima cálido húmedo con abundantes lluvias en verano, Esto es ocasionado por la escasa elevación con respecto al nivel del mar, la cercanía al Golfo de México y la influencia marítima. III.2.1 Temperatura. En la zona existe poca variación (de menos de 5° C) en la temperatura. Cabe mencionar que para el análisis de la variables climáticas, se consideraron los registros obtenidos en la estación climatológica Vicente Guerrero (27-063), la cual es la más cercana al área del proyecto, aproximadamente 12.5 km. A continuación se muestra en la siguiente tabla, las temperaturas promedios de la zona de estudio, registradas en la estación climatológica de Vicente Guerrero (27-063):

TEMPERATURA PROMEDIO (ºC)Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

T. Prom. 23.6 24.7 26.6 28.7 29.7 30.4 29.0 28.6 28.3 27.2 25.9 24.7T. Min. 18.7 18.9 20.8 22.5 23.5 23.5 23.2 23.2 23.2 22.5 20.7 19.4T. Max. 20.5 20.8 23.0 25.2 26.6 26.5 26.1 26.0 25.7 24.8 22.8 21.3

Fuente: Instituto Mexicano de Tecnología del Agua (IMTA).

TABLA 12. TEMPERATURAS PROMEDIOS.

La marcha anual de la temperatura alcanza el mínimo durante el mes de enero y seguidamente empieza a ascender alcanzando el máximo durante el mes de mayo, sin embargo las temperaturas más altas suelen presentarse antes del solsticio de verano (21 de Junio); el promedio anual de la temperatura máxima registrada en un período de 24 años (1961-1985) es de 24.1 ºC. Asimismo, el promedio anual de la temperatura mínima, está en el rango de los 21.7 ºC. III.2.2 Precipitación pluvial.

La temporada de lluvias se presenta a partir del mes de junio hasta el mes de febrero aproximadamente, favorecido por la presencia de los vientos cargados de humedad provenientes del Golfo de México y que al mismo tiempo, producen lluvias de convección al encontrarse con las sierras del Norte de Chiapas; en la siguiente tabla se presentan los promedios mensuales y anual registrado en la estación climatológica de Vicente Guerrero:

PRECIPITACIÓN PROMEDIO (MILÍMETROS)Mes. Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Seg Oct Nov DicPrec. 107.8 69.4 42.6 53.5 42.3 144.9 116.5 127.5 276.9 305.8 197.5 113.7

Fuente: INEGI, 2000.

TABLA 13. PRECIPITACIÓN PLUVIAL. Para la zona donde se llevará a cabo la construcción de las líneas de descarga y el cabezal Sen 72, no existen registros de velocidad del viento. Por otra parte, la dirección predominante de los vientos para la zona de estudio es del Noroeste al Sureste, dominada por los vientos alisios. III.2.3 Dirección y velocidad del viento. Los vientos dominantes alcanzan velocidades medias máximas en los meses de octubre, noviembre y diciembre con 30 kilómetros por hora, localizándose los mínimos en los meses de mayo y junio con vientos de 12 kilómetros por hora. Vientos de enero: durante este mes los vientos dominantes son del norte y noreste. Vientos codominantes del norte con velocidad de 12 m/s.


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Vientos de abril: vientos dominantes del noreste. Vientos codominantes del este con velocidad de 6 m/s. Vientos de julio: vientos dominantes del noreste. Vientos codominantes del este con velocidades de 5 m/s. Vientos de octubre: vientos dominantes y codominantes del noreste, con velocidades de 6 m/s. III.1.1 Incluir planos de la regíon, indicativos de la ubicación de zonas vulnerables o puntos de interes (asentamientos humanos, áreas naturales protegidas, zonas de reserva ecológica, cuerpos de agua, etc). Señalando, claramente tanto el plano como en una tabla de distanciamientos a las mismas; así como la densidad demográfica de las zonas habitadas cercanas al trazo del proyecto. Ver cartografía en el anexo B. III.3 Intemperismos severos. ( ) ¿Terremotos (sismicidad)?

De acuerdo a regionalización sísmica de los autores Mota y Palomino, el área destinada para los proyectos se ubica dentro de una zona de peligrosidad media con posibilidades de presentar sismos entre III y VI grados en la escala de Mercalli; de igual manera, en base a la regionalización sísmica de la República Mexicana, el estado de Tabasco se ubica dentro de la región sísmica B, la cual es una zona intermedia en donde se registran sismos no tan frecuentes. Por lo tanto la probabilidad de ocurrencia de sismos de carácter catastrófico es baja.

( ) ¿Corrimientos de tierra?

La zona donde se localizan los proyectos se localiza dentro de la provincia fisiográfica Llanura Costera del Golfo Sur, específicamente dentro de la subprovincia Llanuras y Pantanos Tabasqueños, en esta parte, el área se caracteriza por presentar un relieve plano. En general, el origen de esta región está íntimamente relacionado con la regresión del Atlántico y debido al relleno gradual de la cuenca por el acarreo de sedimentos transportados por las corrientes. Por lo tanto, al no presentarse elevaciones, las posibilidades de corrimientos de tierras son nulas.

( ) ¿Derrumbamientos o hundimientos?

Geológicamente el área se caracteriza por la ausencia de afloramiento de rocas en la superficie y por la presencia de extensas llanuras de carácter aluvial y deposicional, resultado de constantes depósitos de materiales acarreados por la extensa red fluvial existente, originando que las capas superficiales estén conformadas por material tipo clásticos distribuidos en forma irregular en depósitos de arena y limo de hasta 10 m de espesor y depósitos mixtos de gravas y arenas con arcilla, lo cual origina un suelo y subsuelo estable donde la ocurrencia de fenómenos, como los hundimientos y derrumbamientos son bajos.

( ) ¿Efectos meteorológicos adversos (Inversión térmica, niebla etc.)?

Los efectos meteorológicos adversos que pueden presentarse en la zona, son los frentes fríos los cuales se presentan durante los meses de diciembre a febrero y que se caracterizan por descensos en la temperatura, originados por el desplazamiento de masas de aire frío provenientes del Norte, los cuales además ocasionan abundantes precipitaciones, este meteoro tiene una duración de 2 a 3 días. Otro de los fenómenos que afectan la región son los ciclones tropicales en su carácter de tormenta tropical, depresión tropical y huracanes, al desplazarse de la Península de Yucatán hacia el Istmo de Tehuantepec, provocando intensas precipitaciones y vientos huracanados con rachas de hasta 120 km/h, estos se presentan por lo general entre los meses de junio a octubre, que es la temporada de ciclones tropicales en el Atlántico.


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( ) ¿Inundaciones (historial de 10 años)?

La zona de estudio presenta problemas de inundaciones a lo largo de todo el año, esto obedece a que en la zona se presentan grandes volúmenes de escurrimientos superficiales anuales. A esta situación contribuyen las abundantes lluvias y las características fisiográficas del terreno.

( ) ¿Perdidas de suelo debido a la erosión?

El área del proyecto se caracteriza por presentar un relieve casi cóncavo, en donde a lo largo del año se presenta un tirante de agua mas o menos homogéneo, lo cual evita la perdida del suelo por la acción erosiva del viento y el arrastre del suelo por corrientes superficiales causadas por las lluvias.

( ) ¿Riesgos radiológicos?

En la zona destinada el proyecto, no existen procesos artificiales o naturales que puedan ocasionar este evento.

( ) Huracanes? De los registros que se han llevado a efecto por casi 100 años, se concluye que tan sólo el 4% de las tormentas tropicales con fuerza de huracán han tocado directamente el estado. Por otra parte, no se dispone de registros de los totales de precipitación alcanzados por el paso de los huracanes, que sin tocar el estado, sí influye directamente aportando un incremento sustancial en las lluvias y las consecuentes inundaciones en las zonas bajas. Por citar un solo ejemplo, durante el año de 1995 se registraron varios ciclones en el Golfo de México sin que ninguno de ellos entrará a Tabasco, si embargo, ocurrieron fuertes lluvias que abarcaron amplias superficies y ocasionaron crecientes de importancia en todos los ríos de la cuenca baja.

IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN EL PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO.

IV.1 Programa de Desarrollo Municipal.

El proyecto estudio de riesgo nivel 0, del proyecto: “Construcción L.D.D. 8" de diámetro pozos Naranja 1, Sen 95, Sen 97, cabezal Sen 72 y L.D.D. 8" de diámetro X 0+325.796 Kms pozo Sen 73 a cabezal Sen 72 e interconexión L.D.D. pozo Sen 72 a cabezal Sen 72 se ubica dentro del territorio perteneciente al municipio de Nacajuca, Tabasco. Debido a lo anterior se contemplará los lineamientos establecidos en el plan municipal de desarrollo de dicho municipio. El plan municipal de desarrollo Nacajuca 2001-2003. El plan municipal de desarrollo Nacajuca 2001-2003 tiene como prioridad fundamental la atención inmediata de todos aquellos problemas que forman parte de la vida cotidiana de la población, de ello depende la paz y el equilibrio social. Debido a lo anterior, el municipio a través de su plan fijará el rumbo en los aspectos administrativos, político, económico y social que dará prioridad a lo que demanda la sociedad. Dentro del plan se contemplan Políticas Sectoriales, entre la que se incluye el Sector desarrollo Social y Protección Ambiental, que tiene el propósito de elevar el nivel de vida de la población a través de la atención a la vivienda y a los servicios públicos básicos, así como a la preservación del ambiente. Dicho sector se sustenta su labor en el ámbito ambiental mediante las siguientes líneas de acción:


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• Prever las reservas territoriales para el crecimiento urbano y regular el desarrollo de los asentamientos humanos.• Apoyar la preservación del medio ambiente y mantener el equilibrio de los ecosistemas.

Programa de desarrollo Urbano de Nacajuca.

El Programa fue elaborado con base en los objetivos, metas y políticas del Plan Nacional de Desarrollo (PND), de los Programas Nacional y Estatal de Desarrollo Urbano de Tabasco y, con estricto apego a la Ley General de Asentamientos Humanos, la cual establece la concurrencia de los municipios, de las entidades Federativas y de la Federación, para la ordenación y regulación de los asentamientos humanos en el territorio nacional. Para cumplir con tal cometido, la ley establece las facultades de los ayuntamientos para aprobar los planes y programas de desarrollo, así como para dictar las disposiciones reglamentarias necesarias para que los objetivos de los planes o programas se cumplan. Asimismo, dentro de los objetivos específicos del Plan de Desarrollo Municipal Medio ambiente se planteo lo siguiente:

• Prever la preservación ecológica, mediante la orientación y regulación del crecimiento a fin de que no se invada dicha área.• Evitar la contaminación del medio ambiente por desechos sólidos y líquidos.

Por lo tanto, el proyecto se vincula tanto con el Plan Municipal de desarrollo y el Programa de Desarrollo Urbano del municipio, ya que se contempla operar en forma segura para disminuir los riesgos y las posibles afectaciones al ambiente. Cabe mencionar que el sitio donde se ubica la obra es una zona rural, en donde no se contempla programa de ordenamiento.

IV.2 Programa de desarrollo Urbano Estatal.

El Programa Estatal de Desarrollo Urbano y Ordenamiento Territorial del Estado de Tabasco (PEDUOT), ha considerado que el medio ambiente debe ser un marco de referencia fundamental, del cual se desprenda este o cualquier otro proceso de planeación urbana que se lleve a cabo en dicho Estado. Según el Programa, Tabasco ha sufrido diferentes problemas ecológicos, ya sea por los grandes proyectos agrícolas o la explotación petrolera, el gran perdedor ha sido siempre la naturaleza, la cual padece en la actualidad de una gran variedad de problemas ecológicos tales como alteraciones hidrológicas, degradación de suelos, erosión, salinización, pérdidas de recursos bióticos y todo tipo de contaminación. Aunque similares en contenido a los propuestos por la versión del PEDUOT de 1994, ya que tienen fundamento en el respeto al medio ambiente natural y sus pobladores, los objetivos y metas del PEDUOT de 1999 son entre otros los siguientes:

• Detener y revertir el deterioro del medio ambiente generado por el desarrollo urbano, industrial y agropecuario.• Apoyarse estrictamente en la Ley del Equilibrio Ecológico y de Protección al Ambiente del Estado de Tabasco para asegurar la utilización racional de los recursos naturales.• Ofrecer estímulos y apoyo técnico al campo para que se cambien sistemas y prácticas agropecuarias que den como resultado un incremento en la producción, se motive la generación de empleo y se arraigue a la población rural, desalentando la migración del campo a la ciudad.

El proyecto en estudio se encuentra vinculado directamente con este programa, ya que en él se abordan asuntos relativos al patrón territorial, los centros de población y los edificios en una exposición organizada con respecto a los siguientes temas:

• Ocupación del territorio.• Regulación general de usos del suelo.• Usos industriales y ductos.• Infraestructura vial y transporte.


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• Infraestructura de agua y drenaje.• Infraestructura eléctrica. • Regulación de equipamientos.• Preservación del patrimonio histórico.• Protección contraincendio.

Así como también, para el caso del estado de Tabasco se plantea una normatividad con relación a los ductos de P.E.P. .y la zona de prohibición a todo uso urbano hasta una franja de 50 m a cada lado del eje de los ductos, estableciéndose una zona de usos restringidos hasta los 200 m a partir del eje del ducto, en el que se deberán prohibir los usos habitacionales y aquellos que requieran de altas concentraciones de población, tales como escuelas, hospitales y mercados, entre otros.

Según el Plan Estatal de Desarrollo Urbano, no se deberá permitir desarrollo urbano en cualquier tipo de preservación ecológica, agrológica de primer y segundo órdenes de productividad, bancos de material, zonas de extracción mineral y petrolera o de recarga hidráulica. Asimismo, este documento contempla las regulaciones siguientes y que se vinculan con el proyecto en estudio: Regulación general de los usos del suelo. Para definir la compatibilidad entre los diversos usos del suelo urbano se deberán considerar los siguientes criterios: Cualquier uso habitacional deberá estar alejado como mínimo a la siguiente distancia:

• 50 metros de cualquier ducto de petróleo o sus derivados. • 50 metros de zonas industriales o almacenamiento de alto riesgo.• 10 metros de zonas industriales ligeras.

Usos industriales y ductos.En el caso de plantas o recibos y/o distribución de energéticos o derivados del petróleo, la distancia mínima de aislamiento para el resguardo del desarrollo urbano es la siguiente:

A. Área de recibo para líquidos y gases: Autotanques (autotransporte) y carros- tanques (ferrocarril): 50 a 500 metros. B. En el caso de plantas de almacenamiento para los derivados del petróleo, cuya capacidad sea de 100 a 30 000 barriles, la distancia mínima de acuerdo al nivel de riesgo será de 75 a 400 metros.

Con respecto a ductos y poliductos transportadores de derivados del petróleo, no se permitirá el desarrollo urbano sobre su sección y trayecto de derecho de vía, dado su carácter de zona federal. No se permitirá el tránsito no controlado de transporte o maquinaria pesada sobre su tendido, ni la excavación a cualquier profundidad cercana a la tubería. Si por algún motivo se requiere de la instalación cercana de una red de infraestructura urbana, o a la construcción de una vía o dispositivo vial cercano al tendido, se deberá obligatoriamente concertar y coordinar su proyecto y construcción bajo la supervisión de Pemex. La distancia mínima de resguardo a usos urbanos a partir del eje de la tubería es de 35 metros. IV.3 Plan Nacional de Desarrollo.

Plan Nacional de Desarrollo 2001-2006. El Plan Nacional de Desarrollo constituye el instrumento base de la planeación del Ejecutivo Federal con un horizonte de seis años (2001-2006), y presenta los principios de este gobierno, sus objetivos y estrategias. Contiene los compromisos y los lineamientos del gobierno expresados en objetivos claros y estrategias concretas para lograrlo, pero también presenta una visión estratégica para el México del nuevo milenio, con un claro sentido de perspectiva histórica. Las estrategias contenidas en este Plan están encaminadas a facultar a los actores sociales y económicos para que participen de manera activa en las reformas que se promoverán.


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La esencia de este Plan es lograr que México responda, con dinamismo y decisión, a los retos que plantean las diferentes transiciones en el ámbito político, demográfico, económico y social, teniendo siempre en cuenta que el éxito no es producto de la suerte o de la casualidad, sino del establecimiento de objetivos claros y de la aplicación correcta y oportuna de estrategias bien definidas para hacer posible lo que se desea. El área de crecimiento con calidad buscará conducir responsablemente la marcha económica del país, elevar la competitividad de la economía, asegurar el desarrollo incluyente, promover el desarrollo regional equilibrado y crear las condiciones para un desarrollo sustentable. El proceso de planeación estratégica del desarrollo se estructura en instrumentos y mecanismos de largo, mediano y corto plazos. A largo plazo se define un horizonte de planeación de 25 años, considerando una determinada perspectiva de país y de los sectores estratégicos para el desarrollo. Uno de los elementos para la preparación del Plan Nacional de Desarrollo fue la definición de una visión de México en el año 2025 que propone el rumbo a largo plazo que requiere el país. La visión de largo plazo, denominada Visión de México en el año 2025, será analizada por un consejo emanado de la sociedad civil, cuya función será identificar oportunidades y proponer análisis, estudios y líneas de acción al Ejecutivo federal y a la sociedad civil. El medio ambiente es prioritario. Se trata de un mandato social, de una convicción de gobierno, de una estrategia para el crecimiento de largo plazo y finalmente, de un requerimiento ético y comercial de la nueva convivencia internacional. El medio ambiente es una prioridad para el Ejecutivo federal y para el Plan Nacional de Desarrollo, toda vez que el desarrollo de la nación no será sustentable si no se protegen los recursos naturales con que se cuenta. Se ha visto cómo la degradación del capital natural del planeta ha producido cambios climáticos que afectan negativamente a las actividades humanas, y ello confirma la necesidad de conservar de manera racional los recursos naturales de nuestro país. La presente administración establecerá diversas medidas y proyectos cuyos objetivos son crear conciencia de la identidad entre bienestar y medio ambiente; construir una cultura de evaluación de prácticas productivas y de resultados de programas sociales basada en el criterio de que el deterioro de la naturaleza es un efecto inaceptable; fomentar un mayor conocimiento sobre el deterioro al medio ambiente que provocan ciertas prácticas sociales y productivas; desarrollar, en suma, una concepción de desarrollo en armonía con la naturaleza. Éste es, por tanto, el quinto eje de la acción de gobierno en torno al desarrollo social y humano. La política económica. La globalización de la economía mundial es un hecho que nadie puede detener ni acotar. La pregunta que cada nación tiene que plantearse es cuál es la mejor manera de integrarse a ese proceso mundial para obtener los máximos beneficios posibles. La globalización de la economía es producto de cambios fundamentales en la naturaleza de la actividad económica y de avances tecnológicos, lo que ha modificado la forma de producir, la fisonomía de los empleos disponibles y las fuentes de riqueza. La misión del Poder Ejecutivo Federal 2000-2006 es conducir responsablemente, de manera democrática y participativa, el proceso de transición del país hacia una sociedad más justa y humana y una economía más competitiva e incluyente, consolidando el cambio en un nuevo marco institucional y estableciendo la plena vigencia del Estado de derecho. Unas de las estrategias a seguir es crear las condiciones políticas, económicas y sociales que promuevan los procesos de desarrollo nacional. Es un hecho que en los procesos de desarrollo industrial, de urbanización y de dotación de servicios, los recursos naturales no se han cuidado de manera responsable, al anteponer el interés económico a la sustentabilidad del desarrollo. Para asegurar un desarrollo sustentable se difundirá información para promover una cultura en la que se respete el medio ambiente; se apoyará a instituciones dedicadas a la conservación del medio ambiente; se reglamentará el uso y la explotación de acuíferos para optimizar su uso y conservar este recurso; se fomentará la adopción de procesos productivos limpios; se aplicarán políticas de respeto al medio ambiente en las empresas paraestatales. Además, se incorporarán nuevas áreas naturales a un régimen de protección y conservación, promoviendo alternativas económicas para sus pobladores y se fomentarán


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las unidades de manejo ambiental sustentable, que contribuyan a conservar, promover y facilitar la biodiversidad, a disminuir las probabilidades de degradación de ecosistemas y especies en riesgo de extinción y a fomentar la recuperación de especies de alto significado ecológico, simbólico y económico para las identidades regional y nacional. El gobierno se ha propuesto cinco grandes objetivos que permitan vertebrar las estrategias reconocidas por el nuevo gobierno hasta el momento y permitan ordenar aquellas estrategias y acciones que plantee la sociedad a lo largo de los próximos seis años: 1. Conducir responsablemente la marcha económica del país.2. Elevar y extender la competitividad del país.3. Asegurar el desarrollo incluyente.4. Promover el desarrollo económico regional equilibrado.5. Crear condiciones para un desarrollo sustentable. El crecimiento que busca el Plan es un crecimiento con calidad, que ocurra con tasas altas, sostenidas y estables, y que excluya la recurrencia de crisis. Se trata de un crecimiento ecológicamente sustentable, que sea capaz de balancear la expansión económica y la reducción de la pobreza con la protección del medio ambiente; de un crecimiento que avance en la equidad de oportunidades entre personas, regiones y sectores. Es decir, una dinámica que permita generar y canalizar recursos suficientes para combatir los rezagos y financiar proyectos de inclusión en el desarrollo. Debido a la naturaleza del proyecto, éste se localiza en zonas inminentemente rural, donde las condiciones de las zonas aledañas son pantanos. De tal forma, que las comunidades carecen de programa y planos de desarrollo urbano, al carecer de estos documentos es necesario considerar lo establecido en el Plan Estatal de Desarrollo, así como en el Programa Estatal de Desarrollo Urbano y Ordenamiento Territorial, que a continuación se presenta.

IV.4 Decretos y programas de manejo de áreas naturales protegidas. El trazo de las líneas y el cabezal no se encuentra dentro, ni cercano de un área natural protegida.

V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.

V.1 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. Los procedimientos de diseño, cálculo, especificación e instalación de equipos y accesorios por cada una de las disciplinas involucradas en el desarrollo del presente proyecto, estarán de acuerdo a las recomendaciones establecidas por las siguientes organizaciones e instituciones, en sus respectivos códigos, estándares, especificaciones y normas ultimas ediciones.

NÚMERO DESCRIPCIÓN OBRA MECANICA

P. 3.120. 02 TRAZOS Y NIVELESP. 2.461.01 SISTEMAS DE DESFOGUES

3.374.01 SISTEMA DE TRANSPORTE POR TUBERIA2.421.01 SISTEMA DE TRASPORTE Y RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS3.135.07 LASTRE DE CONCRETO PARA TUBERIA DE CONDUCCIÓN

OBRA CIVIL3.121.02 EXCAVACIONES3.121.08 CLASIFICACIÓN DE MATERIALES PARA PAGOS DE EXCAVACIONES3.113.01 ACERO DE REFUERZO PARA CONCRETO3.135.01 CIMBRAS PARA CONCRETO3.135.02 ELABORACIÓN, TRANSPORTE, COLOCACIÓN, COMPACTACION,

ACABADO Y CURADO DE CONCRETO. PROTECCIÓN ANTICORROSIVA


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3.132.01 APLICACIÓN DE RECUBRIMIENTOS PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA3.153.03 APLICACIÓN DE PINTURAS3.134.01 COLORES Y LETREROS EN INSTALACIONES PETROLERAS

3.411.01 APLICACIÓN E INSPECCIÓN DE RECUBRIMIENTOS PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA

3.413.01 INSTALACIÓN DE SISTEMAS PARA PROTECCIÓN CATÓDICA.4.411.01 RECUBRIMIENTOS PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA

INSTALACIONES ELECTRICAS3.346.02 INSTALACIÓN DE SISTEMAS DE CONEXIÓN A TIERRA

OBRAS COMPLEMENTARIAS3.120.01 DESMONTE3.121.01 DESPALME

OBRA MECANICACID- NOR-N-SI-

0001“REQUISITOS MÍNIMOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,

OPERACIÓN, MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE”PEP-PHT-003 PRUEBA HIDROSTÁTICA PARA SISTEMAS DE TUBERÍAS TERRESTRES

03.0.02 “DERECHOS DE VÍA DE LAS TUBERÍAS DE TRANSPORTE DE FLUIDOS”AP-1104 ESTANDAR PARA SOLDADURAS DE LINEAS DE TUBERÍAS E INSTALACIONESPEMEX NORMAS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE PETRÓLEOS MEXICANOSPEMEX REGLAMENTOS DE TRABAJOS PETROLEROS

ANSI/ASME B31-8 SISTEMAS DE TUBERIAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS.ANSI B16.5 BRIDAS DE ACERO PARA TUBOS Y ACCESORIOS BRIDADOS.ANSI B16.9 ACCESORIOS DE ACERO PARA SOLDAR A TOPE.

API STANDARD5 LX

TUBERIA DE ACERO PARA LINEA, CON COSTURA O SIN COSTURA, DEALTA PRUEBA.

API STANDARD6D

VALVULAS DE ACERO DE COMPUERTA, MACHO, BOLA Y RETENCIÓNPARA TUBERIA DE LINEA.

ISO-9000 NORMA INTERNACIONAL DE ASEGURAMIENTO DE CALIDADP. 4.315.07 TUBERIA PARA RECOLECCION Y TRASPORTE DE HIDROCARBUROS

AMARGOS03.0.03 ACCESO DE PERSONAS A INSTALACIONES DE P.E.P.

PROTECCION ANTICORROSIVA

09.0.02 “APLICACIÓN Y USO DE PROTECCIÓN CATÓDICA EN TUBERÍAS ENTERRADAS Y SUMERGIDAS”

2.132.01 SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTICORROSIVA2.411.01 SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTICORROSIVA A BASE DE RECUBRIMIENTOS2.413.01 SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA

PEP-RAT-001 “RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO EXTERNO PARA SISTEMAS DE TUBERÍAS DE CONDUCCIÓN TERRESTRE”

NACE MR-01-75 MATERIALES METALICOS PARA EQUIPOS USADOS EN CAMPOSULTIMA EDICION PETROLEROS RESISTENTES A LA RUPTURA POR ESFUERZOS EN

PRESENCIA DE SULFUROS.NACE RP-0169-92 CONTROL DE LA CORROSIÓN EXTERNA DE SISTEMAS DE TUBERIA

METALICA SUMERGIDA.NACE- TM O169-76 SECCION 6 PRUEBAS PARA EVALUAR LA VELOCIDAD DE CORROSIONNACE- TM O284- 87 PRUEBAS DE INDUCCION DE HIDROGENO (HIC) RELACIONADAS CON ACIDO

SULFIDRICO OBRA CIVIL

S/N LEY GENERAL DE EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE.

TABLA 14. GLOSARIO DE NORMAS.

Materiales utilizados en el recubrimiento anticorrosivo. Resina epóxica (primario). Resina epóxica en forma de polvo con gran termoestabilidad, funciona formando una película delgada y uniforme. Alta adhesión en húmedo y alta resistencia al desprendimiento catódico. Deberá ajustarse a las siguientes propiedades:

PROPIEDAD VALORGRAVEDAD ESPECÍFICA 1.44

ALMACENAMIENTO (27ºC) 12 MESES


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COVERTURA 0.695 m2/kg/mmTIEMPO DE CURADO 3-6 seg @ (232ºC) Y 7-12 seg @ (204ºC)

CONCENTRACIÓN MÍNIMA DE EXPLOSIVIDAD

1012 gr/cm3

PROPIEDAD PRUEBA VALORIMPACTO ASTM G14 1.8 kg*m

RESISTENCIA A LA ABRASIÓN ASTM D4060 0.1080 gr DE PERDIDAADHESIÓN AL ACERO ASTM D1022 437 kg/cm2

PENETRACIÓN (-40ºC A 93ºC) ASTM G17 0.0%ESFUERZO A LA TENSIÓN ASTM D882 660 kg/cm2

RESISTENCIA ELÉCTRICA 3M TM-199ª 46.5 kv/mmELONGACIÓN ASTM 6.1%

ESFUERZO A LA COMPRESIÓN ASTM D695 819 kg/cm2

CHOQUE TÉRMICO (-73ºC –134ºC) EFECTO NO VISIBLEVOLUMEN DE RESISTIVIDAD ASTM D257 1.8X1015 ohm*cm

DESPRENDIMIENTO CATÓDICO SHEEL ES/014(651 C) 2 días/1.0 ohm DE DESPRENDIMIENTO

TABLA 15. PROPIEDADES DE LA RESINA EPÓXICA (PRIMARIO).

Copolimero de polipropileno (capa intermedia). Adhesivo en forma de polvo (color blanco) de copolimero de polipropileno de alta estabilidad, la cual asegura una excelente adhesión con la capa de resina epóxica y la capa externa de polipropileno, además de una distribución en partículas en el rango de 90-500 µm. Deberá ajustarse a las siguientes propiedades:

PROPIEDADES TÍPICAS MÉTODO ASTM UNIDAD VALORPROPIEDADES FÍSICAS

GRAVEDAD ESPECÍFICA (23º) D792

g/10 min

0.9RANGO DE FLUJO DERRETIDO

(230ºC, 2.16 kg) D1238L 9

GRAVEDAD ESPECÍFICA APARENTE (23ºC) D1895 0.4

PROPIEDADES MECÁNICASMODULO DE FLEXIÓN D790 Mpa 700

ESFUERZO A LA TENSIÓN D638 Mpa 16ELONGACIÓN D638 % >400

TABLA 16. PROPIEDADES DE POLIPROPILENO (CAPA INTERMEDIA).

Copolimero de polipropileno (acabado). Polipropileno de color blanco en forma de pellet con grado de extrusión, este copolimero estabiliza los rayos U.V. y ofrece un servicio continuo en el rango de temperatura de –20ºC a 100ºC, además de tener buena resistencia al impacto, identificación, fatigas en ambientes de cracking, químicos, hongos y bactericidas, así como también buena rigidez y baja absorción de agua. Deberá ajustarse a las siguientes propiedades:

PROPIEDADES TÍPICAS MÉTODO ASTM UNIDAD VALORPROPIEDADES FÍSICAS

GRAVEDAD ESPECÍFICA (23º) D792 - 0.9VELOCIDAD DE FLUJO DE

DERRETIDO (230ºC, 2.16 kg) D1238L g/10 min 0.8

DUREZA ROCKWELL D785 ESCALAR 79PUNTO DE FUSIÓN D3418 ºC 160

RANGO DE TEMPERATURA DE DERRETIDO ºC (240-250)

PROPIEDADES MECÁNICASMODULO DE FLEXIÓN D790 Mpa 1000

ESFUERZO A LA TENSIÓN D638 Mpa 23


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ELONGACIÓN D638 % >400PROPIEDADES TÉRMICAS

PUNTO DE SUAVIZACIÓN VICAT (9.8 N) 145ºC D1525 ºC 145

CARACTERÍSTICAS ESPECIALESRESISTENCIA A HONGOS G21 NO HAY DESARROLLORESISTENCIA A BACTERIAS G22

TABLA 17. PROPIEDADES DE POLIPROPILENO (ACABADO).

Impermeabilidad. El sistema es altamente impermeable al agua y al oxigeno, los cuales son los elementos que producen la corrosión generando el óxido de hierro (FeO). En el caso del alquitrán de hulla su impermeabilidad al agua es pobre, las cintas no son impermeables al oxigeno y el epoxi absorbe algo de agua, mientras que en este sistema el polietileno o el polipropileno logran una barrera al agua y el epoxi produce la barrera al oxigeno, combinando las mejores condiciones de cada material. Impacto. El sistema es resistente a los golpes debido a su espesor de 2.0 mm y a las propias características de resistencia del polipropileno que permiten amortiguar cualquier tipo de impacto. El espesor y tipo de material es fundamental para definir la resistencia a los golpes de un recubrimiento. En el caso del alquitrán de hulla aunque se coloquen altos espesores no logra una buena resistencia debido a la característica muy blanda que posee este material. El epoxi en polvo es un material altamente resistente al impacto pero debido a que su espesor es muy bajo (0.4 mm) no soporta muy bien los golpes. Los recubrimientos de cintas plásticas tienen un espesor total de hasta 1.5 mm, siendo más comunes las de 0.75 mm, de los cuales la mitad de este espesor corresponden al adhesivo que es blando. ADHERENCIA. Esta característica es fundamental para que el recubrimiento no se despegue al tubo y permita el paso del agua y el oxigeno entre el tubo y el recubrimiento, provocando corrosión sin posibilidad de que actúe la protección catódica. El sistema tiene una adherencia de hasta 10 veces más alta que las de cintas plásticas a temperaturas de 23ºC y mientras las cintas y los alquitranes a 45ºC ya no tienen casi adherencia, el sistema de tres capas posee hasta 110ºC un valor no aceptable. PROTECCIÓN CATÓDICA. El recubrimiento tiene un buen comportamiento con la protección catódica, siendo este y el FBE las que mejor cumplen con el ensayo de desprendimiento catódico, incluso a altas temperaturas. Además por su gran poder aislante, es el recubrimiento que menos corriente requiere para su protección (3 µ amp/pie2). Estas características se ponen de manifiesto frente a recubrimientos como el alquitrán de hulla y cintas plásticas que requieren 14 µ amp/pie2. EFICIENCIA. El recubrimiento por las características de sus materiales y por el sistema en sí mismo, tiene una merma


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en su eficiencia de no mas del 2%, durante períodos de más de 20 años. INSTALACIÓN DE VÁLVULAS. Las válvulas que serán instaladas en las líneas de descarga y en el cabezal, son descritas a continuación: Válvula de acero al carbón de compuerta de paso completo y continuado auto soportada 600# ANSI, extremos bridados y cuerpo fundido, operada con volante y engrane, internos resistentes al ácido sulfhídrico para operar a 70 kg/cm2 de presión continua y 150ºC de temperatura, para ser usada en el control de fluido amargo. Construida de acuerdo a los códigos API-6D, ANSI B16.5, B16.10 y MSS-SP-61 que cumpla con el NACE MR-01-75, última versión (cierre hermético), de 24” Ø R.T.J., 16” Ø R.T.J., 8” Ø R.T.J., 6” Ø R.T.J. y 4” Ø R.F. Válvula de compuerta ASTM A-105 inserto soldable de ½” Ø clase 800. Válvula de aguja de ½” Ø 6000# PSI hembra /macho de acero inoxidable. Válvula de aguja de 3/4” Ø 6000# PSI hembra /macho de acero inoxidable. Válvula de retención de acero al carbón tipo columpio extremos bridados y cuerpo fundido clase 600 # ANSI, internos resistentes al ácido sulfhídrico para operar a 70 kg/cm2 de presión máxima y 150ºC de temperatura, de 16” Ø R.T.J., 6” Ø R.T.J. y 4” Ø R.F. CERTIFICACIÓN DE MATERIALES. La certificación de los materiales con los que será construida la obra, es llevada a cabo por la compañía contratista. Esto por disposición de Pemex Exploración y Producción, ya que desde las mismas bases de concurso se especifica como requisito, que la compañía provea materiales y equipos certificados. Para efectos de llevar a cabo la construcción de la obra, se requerirá a la contratista presentar todas aquellos documentos que avalen la certificación de los materiales y equipos que proveerá. Los límites mínimos requeridos para los materiales son los siguientes: a). Composición química. 1. Equivalente de carbono: 0.32 % máximo (servicio amargo).2. Contenido de carbono: 0.10 % máximo.3. Contenido de manganeso: 1.1 % máximo.4. Contenido de silicio: 0.10 % máximo.5. Contenido de fósforo: 0.025 % máximo.6. Contenido de azufre: 0.005 % máximo.7. Contenido de cobre: 0.25 % máximo.8. Contenido de níquel: 0.20 % máximo.9. Contenido de cromo: 0.20 % máximo.10. Contenido de molibdeno: 0.80 % máximo. b) Pruebas de sensibilidad a la fractura de hidrogeno inducido.

Se deberá efectuar prueba HIC (Hidrogen Inducer Cracking), de acuerdo con NACE STD-TM-02-84, en una probeta de material base, para cada lote de 100 tubos de un mismo fabricante de tubería. c) Pruebas de desgarramiento por caída. Prueba de desgarramiento por caída de peso, de acuerdo a SR-6 del API-SPEC-5L y API-5L3.

d) Pruebas de dureza.


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Se efectuará el perfil de dureza al material, conforme a API-SPEC-5L, a un tubo por cada colada.

e) Perfil metalografico.

Se efectuará un perfil metalografico de una sección transversal a la soldadura.

f). Prueba hidrostática. Esta se realizará de acuerdo al API-SPEC-5L Sección 5. 5.1. Hydrostatic Test Requirements.5.2 Verification of Hydrostatic Test.5.3 Test Pressures.5.4. Suplementary Hidrostatic Test. La documentación y registros mínimos de prueba, fabricación e inspección de la tubería que deberá entregar el fabricante, es la siguiente:

• Certificado de análisis químicos de la colada de acero.• Procedimiento de fabricación de la tubería.• Historial de fabricación de cada tubo.• Registro de inspección de cada tubo y de cada técnica aplicada.• Registro de inspección ultrasónica.• Registro y gráficas de pruebas hidrostática.• Relación de tubería reparada indicando defecto y longitud.• Registro de inspección de la tubería reparada.• Registro y gráficas de prueba hidrostáticas de la tubería reparada.• Informe de las pruebas de susceptibilidad al daño por hidrógeno.

Dentro de la infraestructura requerida para la instalación del ducto, se contempla la siguiente infraestructura: INTERCONEXIONES. El ducto y el cabezal deberán quedar integrados a las instalaciones existentes de la siguiente manera:

• Interconexión de las líneas de descarga con sus respectivas válvulas de corte, desde límite de pera de los pozos Naranja 1, Sen 95, Sen 97, Sen 72 y Sen 73 al disparo correspondiente del cabezal Sen 72.• Interconexión con las válvulas de compuerta de las líneas de descarga en el amarre con el cabezal Sen 72.• Interconexión de la válvula de compuerta del cabezal de 10” de diámetro en el cabezal Sen 72.• Interconexión de la válvula de compuerta del cabezal de 8” de diámetro en el cabezal Sen 72.

CABEZAL DE RECOLECCIÓN. Se construirá con tubería convencional de acero para transporte de crudo amargo, un cabezal de recolección con seis acometidas en 8” de diámetro, en el área norte adyacente a la localización de la pera del pozo Sen 72, con sus respectivas válvulas de seccionamiento, válvulas de retención, un cabezal de 8” de diámetro para medición, un cabezal de 10” de diámetro, así como toda la obra civil que sea necesaria para que el área del cabezal quede resguardada con una barda perimetral, incluyendo portón metálico en su entrada y un área suficiente para maniobras dentro del perímetro. Cada colector deberá tener dos coples (uno de ½” de Ø para la toma de presión incluyendo la válvula de aguja y otro de ¾” de Ø para censar la temperatura, incluyendo el termopozo de 4 ½”·de longitud).


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Además deberá considerar dos válvulas de 4” de Ø con las distancias y alturas adecuadas para poder instalar el equipo móvil de medición multifásica. El cabezal se diseñará para operar los 365 días del año. Toda la tubería superficial enterrada y aérea deberá protegerse con el recubrimiento adecuado al servicio (protección mecánica especial para alta temperatura) y medio ambiente imperante en la zona, así como la colocación de protección catódica o impresa, válvulas de seccionamiento, seguridad y protección a pozos y las conexiones requeridas para su operación. El cabezal estará diseñado para manejar un volumen y presión máxima de operación. Tomando en cuenta para este análisis, los posibles incrementos de volumen por diversos métodos de explotación, así como cualquier tipo de intervención a los pozos. V.2 Procedimientos y medidas de seguridad. CONTROL DE PROCESOS. El sistema de instrumentación a desarrollar para el proyecto en cuestión, será tipo local, requerida para la indicación de las variables del proceso que así lo requiera de acuerdo con las necesidades planteadas por PEMEX - EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN. SIMBOLOGÍA E IDENTIFICACIÓN. Para la simbología e identificación de los instrumentos, así como el desarrollo de los sistemas se emplearán los estándares y normas de la ISA.

INSTRUMENTACIÓN LOCAL. La instrumentación estará integrada por los siguientes componentes: Manómetros.

Se utilizarán para la medición local de presión, estos deberán cumplir con los siguientes puntos:

• Montaje local.• Carátula de 4 1/2 pulgadas de diámetro, con escala de fondo blanco y caracteres negros.• Caja de acero inoxidable.• Movimiento tipo bourdon.• Los materiales en contacto con el fluido de proceso deberán cumplir con estándar NACE-MR- 01-75 última edición.

INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA. • Indicador de temperatura.

Se utilizarán para la medición local de temperatura, deberán cumplir al menos con los siguientes puntos:

• Montaje local.• Tipo bimetalico.• Carátula de 5 pulgadas de diámetro con escala de fondo blanco y caracteres negros.• Caja de acero inoxidable.• Termopozo de barra sólida de 1 ½ pulgada, diámetro bridado 600 Lbs. ASME cara realzada.• Los materiales en contacto con el fluido de proceso deben cumplir con el estándar NACE MR- 01-75 última edición.


I

INSTALACIÓN DE INSTRUMENTOS DE CAMPO. Todos los instrumentos y componentes principales de la instrumentación de campo, deberá ser accesibles desde el piso, plataformas y/o escaleras fijas; los que requieran calibración o ajustes periódicos quedarán instalados de manera tal que permita el fácil acceso a sus componentes, al mismo tiempo se conservará el centro visual del medidor o instrumento de referencia. V.3 Incluir las hojas de datos de seguridad (MSDS) de las sustancias y/o materiales peligrosos involucrados. Las hojas de datos de seguridad para cada sustancia presente en el fluido de los ductos y el cabezal, se encuentran en el anexo E. V.4 Condiciones de operación. V.4.1 Operación. El fluido de las líneas de descarga de los pozos Sen 95, Sen 97 y Naranja 1, presentará la siguiente composición:

COMPOSICIÓN DEL FLUIDO

COMPONENTE MEZCLA LÍQUIDO GAS% MOL % MOL % MOL

Nitrógeno 0.800 0.000 0.970CO2 1.260 0.210 1.470

H2S 0.000 0.000 0.000C1 62.14 0.310 74.94

C2 9.910 0.190 11.920

C3 4.620 1.050 5.360

IC4 0.890 0.400 0.990

NC4 1.960 1.400 2.070

IC5 0.830 1.350 0.720

NC5 0.970 2.160 0.720

C6 1.550 6.480 0.530

C7 1.410 7.190 0.220

C8 2.460 14.010 0.070

C9 2.050 11.930 0.010

C10 1.540 8.990 0.000

C11 0.990 5.790 0.000

C12 0.840 4.910 0.000

C13 0.670 3.910 0.000

C14 0.570 3.310 0.000

C15 0.430 2.510 0.000

C16 0.310 1.820 0.000

C17 0.190 1.130 0.000

C18 0.130 0.730 0.000

C19 0.060 0.340 0.000

C20 3.410 19.870 0.000

TOTAL 100.000 100.000 100.000

TABLA 18. COMPONENTES DEL FLUIDO DE LAS LÍNEAS DE DESCARGA SEN 95, SEN 97 Y NARANJA 1.


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El fluido de las líneas de descarga de los pozos Sen 72 y Sen 73, presentará la siguiente composición:



Nitrógeno 0.800 0.000 0.970CO2 1.260 0.210 1.470

H2S 0.000 0.000 0.000C1 62.14 0.310 74.94

C2 9.910 0.190 11.920

C3 4.620 1.050 5.360

IC4 0.890 0.400 0.990

NC4 1.960 1.400 2.070

IC5 0.830 1.350 0.720

NC5 0.970 2.160 0.720

C6 1.550 6.480 0.530

C7 1.410 7.190 0.220

C8 2.460 14.010 0.070

C9 2.050 11.930 0.010

C10 1.540 8.990 0.000

C11 0.990 5.790 0.000

C12 0.840 4.910 0.000

C13 0.670 3.910 0.000

C14 0.570 3.310 0.000

C15 0.430 2.510 0.000

C16 0.310 1.820 0.000

C17 0.190 1.130 0.000

C18 0.130 0.730 0.000

C19 0.060 0.340 0.000

C20 3.410 19.870 0.000

TOTAL 100.000 100.000 100.000

TABLA 19. COMPONENTES DEL FLUIDO DE LAS LÍNEAS DE DESCARGA SEN 72 Y SEN 73. El fluido del cabezal Sen 72, presentará la siguiente composición:



Nitrógeno 0.800 0.000 0.970CO2 1.260 0.210 1.470

H2S 0.000 0.000 0.000C1 62.14 0.310 74.94

C2 9.910 0.190 11.920

C3 4.620 1.050 5.360


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IC4 0.890 0.400 0.990

NC4 1.960 1.400 2.070

IC5 0.830 1.350 0.720

NC5 0.970 2.160 0.720

C6 1.550 6.480 0.530

C7 1.410 7.190 0.220

C8 2.460 14.010 0.070

C9 2.050 11.930 0.010

C10 1.540 8.990 0.000

C11 0.990 5.790 0.000

C12 0.840 4.910 0.000

C13 0.670 3.910 0.000

C14 0.570 3.310 0.000

C15 0.430 2.510 0.000

C16 0.310 1.820 0.000

C17 0.190 1.130 0.000

C18 0.130 0.730 0.000

C19 0.060 0.340 0.000

C20 3.410 19.870 0.000

TOTAL 100.000 100.000 100.000

TABLA 20. COMPONENTES DEL FLUIDO DEL CABEZAL SEN 72. En las tablas siguientes, se muestran las propiedades fisicoquímicas de los componentes más representativos de la mezcla gaseosa:

PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS DEL METANOSinónimo Gas de los pantanos

Fórmula química CH4

Peso molecular 16.04 gr/gr molDensidad 0.0007167 (g/ml)

Punto de ebullición -161.4 ºCCalor de vaporización 121.87 (cal/gr)

Presión de vapor 6840 (mm Hg a 20ºC)Densidad de vapor (aire = 1)

Temperatura de autoignición 538.00 ºCTemperatura de fusión -182.50 ºC

Densidad relativa 0.415 – 165.00Solubilidad en agua Solubilidad 100 partes H2O = 0.420 cm3

Estado físico, color y olor Gas, incoloro, inodoro e insípidoFactor de compresibilidad 0.290

Capacidad calorífica 0.540 BTU/mol ºFConductividad térmica 0.0215 BTU/(h – pie2)(ºF/pulg)

TABLA 21. PROPIEDADES DEL METANO.

PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS DEL ETANO

Sinónimo EtanoFórmula química C2H6



Calor de combustión (líquido) 22214 BTU/lbCalor de combustión (gas) 22323 BTU/lb

Presión de vapor 30400 (mm Hg a 20ºC)


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Densidad de vapor (aire = 1)Temperatura de autoignición 515.00 ºC

Temperatura de fusión -172.00 ºCDensidad relativa 0.546 – 98.00

Solubilidad en agua Solubilidad 100 partes H2O = 4.72 cm3

Estado físico, color y olor Gas, incoloro y combustibleFactor de compresibilidad 0.285


TABLA 22. PROPIEDADES DEL ETANO.

PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS DEL PROPANOSinónimo Etano

Fórmula química C3H8



Calor de combustión (líquido) 19774 BTU/lbCalor de combustión (gas) 19929 BTU/lb

Presión de vapor 7600 (mm Hg a 20ºC)Densidad de vapor (aire = 1)

Temperatura de autoignición 450.00 ºCTemperatura de fusión -187.00 ºC

Densidad relativa 0.5077Solubilidad en agua Solubilidad 100 partes H2O = 6.518 cm3

Estado físico, color y olor Gas, incoloro pesadoFactor de compresibilidad 0.277


TABLA 23. PROPIEDADES DEL PROPANO.

PROPIEDADES FÍSICAS DE ACEITE CRUDO DE LA LÍNEA

Gravedad específica. 20/4 °C (ASTM D-1298) 0.860Gravedad. A.P.I. 60°/60 °F 32.48

Viscosidad SSU @ 15.5 °C (ASTM D-88) 68.46Viscosidad SSU @ 37.8 °C (ASTM D-88 50.38Viscosidad SSU @ 48.8 °C (ASTM D-88) 42.42

Viscosidad Cinemática @ 37.8 °C (ASTM D-445) 7.34Viscosidad Dinámica (cp) (ASTM D-445) 6.19

Temperatura de Escurrimiento °C (ASTM D-97) -14.00Agua por Centrifugación (%) (ASTM D-4007) 0.00

Sedimento por Centrifugación (%) (ASTM D-4007) 2.2Agua por Destilación (%) (ASTM D-4006) 0.05

Salinidad (LMB) (UOP-22) 6.06Carbón Rams Bottom (% peso) (ASTM D-524) 1.60

Carbón Conradson (% Peso) (ASTM D-189) (10g) 2.05Parafina Total (% Peso) (UOP-46) 5.50

Factor de Caracterización (UOP 375-59 11.65Asfáltenos (% Peso) (IP-143) 0.57

TABLA 24. PROPIEDADES FÍSICAS DEL ACEITE CRUDO.

La capacidad para la cual se diseñarán las líneas de descarga de los pozos Sen 95, Sen 97 y Naranja 1 es la siguiente:


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CONDICIONES DE DISEÑO. Presión: Máxima : 1500 PSI.Normal : 1138 PSI.Mínima : 1000 PSI. Temperatura: Máxima : 230 ºF.Normal : 226 ºF.Mínima : 225 ºF. Flujo: Estado líquido. Normal : 1,500 BPD. Estado gaseoso. Normal : 8.4 MMPCD. La capacidad para la cual se diseñarán las líneas de descarga de los pozos Sen 72 y Sen 73 es la siguiente: CONDICIONES DE DISEÑO. Presión: Máxima : 1500 PSI.Normal : 1138 PSI.Mínima : 1000 PSI. Temperatura: Máxima : 230 ºF.Normal : 226 ºF.Mínima : 225 ºF. Flujo del Sen 72: Estado líquido. Normal : 1,000 BPD. Estado gaseoso. Normal : 3.03 MMPCD. Flujo del Sen 73: Estado líquido. Normal : 1,500 BPD.


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Estado gaseoso. Normal : 4.60 MMPCD. La capacidad para la cual se diseñará el cabezal Sen 72 es la siguiente: CONDICIONES DE DISEÑO. Presión:

Normal : 80 Kg/cm2. Temperatura: Normal : 95 ºC. Flujo: Estado líquido. Máxima : 50,000 BPD.Normal : 30,000 BPD.Mínima : 10,000 BPD. Estado gaseoso. Máxima : 45.0 MMPCD.Normal : 35.0 MMPCD.Mínima : 25.0 MMPCD.Estado físico. El estado físico de la sustancia que se manejará en las líneas de descarga y el cabezal, es multifásico, ya que incluye gas y líquido. V.4.2 Pruebas de verificación. Las pruebas de verificación que se realizarán a las líneas de descarga para asegurar su correcto funcionamiento, son las siguientes:

• Prueba hidrostática:

Después de la operación de bajado y tapado y hechos los empates con las obras especiales, se debe probar la tubería a presión interior, utilizando como fluido agua neutra y libre de partículas en suspensión que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada. La presión de prueba debe ser aquella que produzca un esfuerzo tangencial igual al 90% de la resistencia mínima especificada para la tubería. En el tramo sujeto a prueba hidrostática debe considerarse el perfil topográfico, para que la presión de prueba en el punto mas bajo corresponda al valor de presión indicada. Si se presentan pérdidas de presión por fallas o fugas de la tubería, deberán corregirse y repetirse la prueba hasta su aprobación. Ningún elemento que forme la tubería debe ser de menor resistencia que el material de los tubos, con el fin de que todo el sistema resista la prueba hidrostática especificada por la tubería. La tubería se encontrará alojada en una zona que se encuentra clasificada como Clase No. 1, que corresponde a una zona que cuenta con 10 o menos construcciones para ocupación humana en un


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área unitaria de terreno, la cual corresponde a la periferia de ciudades, áreas industriales y rancherías (Ref. ASME B31.8, Capítulo IV, párrafo 840.2.b.2). Después de hacer la prueba hidrostática, las líneas, válvulas y accesorios serán drenados completamente, para evitar daños. La fuente de abastecimiento de agua y las áreas para desalojarla después de la prueba, serán determinadas por el supervisor de la construcción. Al comprobar satisfactoriamente las pruebas de las tuberías, se deberán hacer todas las conexiones necesarias para eliminar el agua con diablos o esferas corridas con aire.

• Inspección: La tubería se limpiará por interior y exterior para permitir una buena inspección, verificando que cumplan con las tolerancias de redondez, que sean rectos en sentido longitudinal y estén exentos de defectos que puedan menoscabar su resistencia y hermeticidad.

• Propiedades de doblado: Para tuberías con diámetro nominal mayor de 50.8 mm (2 pulgadas), deben realizarse pruebas de aplastamiento.

• Determinación del espesor de pared: Debe medirse en cada pieza el espesor de pared mediante un calibrador de precisión, en diferentes puntos del cuerpo del tubo, incluyendo cuatro puntos en cada extremo del tubo, previamente efectuando la limpieza de superficie.

• Soldabilidad: Un soldador calificado debe tomar un tramo del tubo, cortar este en dos carretes, biselar, preparar la junta, soldar, obtener los especimenes y hacer las pruebas. La calificación de la soldadura debe hacerse con las más severas exigencias que se apliquen a una soldadura efectuada bajo las condiciones y procedimientos que se presentan en campo.

• Resistencia a la cedencia: La resistencia mínima especificada a la cedencia, tensión o elongación de la tubería debe ser

tomando un valor de no mas de 1690 kg/cm2. Si al realizar esta prueba, la relación resistencia a la cedencia – resistencia a la tensión, excede a 0.85 el tubo no debe usarse.

• Defectos de superficie: Toda la tubería será examinada para buscar grietas, ranuras y abolladuras; si se encuentra alguna de estas anomalías, el tramo de tubería debe ser cambiada por una en buen estado.

VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.

VI.1 Antecedentes de riesgo de la actividad. El análisis histórico de accidentes es una herramienta de identificación de riesgos, que hace uso de los datos recogidos en el pasado sobre accidentes industriales. La ventaja de esta técnica radica en que se refiere a accidentes ya ocurridos, por lo que los peligros identificados con su uso son indudablemente reales. Por otro lado, ahí reside también su principal limitación, ya que el análisis sólo se refiere a accidentes que han tenido lugar y de los cuales se posee información. El número de casos a analizar, es por tanto finito, y no cubre, ni mucho menos, todas las


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posibilidades importantes. Es necesario tener en cuenta, además, que la información disponible sobre un accidente es limitada, y a menudo sesgada, así como el hecho de que muchos accidentes e incidentes se registran de forma restringida o no se registran. Esto último es especialmente cierto en los casos en que el accidente, que podría haber tenido consecuencias catastróficas, no llega a materializarse o lo hace de forma limitada debido a un cúmulo de circunstancias afortunadas. A pesar de lo anterior, el análisis histórico de accidentes es una técnica útil, que permite la identificación de riesgos concretos. Derrame de Hidrocarburos. El volumen de hidrocarburos líquidos derramado por Petróleos Mexicanos En el año 2000 representa el 0.5% de las emisiones y descargas totales. El 82% de este volumen fue consecuencia de los 90 derrames ocurridos en instalaciones de PEMEX Refinación. El volumen restante se debió a los 1,428 derrames en instalaciones de PEMEX Exploración y Producción. De los derrames de PR, 28 se debieron a tomas clandestinas y se estima que 37 de los correspondientes a PEP ocurrieron por actos de vandalismo. Prácticamente todo el volumen derramado por PR se registró en los cuatro sectores de ductos del país, con una incidencia de 58% en el sector Golfo. En el caso de PEP, el 93% del volumen se derramo en estalaciones terrestres; en particular en oleoductos antiguos de las regiones Norte y Sur, donde el volumen derramado representó 51 y 43% del total de derrames del organismo. Durante el año hubo dos derrames importantes en instalaciones de PR que constituyen el 50% del volumen total derramado por este organismo. Ambos derrames ocurrieron en el oleoducto de Poza Rica – Madero, a distancias de 3.1 y 98.2 kilómetros de la Estación de Bombeo de Poza Rica. En el primer caso se derramaron 6,300 barriles a consecuencia de una fisura longitudinal del ducto; en el segundo caso el derrame ascendió a cerca de 12,000 barriles y ocurrió por la soldadura a causa del asentamiento del terreno. Los tres principales derrames en instalaciones de PEP en 2000 representan 26% del volumen total derramado por este organismo. El primero en importancia por el volumen involucrado fue de 975 barriles, este se debió al deslave del terreno por el que corría el oleoducto entre las instalaciones de las deshidratadoras de Ágata y El Plan, en el estado de Tabasco. Los otros derrames fueron de 566 y 503 barriles, los cuales ocurrieron a raíz de la corrosión de los oleoductos de la batería Cactus II – batería Cactus III en Chiapas y San Andrés I – San Andrés II en Veracruz. En términos de hidrocarburos líquidos transportados por ductos terrestres, PEP derramó 26% menos que en 1999, al pasar de 14.3 a 10.6 barriles por cada millón de barriles transportados. En los mismo términos PR derramó 1.7 veces más hidrocarburos incrementando su índice de 17.1 a 46.0. El 25 de junio de 1999, una fuga en la válvula de seccionamiento del oleoducto que corre en las márgenes del río Sarabia, en el municipio de San Juan Guichicovi, en Oaxaca, provocó un derrame de 113 barriles de crudo. Esto debido a una creciente del río, se impregnaron sus márgenes, la vegetación, tres cuerpos lagunares y suelos agrícolas. La siguiente tabla muestra el resumen de los hidrocarburos en instalaciones de PEMEX.

DERRAME DE HIDROCARBUROS

DEPENDENCIA NÚMERO VOLUMEN (BARRILES) NÚMERO VOLUMEN

(BARRILES)PEP 52 522 1376 7284PR 2 13 88 36665

TOTALES 54 535 1464 43949Variación 1999/2000

(%) -46.0 -9.5 93.7 83.6

Mar Tierra Fuente: www.pemex. gob.


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TABLA 25. DERRAME DE HIDROCARBUROS.

El análisis de accidentes industriales realizado por Pemex-Exploración y Producción, a través de SIPA, durante los años de 1994 y 1995 y el periodo enero – agosto de 1996, demuestran que los accidentes industriales han sido primordialmente por fugas en líneas de hidrocarburos, las cuales representan un 67%, ocurriendo en la Región Sur el 22%. Las causas de dichas fugas han sido en un 92% por ruptura de las líneas debido a desgaste por corrosión exterior e interior; entre los factores que inciden en este tipo de problemas están la edad de los ductos, las presiones a que se manejan los fluidos y el grado de corrosividad del mismo. Otras de las causas de las fugas es la ruptura de las líneas por vandalismo, material defectuoso y golpe mecánico. El porcentaje restante de accidentes industriales ocurridos corresponde en un 30% a incendios en pastizales, los cuales ocurren por causas ajenas al organismo, incendios en instalaciones cuyas causas son en su mayoría al ejecutar trabajos con riesgo permanente y/o reparación de instalaciones, y por último en un porcentaje muy pequeño se tiene las explosiones. Según datos proporcionados por Pemex-Exploración y Producción, Activo de producción Luna, durante el segundo semestre de 1998, se suscitaron un promedio de 37 incidentes en instalaciones similares a la de los proyectos. Estas obedecieron principalmente por sabotaje (robo de válvulas, cortes con segueta, apertura de válvulas). Las sustancias involucradas fueron gas natural y en menor proporción crudo, las acciones de corrección fueron inmediatas y se realizaron paros de la producción, trabajos de saneamiento, reposición de accesorios robados, reposición de tramos de tubería dañada, todo esto con un 100% de avance. Los ecosistemas donde se llevaron a cabo estos eventos, fueron zonas bajas inundables, terrenos firmes, y zonas de cultivo. Dichos eventos fueron de menores consecuencias, ya que los sistemas de instrumentación y control se accionaron inmediatamente, logrando abatir las consecuencias. Ahora bien, en su informe de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Protección Ambiental del año de 1999, la Auditoria de Seguridad Industrial y Protección Ambiental declara que las fugas ocurren principalmente en las líneas de descarga y son ocasionadas en su mayoría por la corrosión exterior e interior, a pesar de la protección mediante la inyección de inhibidores y la protección catódica en la tubería, en menor escala por actos vandálicos (daños a la tubería mediante cortaduras), fallo de materiales y golpes. Así, en 1999 se registraron 763 fugas con un volumen fugado de 10679 barriles, lo cual se muestra en la siguiente tabla:

MES No. DE FUGAS VOLUMEN FUGADO (BARRILES)

Enero 56 149.30Febrero 66 1540.30Marzo 62 451.30Abril 73 184.10Mayo 92 176.10Junio 45 81.60Julio 53 868.50

Agosto 68 330.80Septiembre 60 2679.70

Octubre 90 2413.50Noviembre 45 497.90Diciembre 53 1306.00

TABLA 26. CARACTERISTICAS DE LAS FUGAS PRESENTADAS DURANTE 1999.

Las zonas de ocurrencia de dichas fugas se presentan en la tabla siguiente:


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ZONA No. DE FUGAS VOLUMEN FUGADO (BARRILES)

Zona Marina de Campeche (Plataformas) 84 345.00

Campeche (Atasta) 5 20.00Chiapas 23 1340.00Tabasco 306 1117.00

Tamaulipas 183 2489.00Veracruz 162 5368.00

TABLA 27. ZONAS DONDE SE PRESENTARON LAS FUGAS DURANTE 1999.

La Revista Oil & Gas Journal de Julio 12, 1993[1] publicó un estudio donde se analizan los incidentes involucrados en mas de 300,000 kilómetros de ductos de transporte de líquidos y gases peligrosos de los Estados Unidos durante un periodo de diez años. Como resultado de este análisis de causas de los accidentes se obtiene que el de mayor ocurrencia es el daño causado por fuerzas externas, seguido por la corrosión, teniendo gran importancia también la antigüedad de los sistemas de transporte. En las siguientes tablas se resumen los resultados obtenidos en dicho estudio.

CAUSAS DE LOS ACCIDENTES TOTAL DE ACCIDENTES EN 10 AÑOS/1000 MILLAS DE TUBERÍA. %

Fuerzas Externas 581 30.56Corrosión 523 27.51

Otros 496 26.10Errores del operador 107 5.63

Defectos de la Tubería 98 5.10Defectos de soldadura 54 2.80

Equipos de relevo 42 2.20Total 1901 100.00

TABLA 28. RESULTADO DE LOS ACCIDENTES EVALUADOS POR OIL AND GAS JOURNAL.

LONGITUD

(MILLAS) AÑOS DE ANTIGÜEDAD

1 5 10 15 201 0.09 0.44 0.88 1.32 1.765 0.44 2.19 4.34 6.44 8.49

10 0.88 4.34 8.49 12.46 16.2625 2.19 10.50 19.90 28.31 35.8350 4.34 19.90 35.83 48.60 58.82100 8.49 35.83 58.82 73.58 83.05150 12.46 48.60 73.58 86.42 93.02250 19.90 67.02 89.12 96.41 98.82500 35.83 89.12 98.82 99.87 99.99750 48.60 96.41 99.87 100.00 100.001000 58.82 98.82 99.99 100.00 100.001500 73.58 99.87 100.00 100.00 100.002000 83.05 99.99 100.00 100.00 100.00

TABLA 29. PROBABILIDADES DE ACCIDENTES EN % PARA VARIAS LONGITUDES Y LA RELACIÓN CON

SU ANTIGÜEDAD. También el Departamento de Transportes de los E.U. en una estadística de accidentes relacionados con tuberías que manejan gas en el periodo de 1984 a 1987 reporta que aproximadamente un 35% de los accidentes en ductos ocurren en la clase de localización 1 y 2 debido a daños por excavación. Para tener mas datos de referencia en cuanto a los antecedentes de riesgos de la actividad, se tomaron en cuanto a bancos de datos de otras partes del mundo, tal es el caso de La Nacional Response Team Of the Oil and Hazard Pollution Contingency Plan de los Estados Unidos de Norte América, los cuales almacenan datos de los accidentes mas recientes. Estos fueron seleccionados en base a las características del presente proyecto, los cuales se mencionan a continuación en orden cronológico de


I

1997 al 2001: 1997.

El miércoles 29 de enero de 1997 ocurrió una fuga en una tubería que se fisuró debido a corrosión interna, esto en Roble Blanco, Texas. La cantidad fugada fueron aproximadamente 21,000 galones del aceite. El Lunes 28 de abril de 1997, ocurrió una fuga de petróleo crudo en una tubería de 12” de diámetro, la tubería se colapso debido a la creciente del río que con la fuerza de su corriente daño la tubería. Se estimaron 500 barriles de petróleo crudo fugado. El Viernes 16 de mayo de 1997, ocurrió una fuga de petróleo crudo debido a que una tubería de 16” de diámetro se colapso debido a causas desconocidas, esto cerca de Cocodrie, LA. Se estimaron 210,000 galones de petróleo crudo liberados. El Domingo 01 de junio de 1997, ocurrió en un área de pantanos en Paradis, una fuga de aceite causada por ruptura de una válvula. Como consecuencia se fugaron aproximadamente 2,000 barriles de petróleo crudo. El miércoles 06 de agosto de 1997 una válvula fue dejada abierta durante las pruebas de presión de la línea de petróleo crudo, en la Refinería Tosco. En el momento de la notificación la cantidad descargada era de 15 barriles. El Jueves 14 de agosto de 1997, un área de una milla cuadrada de aceite negro fueron descubiertas cercanas al Golfo de México al sur de Tambalier, puesto que el aceite salía a la superficie. Texaco, y Compañías petroleras Forestales tienen tuberías cercanas y se les aconsejó cerrarlas e investigar. Las causas del percance son desconocidas. El Viernes 12 de septiembre de 1997, fue descubierta una fuga de aceite en los alrededores del Pantano de Campo de Magnolia, Luisiana. Se reportó la fuga de 175 barriles de petróleo crudo derramados de una tubería de 2.5” de diámetro. Las causas del percance son desconocidas. El Lunes 29 de septiembre de 1997, un derrame de petróleo el cual ocurrió en Lompoc, California. La tubería de 20” de diámetro ha sido cerrada y se llevo a cabo su reparación. Se estima que fueron fugados 200 barriles de petróleo crudo. Las causas del percance son desconocidas. El Lunes 29 de septiembre de 1997, un derrame de petróleo el cual ocurrió en Los Ángeles / Long Beach, cuando una tubería de de 20” de diámetro se fisuro, por donde se liberó de 200 a 500 barriles de petróleo crudo. Las causas del percance son desconocidas.

1998.

El 30 de agosto de 1998, una tubería de 6” de diámetro se seccionó totalmente y derramó 220 barriles de petróleo crudo en el Río Pecos. La causa exacta es desconocida.

El 17 de noviembre de 1998 la Corporación De ejército de Ingenieros recibió un informe de 1000 barriles de Petróleo crudo liberado de una tubería de Industrias de Tierras de labranza, el tamaño de tubería es desconocido.

El 1 de octubre de 1998 se recibió un informe de fuga de petróleo crudo de tubería posible en el


I

Bloque de Cañón de Mississippi. Se descubrió un área impactada de aproximadamente 1200 millas cuadradas. La liberación originada de una grieta en una tubería de 8" de diámetro.

1999.

En enero 21 de 1999, el Centro de Respuesta Nacional recibió un informe que 8 barriles de petróleo crudo fueron derramados de una tubería de 26” de diámetro. El aceite de derramó en un área adyacente al río Mississippi. Las causas de la fuga son desconocidas.

El 20 de marzo de 1999, una tubería de 10” de diámetro liberó 1500 barriles de petróleo crudo. Las causas de la fuga son desconocidas.

El 14 de noviembre de 1999 se reportó que una tubería de 4” de diámetro, al este del Centro, Texas, liberó 5000 barriles de petróleo crudo por una ruptura. No se sabe la causa de la ruptura.

El 14 de noviembre de 1999, la Oficina Marítima De Seguridad Nueva Orleans recibió un informe de un derramamiento de petróleo en Ramah, Louisianna. La liberación ocurrió en una línea de 3” de diámetro, la cual sufrió un colapso por exceso de presión y se fugaron 200 barriles de petróleo crudo.

El 24 de noviembre de 1999 una maquinaría pesada golpeo y fracturó una tubería de 20” de diámetro, al sur de Luisiana. Se estima una liberación de 37,500 galones de Petróleo crudo.

El 20 de diciembre de 1999, el Centro de Respuesta Nacional recibió un informe sobre una liberación de petróleo crudo en una tubería de 8” de diámetro. La causa de la liberación era desconocida. Se reportaron 63,000 galones de material fugado.

2000.

El 21 de enero de 2000, Equilon Pipeline divulgó que se rompió una tubería de 24” de diámetro, liberando aproximadamente 94,080 galones de petróleo crudo cercano al Golfo de México. La tubería se fracturo debido a que fue golpeda con maquinaria pesada.

El 27 de enero de 2000, el NRC recibió un informe sobre una liberación de petróleo crudo de una tubería de 24” de diámetro cerca de Winchester, KY. Se reportaron 23,000 galones de petróleo crudo fugado. Esto fue causado por una craqueo de la tubería debido a las temperaturas frías.

El 5 de febrero de 2000, el NRC recibió un informe de la Compañía de Tubería de Sol de un derramamiento de petróleo de su tubería de 24” de diámetro. Se reporto que más de 10,000 galones de petróleo crudo habían sido liberados de la tubería. Esta área es ambientalmente sensible y un hábitat para varias especies.


I

El 10 de febrero de 2000, el Centro de Respuesta Nacional recibió un informe, que entre 500 y 1000 barriles de petróleo crudo habían sido liberados de una tubería subterránea de 3” de diámetro, debido a la corrosión interna de este. El incidente ocurrió en Barton County Kansas. El 4 de abril de 2000, se presento una liberación de Petróleo crudo de una línea de 4” de diámetro enterrada aproximadamente 3 pies debajo de la tierra. La liberación ocurrió al sur del río Mississippi. Se reportó la liberación de 300 barriles del aceite, la causa del accidente no se conoce. El 27 de abril de 2000, se reportó una liberación de petróleo crudo de 2,856 galones, debido a la corrosión sobre una tubería de 4” de diámetro. Esto ocurrió cercano a Prestonsburg, KY. El 27 de abril de 2000, en el condado de Cornettsville, KY, una Tubería de 4” de diámetro, sufrió una ruptura, liberando 2,856 galones de petróleo crudo. Las causas son desconocidas.

El 11 de mayo de 2000, una parte de una línea de aceite, en el Campo de Lago Blanco al este de Los Ángeles CA, una sección de una tubería de 16” de diámetro sufrió una ruptura, liberando 80-90 barriles de petróleo crudo en el agua.

El 12 de mayo de 2000, el Centro de Respuesta Nacional recibió un informe de una liberación de petróleo crudo, debido a la corrosión interna de una tubería de 4” de diámetro. La ruptura se llevo a cabo en el condado de Natrona, Wyoming, liberando 45 barriles de petróleo crudo.

El 16 de diciembre de 2000, durante operaciones internas en área cercana a Pittsburg, se liberaron aproximadamente 3000 galones de petróleo crudo. Esto debido a que un golpe en la maniobra fracturo una válvula de la tuberías.

2001.

En febrero 26 de 2001 durante una maniobra una maquinaria pesada atropelló una tubería de 4” de diámetro, esto sucedió cercano al Roble Blanco, TX. Como consecuencia de la tubería rota, se fugaron 200 barriles de petróleo crudo derramado.

El 1 de julio de 2001 el Centro de Respuesta Nacional recibió un informe acerca de una ruptura de tubería de 10” de diámetro, cerca de Hattiesburg, Mississippi. El informe inicial indicó se habían fugado aproximadamente 100 barriles de petróleo crudo.

El 30 de abril de 2001, 12,600 galones de petróleo crudo fue liberado de una tubería de 10” de diámetro debido a la corrosión externa.

El 04 de octubre de 2001, un agujero de bala fue descubierta en el Sistema de Tubería de Alaska, milepost 399, 80 millas al norte de Fairbanks, Alaska. La liberación se estima es 230 galones por hora con un potencial de total de 18,000 barriles liberado.


I

El 11 de diciembre de 2001, una válvula de alivio de una tubería, se fisuro. Esto causó la liberación de 220 barriles de petróleo crudo. Esto ocurrió al norte de Snyder, TX.

VI.2 Identificar los puntos probables de riesgo, empleando una metodología específica (p.ej. Que pasa si/Lista de Verificación, Hazid, Hazop, Árbol de Fallas, o en su caso, cualquier otra cuyos alcances y profundidad de identificación sean similares, debiéndose aplicar la metodología de acuerdo a las especificaciones propias de la misma. En caso de modificar la aplicación, deberá sustentarse técnicamente. Bajo el mismo contexto, indicar los criterios de selección de la(s) metodología(s) utilizadas para la identificación y jerarquización de riesgos. Asimismo, anexar la memoria descriptiva de la(s) metodología(s) empleada(s) en la aplicación de la(s) metodología(s) utilizada(s), deberán considerarse todos los aspectos de riesgo de cada uno de los nodos y sectores que conforman la instalación o proyecto. Para la jerarquización de Riesgos se podrá utilizar: Matriz de Riesgos, metodologías cuantitativas de identificación de riesgos, o bien, aplicar criterios de peligrosidad de los materiales en función de los gastos, condiciones de operación y/o características CRETI o algún otro método que justifique técnicamente dicha jerarquización. Los elementos que constituyen el proyecto de la construcción de las líneas de descarga de los pozos Naranja 1, Sen 95, Sen 97, Sen 72 y Sen 73, así como el cabezal Sen 72, serán evaluados de acuerdo a la metodología Listas de Verificación (Check Lits), la cual se describe a continuación: La Lista de Verificación es un método comparativo de identificación de riesgos, en que se hace uso de la experiencia acumulada por una organización industrial. Estas Listas de Verificación son recordatorios útiles que, por lo general, se ha elaborado a través de los años por distintas personas y que, como en el caso anterior, permite comparar el estado de un sistema con una referencia externa, identificando directamente carencias de seguridad en algunos casos o las áreas que requieren un estudio mas profundo en otros. La decisión de aplicar la metodología de Lista de Verificación al presente análisis, radica primordialmente en que se puede aplicarse a la evaluación de equipos, material o procedimientos muy específicos, la metodología proporciona una serie de puntos de reflexión y preguntas que llaman la atención sobre los aspectos que pueden haber pasado desapercibidos. Las líneas de descarga y el cabezal serán evaluados de acuerdo a la metodología Check List, para la identificación y determinación de los posibles eventos potenciales de riesgo, se aplicaron 12 cuestionarios para la instalación los cuales son los siguientes: 1 Check List para INSTRUMENTACIÓN.2 Check List para MANTENIMIENTO.3 Check List para TUBERÍAS Y VÁLVULAS.4 Check List para PROCESO.5 Check List para PROTECCIÓN CONTRA FUEGO.6 Check List para SISTEMAS DE PROTECCIÓN CONTAINCENDIO.7 Check List para SITIO Y LOCALIZACIÓN.8 Check List para EQUIPO.9 Check List para PROTECCIÓN AL AMBIENTE.10 Check List para SEGURIDAD PERSONAL.11 Check List para ELÉCTRICO.12 Check List para OPERACIONALES. A continuación se incluye las listas de verificación para el presente proyecto:


I

Además de la Lista de Verificación (Check List), se decidió evaluar también de acuerdo a la metodología Análisis de las Modalidades de Fallo y sus Efectos (FMEA), la cual se describe a continuación: Análisis de las Modalidades de Fallo y sus Efectos (FMEA). El Análisis de las Modalidades de Fallo y sus Efectos (FMEA) consiste en un examen de componentes individuales con el objetivo de evaluar el efecto que un fallo de los mismos puede tener en el comportamiento del sistema. Es un análisis sistemático, que se realiza poniendo habitualmente el énfasis en fallos de funcionamiento de componentes. En el contexto de este análisis, una modalidad de fallo es un síntoma, una condición o un modo de operación asociado al fallo de un componente. El modo de fallo puede identificarse con una pérdida de función de componentes (deja de actuar), función prematura (actúa prematuramente, antes de que se produzca la demanda), función fuera de tolerancia o fallo o característica física indeseada. Se tiene que definir un formato para el estudio (el cual aparece en las tablas siguientes). La finalidad es conseguir una mayor coherencia en el análisis, y el módo de lograrlo es disponer de un formulario estandarizado. Para efectos de la metodología, se ha sugerido un índice de gravedad, en esta escala el 1 (sin efectos adversos) a 4 (peligro inmediato para el personal e instalaciones, parada de emergencia), con los niveles 2 y 3 correspondiendo respectivamente a riesgos bajos sin requerir parada y riesgos de importancia que requieren parada normal. El Análisis FMEA es, por tanto, una herramienta más para la identificación y análisis de riesgos. Por otro lado, los modos de fallos identificados que dan lugar a los efectos relevantes llevan consigo acciones correctoras. A continuación se encuentran las tablas para la identificación de los riesgos potenciales, las cuales son caracteristicas de la metodología mencionada anteriormente.

DESCRIPCIÓN DE LOS RIESGOS POTENCIALES DE ACCIDENTES IDENTIFICADOS. Las desviaciones encontradas en la Lista de Verificación y Análisis de las Modalidades de Fallo y sus Efectos (FMEA) fueron las siguientes:

• La instrumentación que será implementada en las líneas de descarga y en el cabezal, no estarán automatizadas, no existirán válvulas accionadas con actuadores neumáticos. Tampoco se han tomado en cuenta los sensores de presión y temperatura.• Si existe una sobrepresión en el cabezal o en las líneas de descarga, las válvulas pueden sufrir daños severos, como el que se atasquen, impidiendo el cierre o la apertura al paso del fluido o pueden también ser expulsadas de su base, provocando el derrame del fluido.• Las juntas bridadas pueden sufrir rompimiento por exceso de presión, por error humano, así como tener fallas en la instalaciones, o por no estar bien cimentadas.• Los empaques pueden sufrir rompimiento por desgaste, al contacto con el movimiento del fluido y por exceso de presión.• Cuando existe una sobrepresión en la tuberías, las partes mas susceptibles de la línea a ser afectadas, son aquellas donde existen uniones soldadas. Estas uniones pueden ser afectadas


I

también por la corrosión la que las debilita hasta perforarlas originando fugas de fluido. Otro factor que implica riesgo en las uniones soldadas, son los errores que se cometen cuando se aplica la soldadura, al no utilizar el material adecuado o personal sin capacitación adecuada.• No existe cuarto de control para las líneas de descarga y el cabezal.• Debido a que las válvulas son manuales, se puede retrasar el cierre de estas, puesto que la presión de la línea y del cabezal evita que el maneral gire con facilidad.• Las líneas de descarga no contarán con cubetas para el recibo y lanzamiento de diablos.• No existe un camino que sirva como salida de emergencia alterna.• No existirá iluminación en la zona de las válvulas de seccionamiento y el cabezal.• Dado que las zonas de influencia de la obra es pantano, existe la probabilidad que ocurran anomalías en las líneas debido a las quemas que se realizan en la época de secas, con el fin capturar quelonios, estas representan fuentes de ignición para cualquier fuga que se suscite en las líneas o en el cabezal.• No existen sistemas de monitoreo de gases asfixiantes, esto es necesario para detectar fugas de gases, prevenir accidentes y proteger la salud de los trabajadores.• El material de la tubería del cabezal y de las líneas de descarga que se encuentren aérea, se pueden ver afectadas por la humedad relativa de la zona, la cual es de alrededor del 75% en la zona, esto provoca el desgaste de la placa de las tuberías con la consecuencia de formación de orificios.• Debido a que la zona es baja, permanentemente se encuentra un tirante de agua de aproximadamente un metro de profundidad y se han registrado un N.A.M.E. DE 3.05 m.s.n.m., si se suscita un accidente en algún punto de las líneas, el tiempo de respuesta para atender cualquier contingencia, se vería retrasado debido a esta situación.

Jerarquización de riesgos.

Para la jerarquización de los eventos de riesgos identificados en relación con sus consecuencias, se utilizará una técnica de ponderación de frecuencia, contra ponderación de consecuencias, para así poder obtener los índices de riesgos a los que se encuentra expuesta la instalación. En este sentido se utiliza la Matriz de Riesgo, la cual esta formada de acuerdo a la frecuencia y a la consecuencia por cuatro zonas; la zona de riesgo aceptable como esta, la zona de riesgo aceptable con controles, la zona de riesgo indeseable y la zona de riesgo inaceptable. Esta matriz de riesgo representa en forma gráfica la distribución de los escenarios en las zonas de los diferentes riesgos de la matriz, con base al resultado que pueden tomar cada uno de ellos de acuerdo a la relación:

RIESGO = FRECUENCIA X CONSECUENCIA Tomando en cuenta que la frecuencia y la consecuencia presentan cuatro niveles de interés, se ha creado una matriz simétrica que matemáticamente distribuye y clasifica en forma proporcional las zonas de riesgo antes mencionadas. De esta manera el riesgo que se obtiene de esta matriz es del 1 al 16, la cual se divide en las cuatro zonas antes mencionadas. Las tablas que aparecen a continuación muestran las Categorias de Consecuencias, Frecuencias y Categorias de Riesgo.

CATEGORIAS DE FRECUENCIASCATEGORIAS DE

FRECUENCIAS DESCRIPCIÓN

1

No se espera que ocurra durante el tiempo de vida útil de la instalación.

2

Se espera que ocurra no más de una vez durante el tiempo de vida útil de la instalación.

3

Se espera que ocurra varias veces durante el tiempo de vida útil de la instalación.


I

4

Se espera que ocurra más de una vez en un año.

TABLA 30. CATEGORIA DE FRECUENCIAS.

CATEGORÍA DE CONSECUENCIAS

CATEGORIAS DAÑOS AL PERSONAL

EFECTO A LA POBLACIÓN

IMPACTO AMBIENTAL

PÉRDIDA DE PRODUCCIÓN

DAÑOS A LA INSTALACIÓN

(MILLONES USD)

1Sin daño y/o sin enfermedad ocupacional.

Sin daño y/o efectos a la salud.

Fuga o derrame externo que se puede controlar en menos de una hora (incluyendo el tiempo para detectar).

Menor que una semana. Menor de 0.1.

2

Daño menor y/o enfermedad ocupacional menor.

Daños menores y/o efectos menores a la población.

Fuga o derrame externo que se puede controlar en algunas horas.

Entre una semana y un mes. Entre 0.1 y 1

3

Daño y/o enfermedad ocupacional moderada.

Daños moderados y/o efectos a la salud moderada.

Fuga o derrame externo que se pueda controlar en un día.

Entre un mes y seis meses. Entre 1 y 10

4Muerte y/o enfermedad severa.

Muerte y/o efectos severos a la salud

Fuga o derrame externo que se pueda controlar en una o mas semanas

Mas de seis meses. Arriba de 10

TABLA 31. CATEGORIA DE CONSECUENCIAS.

En la siguiente tabla, se mencionan las unidades que fueron seleccionados en la metodología de identificación utilizada Análisis de las Modalidades de Fallo y sus Efectos (FMEA) y se le asigna un número de nodo para su identificación en la jerarquización, los cuales serán evaluados nuevamente en la metodología de jerarquización de riesgos Matriz de Riesgo.

NODO DESCRIPCIÓN1 Válvulas de compuerta2 Línea de conducción3 Uniones soldadas

TABLA 32. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES.

CONSECUENCIA

TABLA 33. MATRIZ DE RIESGO.

IDENTIFICACIÓN CATEGORÍA DESCRIPCIÓN

InaceptableDeberá ser mitigada con ingeniería y/o controles administrativos para disminuir el riesgo en un período de tiempo especificado de 6 meses.

IndeseableDeberá mitigarse con ingeniería y/o controles administrativos para disminuir el riesgo en un período de tiempo especificado de 12 meses.

Aceptable con controles

Deberán ser verificados los procedimientos o controles.

Aceptable como esta. No requiere mitigación.


I

TABLA 34. DESCRIPCIÓN DEL ÍNDICE DE RIESGO.

CONSECUENCIA

TABLA 35. MATRIZ DE RIESGO POR DAÑOS AL PERSONAL.

Los números que aparecen en cada casilla, representan el número de sistema correspondiente a esa ponderación.

CONSECUENCIA

TABLA 36. MATRIZ DE RIESGO POR EFECTOS A LA POBLACIÓN.


Inaceptable

Indeseable


Aceptable como esta.

CONSECUENCIA

TABLA 37. MATRIZ DE RIESGO POR IMPACTO AL AMBIENTE.


Inaceptable

Indeseable




I

CONSECUENCIA

TABLA 38. MATRIZ DE RIESGO POR PÉRDIDA DE LA PRODUCCIÓN. Los números que aparecen en cada casilla, representan el número de sistema correspondiente a esa ponderación.

Inaceptable

Indeseable



CONSECUENCIA

TABLA 39. MATRIZ DE RIESGO POR DAÑOS A LAS INSTALACIONES.


Inaceptable

Indeseable



Selección de puntos de estimación de consecuencias. De acuerdo a los resultados obtenidos de la jerarquización de riesgos, se seleccionaron los que presentaron un riesgo más elevado, por su frecuencia y consecuencia. Para el caso de Daños al Personal y Efectos a la Población, los nodos 1 y 3 cayeron dentro de la zona clasificada como aceptable como esta donde no requiere mitigación, en este mismo caso el nodo 2 se encuentra dentro la zona clasificada aceptable con controles, donde deberán ser verificados los controles. Para el caso de Impacto al Ambiente, Pérdida de Producción y Daños a la Instalación, los nodos 1, 2 y 3 cayeron dentro de la zona clasificada aceptable como esta, donde no se requiere mitigación. Es decir, que el riesgo del proyecto es bajo a moderado. Para efectos de la estimación de consecuencias del evento catastrófico de poca ocurrencia, se analiza el nodo 2. El nodo 1 se evalúa como evento que proporciona un riesgo menos catastrófico y de mayor ocurrencia.


I

La siguiente tabla muestra los casos en que se realizarán los cálculos de estimación de consecuencias:

CASO NODO DESCRIPCIÓN

A 2 Fuga de hidrocarburos a través del seccionamiento total de las líneas de 8” de diámetro.

B 1 Fuga de hidrocarburos a través de una fisura de 1” de diámetro, por corrosión en válvula de corte.

TABLA 40. LISTA DE PUNTOS SELECCIONADOS PARA SIMULACIÓN.

PROBABILIDAD DE QUE OCURRA UN EVENTO. Distribución de Probabilidad. Los equipos que se utilizan en cualquier industria constan de una serie de componentes que se disponen de acuerdo a un diseño previo. Las probabilidades de fallos para una instalación son infinitas. Puede haber existido un fallo en la concepción inicial de la misma o en su diseño, o el equipo puede utilizarse en condiciones distintas de aquellas para las que fue diseñado. Puede haber existido un defecto indetectado en la etapa de construcción o bien la instalación o el equipo pueden ser utilizados indebidamente o sin el necesario mantenimiento. También pueden producirse fallos por causas externas, o simplemente alguno de los componentes puede haber llegado al límite de su vida útil. En ocasiones el fallo puede deberse directamente a errores humanos. En realidad, cualquier fallo es en última instancia un fallo humano, puesto que todo equipo ha sido concebido, instalado y utilizado por seres humanos, pero cuando se habla de fallo humano como causa de un accidente, suele entenderse que el fallo esta relacionado con una acción errónea directamente relacionada con el accidente. Los fallos de un equipo ocurren como resultado de una interacción compleja de sus componentes individuales y las circunstancias de la operación del mismo. La predicción de los fallos de un equipo se realiza habitualmente de manera empírica, recogiendo datos de funcionamiento de un número representativo de equipos durante un tiempo suficientemente prolongado, y ajustando estadísticamente los fallos observados a una determinada distribución de probabilidad.

La distribución de Poisson[2] es una distribución discreta, cuyo uso es apropiado cuando un suceso puede ocurrir en cualquier instante de tiempo, es decir, en número de fallos ocurridos en un intervalo arbitrario no indica nada acerca del número de fallos que se producirá en otro intervalo distinto. La distribución de Poisson tiene las propiedades siguientes:

i) El número de sucesos que ocurren en un intervalo de tiempo es independiente del número que ocurre en cualquier otro intervalo (la distribución de Poisson no tiene memoria).

ii) La probabilidad de que un suceso sencillo ocurra en un intervalo de tiempo muy corto es proporcional al tamaño del intervalo. iii) Es despreciable la probabilidad de que más de un suceso ocurra en ese intervalo de tiempo tan corto.

De acuerdo con las anteriores propiedades, la probabilidad de que ocurra un número determinado de sucesos (fallos) x en un tiempo t cuando la tasa promedio de sucesos es m, viene dada por:


I

P(x, µ t) = (e-mt / x!) (µ t)x ecuación no. 1

OBTENCIÓN DE LA TAZA PROMEDIO DE SUCESOS m PARA LA LÍNEA REGULAR. La obtención de datos de fallos se realiza sobre una población representativa. Los datos disponibles pueden ser específicos o genéricos. El inconveniente de la utilización de datos específicos es que, los equipos que se utilizan suelen tener una alta fiabilidad, por lo que casi nunca se dispone de suficientes datos sobre fallos de un equipo concreto, lo que dificulta y a veces imposibilita el análisis estadístico de los mismos. Cuando no es posible utilizar datos específicos se acude a datos genéricos, que incluyen muchos sectores de la industria, o si esto no es suficiente, datos de bibliografía. Con esto se consiguen datos suficientes como para poder obtener parámetros estadísticos fiables, pero se pierde la información específica en cuanto a las condiciones en que se produce el fallo del equipo. Así resulta que los datos de bibliografía suelen presentar amplios intervalos de variabilidad, debido a la disparidad de las fuentes empleadas. Para realizar los cálculos de probabilidad de que ocurra un evento en las líneas de conducción, se recurre

a las estadísticas de frecuencias de fallas[3], estas fueron publicadas para ductos de diferentes compañías a nivel mundial, los datos aparecen en la siguiente tabla.

FUGAS DE HIDROCARBUROS, INCLUYENDO ACEITE CRUDO.

Compañía Accidentes en los últimos 10 años Millas totales Accidentes por milla Accidentes por milla

por año.1 13 17601 7.4E-04 7.4E-052 1 1303 7.7E-04 7.7E-053 1 1233 8.1E-04 8.1E-054 1 1176 8.5E-04 8.1E-055 1 750 1.3E-03 1.3E-046 5 3221 1.6E-03 1.6E-047 2 1284 1.6E-03 1.6E-048 1 619 1.6E-03 1.6E-049 9 5393 1.7E-03 1.7E-04

10 1 579 1.7E-03 1.7E-0411 8 4339 1.8E-03 1.8E-0312 2 1080 1.9E-03 1.9E-0413 3 1608 1.9E-03 1.9E-0414 2 962 2.1E-03 2.1E-0415 2 962 2.1E-03 2.1E-0416 2 951 2.1E-03 2.1E-0417 1 460 2.2E-03 2.2E-0418 1 425 2.4E-03 2.4E-0419 2 755 2.6E-03 2.6E-0420 1 366 2.7E-03 2.7E-0421 2 696 2.9E-03 2.9E-0422 18 6257 2.9E-03 2.9E-0423 5 1688 3.0E-03 3.0E-0424 15 4996 3.0E-03 3.0E-0425 1 331 3.0E-03 3.0E-0426 2 624 3.2E-03 3.2E-0427 6 1732 3.5E-03 3.5E-0428 11 3141 3.5E-03 3.5E-0429 2 557 3.6E-03 3.6E-0430 29 6130 4.7E-03 4.7E-0431 34 7107 4.8E-03 4.8E-0432 26 5353 4.9E-03 4.9E-04


I

33 14 2867 4.9E-03 4.9E-0434 53 10408 5.1E-03 5.1E-0435 1 177 5.6E-03 5.6E-0436 24 4167 5.8E-03 5.8E-0437 33 5322 6.2E-03 6.2E-0438 18 2643 6.8E-03 6.8E-0439 4 541 7.4E-03 7.4E-0440 7 882 7.9E-03 7.9E-0441 4 476 8.4E-03 8.4E-0442 13 1413 9.2E-03 9.2E-0443 4 419 9.5E-03 9.5E-0444 4 417 9.6E-03 9.6E-0445 32 2802 1.1E-02 1.1E-0346 33 2857 1.2E-02 1.2E-0347 4 321 1.2E-02 1.2E-0348 35 2769 1.3E-02 1.3E-0349 1 78 1.3E-02 1.3E-0350 11 720 1.5E-02 1.5E-0351 2 122 1.6E-02 1.6E-0352 6 339 1.8E-02 1.8E-0353 2 113 1.8E-02 1.8E-0354 11 615 1.8E-02 1.8E-0355 1 55 1.8E-02 1.8E-0356 48 2635 1.8E-02 1.8E-03

Máximo 1.8E-03 Mínimo 7.4E-05 Media 6.2E-04 Mediana 3.5E-04

TABLA 41. FRECUENCIA DE FUGAS.

Así la taza promedio de fallo (m), para una tubería que transporta hidrocarburos, incluyendo aceite crudo es de 6.2E-04, entonces:

µ(1 años) = 6.2 x 10-4

OBTENCIÓN DEL TIEMPO PROMEDIO t EN QUE PUEDE OCURRIR EL FALLO. El tiempo promedio t, es igual al número de años para el cual se desea conocer la probabilidad de la falla, en este caso, se desea evaluar a un año dado, por lo tanto el tiempo es igual a 1.

OBTENCIÓN DEL NÚMERO DETERMINADO DE SUCESOS X (FALLOS). El número determinado de sucesos x, es la cantidad de fallos que se requiere evaluar en un intervalo de tiempo. Por lo tanto, en este caso en particular, sólo se pretende conocer la probabilidad de que ocurran cero eventos. CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD. La probabilidad de que ocurran cero fallos en cualquiera de las tuberías de transporte de hidrocarburos en un año se obtiene sustituyendo los datos en la siguiente ecuación.


I

P(x, µ t) = (e-mt / x!) (µ t)x

Donde: x = 0, t = 1 y µ(1 año) = 6.2 x 10-4.

(µ x t) = (6.2 x 10-4 x 1) = 6.2 x 10-4

0! = 1

(6.2 x 10-4 x 1)0 = 1 Entonces:

P = e-6.2 exp -4 = 0.9993

Existe una probabilidad del 99.93% de que no ocurra un fallo en cualquiera de las líneas en un año.

La probabilidad de que ocurra una falla en cualquiera de las líneas, se evalúa de la forma siguiente[4]:

P (1 fallo) = 1 – P (X) Donde X = 0 Sustituyendo en la ecuación tenemos que:

P (1 fallo) = 1 – 0.9933 = 0.0067 Existe una probabilidad del 0.67% de que ocurra una falla en cualquiera de las líneas en un año.

OBTENCIÓN DE LA TAZA PROMEDIO DE SUCESOS m PARA LAS VÁLVULAS DE COMPUERTA EN EL CABEZAL Y LAS LÍNEAS.

Así la taza promedio de fallo (m), para una válvula de control con operación neumática es de 3.59[5], para operación esporádica y cambio de posición por demanda (necesidad de ser utilizada). Sin embargo, el nivel de severidad del proceso influye fuertemente en la taza de fallos, por lo que debe tenerse en cuenta siempre que sea posible. A menudo se han sugerido factores de ajuste, por lo que habría que multiplicar la tasa de fallos para adecuarla a condiciones más severas. Se recomienda incrementos de 7% (factores de 1.07) para instrumentos en general, y válvulas de control en las siguientes condiciones: operación bajó temperaturas extremas, humedad alta, localización inadecuada por exposición a posibles daños por causas mecánicas o inaccesibles para inspección periódica,


I

operación manual y 1.14 para el factor por corrosión. Entonces de la consideración anterior m = 3.59 x 1.14 (factor de corrosión), lo que es igual a 4.09.

Dado que el factor de promedio de fallos para una válvula de control con operación neumática es de 3.59, esta dado para 10 X 106 horas de uso, lo cual es igual 114.15 años, se realiza una aproximación para 1 año, quedando de la siguiente manera:

µ(1 año) = (4.09 x 8760 hrs) / 10 x 106 hrs

µ(1 año) = 3.5 x 10-2 Donde: 8760 hrs = 1 año.


OBTENCIÓN DEL NÚMERO DETERMINADO DE SUCESOS X (FALLOS). El número determinado de sucesos x, es la cantidad de fallos que se requiere evaluar en un intervalo de tiempo. Por lo tanto, en este caso en particular, sólo se pretende conocer la probabilidad de que ocurran cero eventos.

CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD. La probabilidad de que ocurran cero fallos en la válvula en un año se obtiene sustituyendo los datos en la ecuación no. 1:

P(x, µ t) = (e-mt / x!) (µ t)x

Donde: x = 0, t = 1 y µ(1 año) = 3.5 x 10-2.

(µ x t) = (3.5 x 10-2 x 1) = 3.5 x 10-2

0! = 1

(3.5 x 10-2 x 1)0 = 1


I

Entonces:

P = e-3.5 exp -2 = 0.9656

Existe una probabilidad del 96.56% de que no ocurra un fallo en la válvula en un año.

La probabilidad de que suceda un derrame en la válvula, se evalúa de la forma siguiente[6]:

P (1 fallo) = 1 – P (X) Donde X = 0

Sustituyendo en la ecuación tenemos que:

P (1 fallo) = 1 – 0.9656 = 0.0344 Existe una probabilidad del 3.44% de que ocurra un fallo en la válvula en un año.

OBTENCIÓN DE LA TAZA PROMEDIO DE SUCESOS m PARA LAS CONEXIONES EN EL CABEZAL Y LA LÍNEA.

Así la taza promedio de fallo (m), para las conexiones en el cabezal y las líneas es de 0.57[7]. Sin embargo, el nivel de severidad del proceso influye fuertemente en la taza de fallos, por lo que debe tenerse en cuenta siempre que sea posible. A menudo se han sugerido factores de ajuste, por lo que habría que multiplicar la tasa de fallos para adecuarla a condiciones más severas. Se recomienda incrementos de 7% (factores de 1.07) para instrumentos en general, y válvulas de control en las siguientes condiciones: operación bajó temperaturas extremas, humedad alta, localización inadecuada por exposición a posibles daños por causas mecánicas o inaccesibles para inspección periódica. Entonces de la consideración anterior m = 0.57 x 1.07, lo que es igual a 0.60.

Dado que el factor de promedio de fallos para las conexiones en el cabezal y las líneas es de 0.60, esta dado para 10 X 106 horas de uso, lo cual es igual 114.15 años, se realiza una aproximación para 1 año, quedando de la siguiente manera:

µ(1 año) = (0.60 x 8760 hrs) / 10 x 106 hrs

µ(1 año) = 5.256 x 10-3 Donde:


I

8760 hrs = 1 año.


OBTENCIÓN DEL NÚMERO DETERMINADO DE SUCESOS X (FALLOS). El número determinado de sucesos x, es la cantidad de fallos que se requiere evaluar en un intervalo de tiempo. Por lo tanto, en este caso en particular, sólo se pretende conocer la probabilidad de que ocurran cero eventos.

CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD. La probabilidad de que ocurran cero fallos en las conexiones en un año se obtiene sustituyendo los datos en la ecuación no. 1:

P(x, µ t) = (e-mt / x!) (µ t)x

Donde: x = 0, t = 1 y µ(1 año) = 5.256 x 10-3.

(µ x t) = (5.256 x 10-3 x 1) = 5.256 x 10-3

0! = 1

(5.256 x 10-3 x 1)0 = 1 Entonces:

P = e-5.256 exp -3 = 0.9947

Existe una probabilidad del 99.47% de que no ocurra un fallo en las conexiones en un año.

La probabilidad de que suceda un fallo en las conexiones, se evalúa de la forma siguiente[8]:

P (1 fallo) = 1 – P (X) Donde X = 0

Sustituyendo en la ecuación tenemos que:


I

P (1 fallo) = 1 – 0.9947 = 0.0053 Existe una probabilidad del 0.53% de que ocurra un fallo en las conexiones en un año.

VI.3 Determinar los radios potenciales de afectación, a través de la aplicación de modelos matemáticos de simulación, del o los eventos máximos probables de riesgo, 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. Para definir y justificar las zonas de seguridad al entorno de la instalación o proyecto, deberá utilizar los parámetros que se indican a continuación: descripciÓn deL MODELO EMPLEADO DE INCENDIO. Para llevar a cabo él cálculo de la dimensión de las consecuencias que tendría el evento propuesto, se utilizó el simulador comercial PHAST (Process Hazard Analysis Software Tools; Herramientas de Software para Análisis de Riesgos de Procesos) versión 5.2. Este es un simulador que permite calcular las áreas de afectación resultantes de descargas atmosféricas rutinarias, de diseño y accidentales de materiales peligrosos de acuerdo a sus propiedades de toxicidad, explosividad e inflamabilidad, y al escenario en que ocurra la descarga, donde se toma en cuenta el tipo de recipiente o equipo, las condiciones de proceso antes de que ocurra la descarga, las condiciones atmosféricas, el tipo de relieve, etc. Este simulador fue desarrollado por la Cía. DNV Technica en su División de Productos de Software, cuenta con diferentes modelos, de los cuales se describe brevemente a continuación. Modelos de Descarga. Estos modelos predicen el Gasto Másico y el Estado Físico del Material al ser liberado a la atmósfera de acuerdo con las consideraciones anteriores y en tres tipos de emisiones principales: 1. Flujos de Líquidos, Flujo de Gases o Flujo a Dos Fases.

a) Emisión Instantánea o Catastrófica. Considera liberación total del material almacenado y se expansiona en todas direcciones.

b) Fuga por Orificio. Considera un orificio circular y si existe cambio de fase, éste se lleva a cabo fuera del orificio.

c) Emisión por Tuberías. Considera la ruptura total de la tubería y en caso de existir cambio de fase, éste se lleva a cabo dentro de la tubería.

2. Materiales Individuales o Mezclas Multicomponentes.

a) Cuenta con una base de datos de más de 50 compuestos puros, con los cuales se pueden generar mezclas multicomponentes, adicionalmente si el compuesto requerido no se encuentra en esta base de datos, es posible adicionarlo, proporcionando las propiedades necesarias.

b) Efectúa cálculos de composición en fase vapor y líquida, usando cálculos de flasheo isotérmico.


I

3. Descargas en Interiores de Edificios.

a) Considera mezcla completa y uniforme con el aire dentro del edificio.

b) Calcula incremento y decremento de la concentración. 4. Comportamiento Estable en el Tiempo o Dependiente del Tiempo.

a) Cuando el flujo depende del tiempo, se calcula la disminución del flujo másico y la velocidad, considerando el material de que se trate, tamaño y forma del recipiente, altura a la que se encuentra el orificio por el que se descarga, temperatura y presión.

b) Da como resultado la disminución de la velocidad de descarga con respecto al tiempo.

Modelos de Dispersión. 1. Modelo de Dispersión Continua.

a) Se modela en cuatro etapas, tomado en cuenta diferentes mecanismos de arrastre y fenómenos de expansión.

2. Modelo de Dispersión Instantánea.

a) Se modela en cuatro etapas, tomando en cuenta que la expansión inicial del vapor al emitirse es rápida, seguida de una etapa de expansión turbulenta densa, posteriormente el desplome de la nube y finalmente una dispersión pasiva.

3. Modelo de Dispersión Semi-instantánea, la cual se caracteriza por su Corta Duración.

Estos Modelos toman en cuenta:

a) La Formación de Aerosoles.

b) Condensación y Formación de Charcos.

c) Comportamiento de Nubes Densas.

d) Comportamiento de Nubes Gaussianas.

e) Transición de Nube Densa a Nube Gaussiana. Modelos Tóxicos. Van estrechamente ligados a los Modelos de Dispersión y toman en cuenta:

a) La concentración en función de la distancia a favor del viento.

b) La concentración en función del tiempo en cualquier punto de la nube.

c) Vistas superiores de la nube.

d) Comportamiento de la concentración dentro de edificios.

Modelos de Inflamabilidad y Explosividad.


I

Incluyen el cálculo de:

a) Incendio tipo charco.

b) Incendio Tipo Soplete (Modelo API 521 y Modelo SHELL THORTON).

c) Deflagración (Basado en los resultados de la dispersión).

d) Explosiones de Nubes de Vapor (Modelo TNT y Modelo TNO multienergía).

e) Bola de Fuego (Modelo MOORHOUSE Y PRITCHARD y Modelo HSE (UK)).

f) BLEVE Boiling Liquid Expanding Vapour Explosion (Modelo HSE (UK)). Estos modelos calculan:

a) Niveles de Radiación.

b) Zonas de Deflagración.

c) Niveles de Sobrepresión. Para la realización de este Estudio de Riesgo, se estimaron las Modelaciones de las Fugas de acuerdo a los siguientes valores de RADIACIÓN, EXPLOSIÓN y TOXICIDAD; requeridos por el Instituto Nacional de Ecología. NIVELES DE RADIACIÓN: 440 BTU/hr- pie2 = 1.4 kw/m2

1500 BTU/hr- pie2 = 5 kw/m2

NIVELES DE EXPLOSIÓN (ONDAS DE SOBREPRESIÓN): 0.50 psi. = 0.034 bar.1.0 psi. = 0.068 bar.

NIVELES DE TOXICIDAD. No se consideraron niveles de toxicidad para la realización de las simulaciones, esto debido a que el material no esta considerado como tóxico, sino como asfixiante. Además de lo anterior, la mezcla de hidrocarburos no presenta concentración de H2S. Es importante mencionar que al presentarse un evento, la sustancia se comportaría como asfixiante y no como tóxica, esto debido a que los componentes principales como el metano, etano propano y butano se encuentran en mayor proporción. DEFINICIÓN DEL ESCENARIO. La EPA, define los escenarios de descarga de sustancias como:

• La descarga de grandes cantidades de una sustancia de un recipiente o una línea, la cual ha sufrido una falla o ruptura.

• La descarga de una sustancia toxica o flamable, que resulta en la mayor distancia a el punto

final (Límite Inferior de Flamabilidad)[9].


I

En este sentido, se tiene que definir el escenario más apropiado para la situación que presenta el proyecto: CONDICIONES TOPOGRÁFICAS. Con el objetivo de crear un escenario más acercado a la realidad, la EPA ha definido dos clases de condiciones topográficas:

• Condiciones urbanas que presenta muchos obstáculos en el área inmediata a la descarga, donde los obstáculos incluyen edificios o árboles.

• Condiciones rurales donde no existen edificios en el área inmediata a la descarga, el terreno es generalmente plano y sin obstáculos.

Dado que el área del estudio se encuentra situada en un lugar donde no existen edificios aledaños al

punto de la fuga, existen pocos obstáculos y terreno plano, se define como rural[10].

TIEMPO DE FUGA. El simulador comercial PHAST (Process Hazard Analysis Software Tools; Herramientas de Software para Análisis de Riesgos de Procesos), establece el tiempo promedio de fuga de 10 minutos, dado que este es el que permite mayor flexibilidad para modelar concentraciones en la nube. Este tiempo promedio es aplicable para la etapa de dispersión gausiana, y toma en cuenta las incertidumbres en los datos meteorológicos tales como serpentear y altas concentraciones en ciertas

partes de la nube explosiva[11]. La EPA señala que el tiempo adecuado para el análisis de consecuencias, para la descarga de la

cantidad total de la sustancia, puede ocurrir en 10 minutos[12]. DIÁMETROS DE FUGA. Para asumir los tamaños de los orificios, se deberían de tomar en cuenta las fallas mecánicas y las propiedades de los materiales de los recipientes. Una falla mecánica tal como la corrosión, esta caracterizada por una lenta remoción del metal, esta causa pequeñas aberturas en el material. Las fuerzas externas tales como el craqueo del metal, pueden causar grandes aberturas en el material. El tamaño de la abertura esta en función de muchos factores, incluyendo niveles de stress y propiedades de los materiales, tales como la ductilidad, debido a lo anterior los tamaños de los orificios varían de muchas maneras. De lo anterior, para obtener un dato más conservador, el tamaño del orificio de la fuga se toma como la

ruptura completa del recipiente y los diámetros completos de las tuberías[13], además de lo anterior, el DGIRA propone evaluar una fuga de a través de un orificio del 20% del diámetro nominal del ducto, esto es igual a un orificio de 1.6” de diámetro. Los daños a las tuberías pueden ser causadas de distintas maneras y los diámetros de los orificios, también están en base a estas causas, algunas de estas se mencionan a continuación:

INTERVENCIONES DE TERCERAS PARTES. Rotura total de tubería por golpes externos en las partes expuestas de la tubería por un tractor agrícola o maquinaría que se encuentre laborando en el área, o actos de sabotaje.


I

CORROSIÓN EXTERNA.

• Fisuras en la tubería enterrada y partes expuestas causadas por corrosión del material de fabricación y/o por las características fisicoquímicas del suelo terrenos), lo que ocasionaría fugas del producto transportado.• Fallas de la soldadura por efecto de corrosión y/o por mala aplicación externa o interna y su deterioro con el paso del tiempo.

• Generada por el medio ambiente.• Por construcciones no autorizadas en el derecho de vía que involucran instalaciones metálicas que propician la fuga de corriente de la protección catódica.

CORROSIÓN INTERNA. Por el fluido que manejan. FALLAS DE MATERIAL. • Por no cumplir con los requisitos de especificación de material.

• Por falta de mantenimiento en la protección mecánica y al control de la protección catódica. FALLA DE MANTENIMIENTO. Al no realizar mantenimiento preventivo o predictivo durante la operación del ducto.

FALLAS OPERACIONALES.

• Modificación de las condiciones de operación no contempladas en el diseño y no contar con procedimientos de operación.

• Manejo de producto diferente al considerado en el diseño.• Golpes de ariete causados por interrupciones de flujo bruscas, consecuentes a deficiencias operativas no contempladas en los programas de arranque y paro, tanto en el origen como destino del ducto considerado.

• Falla en las entregas y recepciones de mantenimiento. RIESGOS POR EVENTOS NATURALES.

• Rotura por sismicidad, debido al deslizamiento o asentamiento del terreno.• Corrosión de válvulas y del cabezal, debido a la alta humedad relativa de la zona.• Corrosión exterior de las tuberías, por encontrarse enterradas las tuberías en suelos ácidos, así como por que el terreno se mantiene completamente anegado.

De lo anterior, se definen los escenarios que se utilizarán para la realización de la estimación de consecuencias.

Para el caso A:

Fuga de hidrocarburos a través del seccionamiento total de la tubería de 8” de diámetro, causado por golpes con maquinaria agrícola.

Para el caso B:

Fuga de hidrocarburos a través de una fisura de 1” y 0.5” de diámetro, por corrosión en válvulas, bridas, soldadura y empaques en la línea regular y el cabezal. El orificio formado por corrosión o desgaste de los accesorios, son de forma regular de un diámetro


I

determinado y con los bordes hacia fuera, este varía de 1/8” hasta 0.5”, considerando el de mayor diámetro y así tener mayor margen de seguridad.

Se llevaron a cabo modelaciones de una fuga por rotura de una pulgada de diámetro, especificado por La Agencia de Protección al Ambiente de los Estados Unidos (E.P.A.).

Para el caso C: Fuga de hidrocarburos a través de una fisura de equivalente al 20% de diámetro nominal de la tubería. VOLÚMEN DE FUGA UTILIZADO EN LAS SIMULACIONES. Para la Línea de Descarga de los pozos Sen 95, 97 y Naranja 1. DATOS: Q = 8.4 MMPCD de gas y 1,500 BPD de aceite.∅ = 8” (Diámetro de las Líneas de Descarga).ρ = 2.58 kg/m3 (densidad del gas).δ = 554 Kg/m3 (densidad del aceite). Conversión del flujo de gas. Q = [8,400,000 ft/d] x [(0.3048 m)3 / 1 ft3] = 237,861.511 m3/d.

A = π∅2/4 = [3.1416] x [(0.2032 m)2] / 4 = 0.032 m2. Se calcula la velocidad con la siguiente formula:

V = Q/A = [ 237,861.511 m3/d] / [0.032 m2] = 7,433,172.219 m/d = 86.032 m/s. El cálculo de la masa fugada de gas es el siguiente:

M = VAρ = [86.032 m/s] x [0.032 m2] x [2.58 Kg/m3] = 5.333 Kg/s = 3199.81 Kg/10 min.

Calculo de la masa fugada del aceite:

Q = [1500 b/d] x [159 litros / 1 b] = [238,500 lt/d] x [1 m3 / 1000 lt] = 238.5 m3/d V = Q/A = [238.5 m3/d] / [0.032 m2] = 7,453.125 m/d = 0.086 m/s.

M = VAδ = [0.086 m/s] x [0.032 m2] x [554 Kg/m3] = 1.524 Kg/s = 914.40 Kg/10 min. Para efectos de la simulación se suman las dos masas fugadas y se obtiene una masa total que es la que se introduce al simulador.masa del gas + masa del aceite = 3199.81 Kg/10 min + 914.40 Kg/10 min = MASA PARA ALIMENTAR EL SIMULADOR = 4,114.210 Kg/10 min. Para la Línea de Descarga del Sen 72. DATOS:


I

Q = 3.03 MMPCD de gas y 1,000 BPD de aceite.∅ = 8” (Diámetro de la Línea de Descarga).ρ = 2.58 kg/m3 (densidad del gas).δ = 554 Kg/m3 (densidad del aceite). Conversión del flujo de gas. Q = [3,030,000 ft/d] x [(0.3048 m)3 / 1 ft3] = 85,800.045 m3/d.


V = Q/A = [ 85,800.045 m3/d] / [0.032 m2] = 2,681,251.412 m/d = 31.033 m/s. El cálculo de la masa fugada de gas es el siguiente:



Q = [1000 b/d] x [159 litros / 1 b] = [159,000 lt/d] x [1 m3 / 1000 lt] = 159 m3/d V = Q/A = [159 m3/d] / [0.032 m2] = 4,968.75 m/d = 0.057 m/s.

M = VAδ = [0.057 m/s] x [0.032 m2] x [554 Kg/m3] = 1.010 Kg/s = 606.29 Kg/10 min. Para efectos de la simulación se suman las dos masas fugadas y se obtiene una masa total que es la que se introduce al simulador.

masa del gas + masa del aceite = 1537.25 Kg/10 min + 606.29 Kg/10 min = MASA PARA ALIMENTAR EL SIMULADOR = 2,143.540 Kg/10 min. Para la Línea de Descarga del Sen 73. DATOS: Q = 4.60 MMPCD de gas y 1,500 BPD de aceite.∅ = 8” (Diámetro de las Líneas de Descarga).ρ = 2.58 kg/m3 (densidad del gas).δ = 554 Kg/m3 (densidad del aceite). Conversión del flujo de gas. Q = [4,600,000 ft/d] x [(0.3048 m)3 / 1 ft3] = 130,257.494 m3/d.


V = Q/A = [130,257.494 m3/d] / [0.032 m2] = 4,070,546.688 m/d = 47.112 m/s.


I

El cálculo de la masa fugada de gas es el siguiente:



Q = [1500 b/d] x [159 litros / 1 b] = [238,500 lt/d] x [1 m3 / 1000 lt] = 238.5 m3/d V = Q/A = [238.5 m3/d] / [0.032 m2] = 7,453.125 m/d = 0.086 m/s.

M = VAδ = [0.086 m/s] x [0.032 m2] x [554 Kg/m3] = 1.524 Kg/s = 914.40 Kg/10 min. Para efectos de la simulación se suman las dos masas fugadas y se obtiene una masa total que es la que se introduce al simulador. masa del gas + masa del aceite = 2337.74 Kg/10 min + 914.40 Kg/10 min = MASA PARA ALIMENTAR EL SIMULADOR = 3,252.140 Kg/10 min. PARÁMETROS DE RADIACIÓN. Los efectos de radiación térmica fueron tomados de acuerdo a los estudios proporcionados por el Banco Mundial y API-521 de éstos se simularon dos intensidades, como se indica en la tabla siguiente. Estas consideran los efectos causados a las personas como a las instalaciones.

Nivel de Radiación Efectos Observados

KW/ m2 BTU/hr-pie2

37.5 11,887.5 Suficiente para causar daño al equipo de proceso.

25 7,925.0 Energía mínima requerida para ignición de la madera por una exposición indefinida.(sin piloto).

12.5 3,962.

Energía mínima requerida para ignición de madera y mezclas de plásticos (con piloto). Alcanza el umbral de dolor después de 4 segundos. Quemaduras de 2º grado

en 10 segundos.

9.5 3,011.5Alcanza el umbral de dolor después de 8 segundos de exposición. Quemaduras de 2º. Grado después de 20

segundos

4.731 15001

API 521 Radiación suficiente para alcanzar el umbral de dolor en 16 segundos. Puede ocasionar quemaduras de 2º grado en 50 segundos de exposición. Límite adoptado por PEMEX para delimitar la zona de riesgo. Límite adoptado por el Instituto Nacional de Ecología como Zona de Alto

riesgo

4 1,268.0Suficiente para causar dolor al personal si no alcanza a

cubrirse dentro de 80 segundos, aun así es probable que ampolle la piel (quemaduras de 2º. Grado) Letalidad: 0

1.6 507.2 No causa incomodidad para exposiciones largas

1.391 440.01

No causa incomodidad por un periodo de tiempo indefinido. Límite adoptado por PEMEX para delimitar la

zona de amortiguamientoLímite adoptado por el Instituto Nacional de Ecología

como Zona de Amortiguamiento.

1CRITERIOS DE PUNTO FINAL DE ZONA DE RIESGO Y DE ZONA DE AMORTIGUAMIENTO

TABLA 42. NIVELES DE RADIACIÓN Y EFECTOS OBSERVADOS.

PARÁMETROS DE SOBREPRESIÓN.


I

Las ondas de sobrepresión evaluadas incluyen dos diferentes tipos que van desde pequeños daños a construcciones hasta la destrucción completa de éstas. Para la zona de alto riesgo se considera una sobrepresión de 1 lb/pulg2 en la cual no se debe permitir ningún tipo de actividad, incluyendo los asentamientos humanos y la agricultura, con excepción de actividades de forestación, el cercamiento y señalamiento de la misma, así como el mantenimiento y vigilancia. Para una zona de amortiguamiento se considera una sobrepresión de 0.5 lb/pulg2, en la cual se pueden permitir determinadas actividades productivas que sean compatibles, con la finalidad de salvaguardar a la población y al medio ambiente, restringiendo el incremento de la población ahí asentada y capacitándola en los Programas de Emergencia que se realicen para tal efecto.

Los efectos que se generan por una explosión se explican en la tabla siguiente.

PresiónPsi

Daño producido por la onda de choque

14.5-29.0 Rango de 1-99% de fatalidades de la cantidad expuesta de población debido al efecto directo de proyectiles

10

Destrucción total de edificios probable.Maquinas herramientas pesadas (7,000 lb) son movidas y severamente dañadas.Maquinas herramientas muy pesadas (12,000 lb) sobreviven.

7.0 Vuelca vagones de trenes con carga

5.0 Rotura de construcciones de madera.Edificios ligeramente dañados

3.0

Maquinaria pesada (3,000 lb) de la industria de la construcción sufre pequeños daños.Construcciones de estructura metálica distorsionadas y sacadas de sus cimientos

2.0 Colapso parcial de paredes y techos de casas.1.0 Demolición parcial de casas (pueden quedar inhabitables)

0.3

"Distancia segura" (Probabilidad de 0.95 de que no haya daños serios mas allá de este valor).Límite de proyectiles.Algunos daños en techos de casas10% de los vidrios de ventanas se rompen.

TABLA 43. DAÑO PRODUCIDO POR LA ONDA DE CHOQUE CON DIFERENTES VALORES DE SOBREPRESIÓN[14].

PARÁMETROS DE TOXICIDAD. El Instituto Nacional de Ecología establece la zona de alto riesgo de acuerdo al IDLH y para la zona de amortiguamiento considera el TLV15. Para ello se muestran sus definiciones en la tabla siguiente.

PARÁMETRO DESCRIPCIÓN

TLV (Threshold Limit Value)Valores Límite Umbral

Son valores de concentración publicados por la ACGIH (American Conference of Governamental Industry Hygienists) y representan la concentración en el aire de una sustancia determinada en condiciones especificas a la cual un trabajador normal puede ser expuesto sin sufrir efectos adversos. Hay diferentes clases de valores TLV.


I

TLV-TWA (Time Weighted Average)Tiempo Promedio de Exposición.

Es la concentración media para una jornada laboral de 8 horas diarias (40 horas por semana) a la cual la mayoría de los trabajadores pueden ser expuestos durante toda su vida laboral sin sufrir efectos adversos.

TLV-STEL (Short Term Exposure Límit)Límite de exposición de corta duración (TLV15)

Es la máxima concentración a la cual la mayoría de los trabajadores pueden ser expuestos por un periodo de 15 minutos sin sufrir irritación, cambios crónicos o irreversibles en los tejidos o narcosis que reduzca su eficacia, les predisponga a un accidente o les dificulte su defensa.

TLV-CEILING (Límite "Tope")

Es la concentración en aire que no deberá ser excedida ni siquiera instantáneamente

IDLH(Inmediatly Dangerous to Life or Health)Daño Inmediato a la Vida y la Salud.

Son valores de concentración publicados por NIOSH (National Institute for Ocupational Safety and Health) y representan la concentración máxima a la cual un trabajador en buen estado de salud puede ser expuesto durante 30 minutos sin desarrollar síntomas que disminuyan su capacidad para efectuar una evacuación de emergencia y sin sufrir daño irreversible.

TABLA 44. CRITERIOS PARA EVALUAR DAÑO PRODUCIDO POR EXPOSICIÓN EN TIEMPO Y CONCENTRACIÓN

A SUSTANCIAS TÓXICAS[15].

CONDICIONES ATMOSFÉRICAS. ESTABILIDADES. Las estabilidades atmosféricas fueron seleccionadas considerando la velocidad del viento y tomando como criterio que los eventos ocurren en la noche con una alta nubosidad las cuales se clasificaron de

acuerdo la tabla de Pasquill[16]. Obteniéndose una estabilidad F MUY ESTABLE para condiciones normales y una estabilidad D NEUTRA para condiciones máximas. VELOCIDADES DE VIENTO. Estas fueron obtenidas del informe final “Estudio de Diagnostico de los Efectos Ambientales de la

Industria Petrolera Asociados a la Región Sur de PEP”[17] de los últimos 4 años. Debido a que las velocidades de viento están sujetas a cambios por las fuertes influencias locales que combinan efectos del terreno y la temperatura, éstas fueron obtenidas de acuerdo a las rosas de viento, calculando el promedio anual de la dirección de viento. La dirección Este Noreste-Suroeste ocupa el mayor porcentaje durante los últimos 4 años.

En la tabla siguiente se indican las condiciones Meteorológicas de la zona de estudio.

Parámetro

Región SurEstación Meteorológica

Condiciones Normales

Condiciones Máximas

Temperatura Ambiente oC 27.45 36.83Presión atmosférica mm Hg 760 760

Humedad relativa % 77.44 97.89Velocidad de viento m/s 11.11 16.66

Dirección del vientoNoreste (50% en esta dirección) y Sureste (40% en esta dirección), el resto del norte y

este.


I

Estabilidad Atmosférica F D

TABLA 45. CONDICIONES ATMOSFÉRICAS. En la tabla siguiente se indican los datos que se alimentaron al simulador PHAST para los dos casos de estudio, así mismo, se indica en las tablas el resumen de resultados y la interpretación de resultados.

DESCRIPCIÓN DEL CASO A

FUGA DE HIDROCARBUROS A TRAVÉS DEL SECCIONAMIENTO TOTAL DE LA TUBERÍA DE 8” DE DIÁMETRO, CAUSADO POR INCREMENTO DE PRESIÓN.

1. Dimensiones del dique Sin dique2. Tipo de superficie (tierra, concreto, etc.) Suelo pantanoso3. Tipo de recipiente Línea de Descarga

4. Dimensiones del recipiente

8” de diámetro x 1377.795 kms8” de diámetro x 1370.705 kms8” de diámetro x 1363.612 kms8” de diámetro x 325.796 kms8” de diámetro x 318.065 kms

5. Presión de operación Normal: 1138 PSI6. Temperatura del recipiente. Normal: 226 °F7. Cantidad disponible para fugarse 36066.589 kg/10 min.8. Diámetro de la tubería 8”9. Diámetro del orificio de fuga 8”

Datos del Material10. Nombre del material peligroso Gas natural

11. Composición (especificar unidades)

Metano: 62.14%Etano: 9.91%Propano: 4.62%n-Butano: 0.89%

Datos del Ambiente Normal Máxima

12. Temperatura Atmosférica (°C) 27.45 36.8313. Presión Atmosférica (psi) 760 76014. Humedad Relativa (%) 77.44 97.8915. Temperatura de la superficie (%) 37 4616. Velocidad de viento (m/s) 11.11 16.66

17. Dirección del viento Noreste (50% en esta dirección) y Sureste (40% en esta dirección), el resto del norte y este.

18. Estabilidad Atmosférica F DDatos para el reporte de Resultados

19. Tiempo de respuesta 10 min.

TABLA 46. DATOS PARA ALIMENTAR EL SIMULADOR PHAST, PARA EL CASO A. RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIAS PARA EL CASO A.

RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIASFUGA DE HIDROCARBUROS A TRAVÉS DEL SECCIONAMIENTO TOTAL DE LA TUBERÍA DE 8” DE

DIÁMETRO, CAUSADO POR INCREMENTO DE PRESIÓN.

Zona de alto riesgo

Toxicidad(concentración)

Inflamabilidad(radiación térmica)

Explosividad(sobrepresión)

IDLH 5 kw/m2 o 1,500 BTU/ft2 h 1.0 lb/plg2

El material evaluado, no presenta datos de toxicidad, ya que se trata de un asfixiante y no contiene H2S.

306.20 metros 167.30 metros

Zona de amortiguamiento




TLV8 o TLV151.4 kw/m2 o

440 BTU/ft2 h 0.5 lb/plg2


I


546.50 metros 102.00 metros

Modelos utilizados Jet Flame Explosion Effects: Early Ignition

TABLA 47. RESULTADO DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIAS PARA EL CASO A.

DESCRIPCIÓN DEL CASO B1 Y B2

FUGA DE HIDROCARBUROS A TRAVÉS DE UNA FISURA DE 1” Y 0.5” DE DIÁMETRO, POR CORROSIÓN EN VÁLVULAS, BRIDAS, SOLDADURA Y EMPAQUES EN LAS LÍNEAS Y EL CABEZAL.

1 Dimensiones del dique Sin dique2 Tipo de superficie (tierra, concreto, etc.) Suelo pantanoso3 Tipo de recipiente Línea de Descarga

4 Dimensiones del recipiente


5 Presión de operación Normal: 1138 PSI6 Temperatura del recipiente. Normal: 226 °F7 Cantidad disponible para fugarse 36066.589 kg/10 min.8 Diámetro de la tubería 8”9 Diámetro del orificio de fuga 1” (caso B1) y 0.5” (caso B2)

Datos del Material10 Nombre del material peligroso Gas natural

11 Composición (especificar unidades)



12 Temperatura Atmosférica (°C) 27.45 36.8313 Presión Atmosférica (psi) 760 76014 Humedad Relativa (%) 77.44 97.8915 Temperatura de la superficie (%) 37 4616 Velocidad de viento (m/s) 11.11 16.66

17 Dirección del viento Noreste (50% en esta dirección) y Sureste (40% en esta dirección), el resto del norte y este.

18 Estabilidad Atmosférica F DDatos para el reporte de Resultados

19 Tiempo de respuesta 10 min.

TABLA 48. DATOS PARA ALIMENTAR EL SIMULADOR PHAST, PARA LOS CASOS B1 Y B2.

RESULTADOS DE LA MODELACIÓN EFECTUADA PARA EL CASO B1.

RESULTADOS DE LA MODELACIÓNFUGA DE HIDROCARBUROS A TRAVÉS DE UNA FISURA DE 1” DE DIÁMETRO, POR CORROSIÓN EN

VÁLVULAS, BRIDAS, SOLDADURA Y EMPAQUES EN LAS LÍNEAS Y EL CABEZAL.

Zona de alto riesgo






58.14 metros No se lleva a cabo la explosión





I

Zona de amortiguamiento TLV8 o TLV151.4 kw/m2 o





TABLA 49. RESULTADO DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIAS PARA EL CASO B1.

RESULTADOS DE LA MODELACIÓN EFECTUADA PARA EL CASO B2.

RESULTADOS DE LA MODELACIÓNFUGA DE HIDROCARBUROS A TRAVÉS DE UNA FISURA DE 0.5” DE DIÁMETRO, POR CORROSIÓN EN

VÁLVULAS, BRIDAS, SOLDADURA Y EMPAQUES EN LA LÍNEA REGULAR Y EL CABEZAL.

Zona de alto riesgo
















TABLA 50. RESULTADO DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIAS PARA EL CASO B2.

DESCRIPCIÓN DEL CASO CFUGA DE HIDROCARBUROS A TRAVÉS DE UN ORIFICIO DEQUIVALENTE AL 20% DE DIÁMETRO

NOMINAL DE LA TUBERÍA.1. Dimensiones del dique Sin dique2. Tipo de superficie (tierra, concreto, etc.) Suelo pantanoso3. Tipo de recipiente Línea de Descarga

4. Dimensiones del recipiente


5. Presión de operación Normal: 1138 PSI6. Temperatura del recipiente. Normal: 226 °F7. Cantidad disponible para fugarse 36066.589 kg/10 min.8. Diámetro de la tubería 8”9. Diámetro del orificio de fuga 1.6”

Datos del Material10. Nombre del material peligroso Gas natural

11. Composición (especificar unidades)



I


12. Temperatura Atmosférica (°C) 27.45 36.8313. Presión Atmosférica (psi) 760 76014. Humedad Relativa (%) 77.44 97.8915. Temperatura de la superficie (%) 37 4616. Velocidad de viento (m/s) 11.11 16.66

17. Dirección del viento Noreste (50% en esta dirección) y Sureste (40% en esta dirección), el resto del norte y este.

18. Estabilidad Atmosférica F DDatos para el reporte de Resultados

19. Tiempo de respuesta 10 min.

TABLA 51. DATOS PARA ALIMENTAR EL SIMULADOR PHAST, PARA EL CASO C.

RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIAS PARA EL CASO C.

RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIASFUGA DE HIDROCARBUROS A TRAVÉS DE UN ORIFICIO DEQUIVALENTE AL 20% DE DIÁMETRO

NOMINAL DE LA TUBERÍA.

Zona de alto riesgo
















TABLA 52. RESULTADO DE LA ESTIMACIÓN DE CONSECUENCIAS PARA EL CASO C.

ÁREA DEL DERRAME. El tamaño del derrame es calculado usando el método desarrollado por la US Environmental Protection Agency (EPA), Federal Emergency Management Agency, and US Department of Transportation (DOT) (EPA, 1989). Esta correlación para estimar el área del derrame, fue diseñado para fugas de líquidos en

general[18], esta se describe a continuación:

Log (A) = 0.492 log (M) + 1.617 Donde: M = Masa total del líquido fugada, lbs.A = Área del derrame, ft2. El área de la fuga calculada usando esta técnica, fue comparada para un potencial máximo del área del derrame, basado en las condiciones topográficas para cada sitio específico de la fuga. Esta consideración


I

fue establecida por US Geological Survey (USGS). Si la fuga ocurre en un líquido presurizado, esta podría inicialmente formar un spray (atomización), aunque muchos componentes del aceite crudo (referido al presente estudio), podrían no vaporizarse bajo condiciones ambientales. Esta atomización del líquido depende directamente de la presión en el punto de descarga, el tamaño de agujero, la temperatura y viscosidad del líquido. Una alta presión interna del recipiente transfiere mas energía a la descarga, causando con esto una mayor atomización del líquido y vaporización según el tipo de material. Estos efectos causan un incremento en el área de dispersión y un incremento en el potencial de ignición. El cálculo del área del derrame para el presente estudio, se realiza utilizando la ecuación descrita anteriormente: Para las líneas de descarga de los pozos Naranja 1, Sen 95 y Sen 97. En donde:

M = Masa total del aceite disponible para fugarse, la cual es 4114.210 Kg = 9070.260 lb. Sustituyendo en la ecuación, se tiene que:

Log (A) = 0.492 log (9070.260) + 1.617

Log (A) = 3.564

A = Antilog 3.564

A = 3665.632 ft2 = 340.548 m2 Para la línea de descarga del pozo Sen 72. En donde:


Log (A) = 0.492 log (4725.700) + 1.617

Log (A) = 3.424

A = Antilog 3.424

A = 2659.728 ft2 = 247.097 m2 Para la línea de descarga del pozo Sen 73. En donde:



I

Log (A) = 0.492 log (7169.740) + 1.617

Log (A) = 3.513

A = Antilog 3.513

A = 3258.367 ft2 = 302.712 m2 Como ya se mencionó, esta área calculada es conservadora, dado que en principio la masa utilizada fue estimada para 10 minutos de fuga, de esta manera, el área sería mayor si se hiciera un cálculo de la masa para un tiempo mayor. INCENDIO DEL LÍQUIDO EN CHARCO (POOL FIRE). Los vapores emitidos por líquidos inflamables puede dar origen a una mezcla inflamable, si la temperatura del líquido está por encima del punto de destello o si los vapores encuentran una fuente de ignición. Los incendios de este tipo suelen ser localizados en sus efectos, siendo a menudo los efectos de propagación más que el riesgo intrínseco del suceso del peligro principal a considerar. En otras circunstancias diferentes a la presente evaluación, el incendio del líquido derramado puede afectar al mismo o a otros depósitos, calentando su contenido (con el aumento consiguiente de la presión) y su pared metálica, lo que causa la disminución de su resistencia mecánica. Esto constituye una de las causas más frecuentes de las explosiones (BLEVE).

A pesar del nombre de incendio de líquido en charco[19], lo que realmente se quema es el material que se evapora del líquido que esta en la base de las llamas.Por lo general se supone una forma circular para la base del incendio y la altura de un incendio del líquido en charco que se considera cilíndrica, suele estar entre dos y tres veces el diámetro de la base. La presencia del viento puede alterar la forma de la llama inclinándola, y con vientos más fuertes puede deformarse en la dirección del viento. El incendio del líquido en charco, puede ser considerado como un escenario alternativo para líquidos flamables. La siguiente ecuación puede ser usada para estimar una distancia desde el centro del incendio del líquido en charco, donde las personas pudieran potencialmente presentar quemaduras de segundo grado, en un tiempo de exposición de 40 segundos. El punto final del calor de la radiación para este análisis es de 5 kw/m2. La distancia de la radiación del incendio del líquido en charco se calcula de la siguiente manera:

D = PFF X (A)1/2 Donde: D = Distancia (ft).

PFF[20] = Pool Fire Factor.A = Área del charco (ft2). Sustituyendo en la ecuación, se tiene que:


I

Para las líneas de descarga de los pozos Naranja 1, Sen 95 y Sen 97. PFF = 5.6 para el metano. A = 3665.632 ft2.

D = 5.6 X (3665.632 ft2)1/2 = 339.048 ft = 103.342 m. La distancia segura para los efectos de la radiación del incendio del líquido en charco, es de 103.342 m. Para la línea de descarga del pozo Sen 72. PFF = 5.6 para el metano. A = 2659.728 ft2.

D = 5.6 X (2659.728 ft2)1/2 = 288.806 ft = 88.028 m. La distancia segura para los efectos de la radiación del incendio del líquido en charco, es de 88.028 m. Para la línea de descarga del pozo Sen 73. PFF = 5.6 para el metano. A = 3258.367 ft2.

D = 5.6 X (3258.367 ft2)1/2 = 319.659 ft = 97.432 m. La distancia segura para los efectos de la radiación del incendio del líquido en charco, es de 97.432 m. La representación de las zonas de alto riesgo y amortiguamiento en un plano a escala adecuada donde se indican los puntos de interés que pudieran verse afectados, se puede observar en el anexo B.

VI.4 Interacciones de riesgo. De acuerdo a los resultados de la simulación de eventos de riesgo, dentro de los radios de alto riesgo, no existe ninguna instalación ajena a Pemex, que su actividad pudiera ocasionar interferencia con la operación del proyecto. Las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo, causado por la cercanía de las otras líneas son las siguientes:

1. Se aplicará inspección radiográfica al 100% a todas las conexiones.

2. El recubrimiento anticorrosivo de la tubería tendrá, certificación de haber sido utilizado en instalaciones petroleras y deberá soportar cuando menos una temperatura de 60º C, sin presentar degradación o modificación de sus propiedades.

Por otra parte, cuando se lleven a cabo actividades de construcción de proyectos petroleros, si no se toma en cuenta las precauciones necesarias, se le puede causar a la tubería con maquinaría pesada:

• Fisura accidental de la tubería enterrada, por el paso de maquinaría pesada.


I

• Fisura accidental de la tubería aérea, por el paso de maquinaría pesada.

• El motor de combustión interna de la maquinaría, representa una fuente de ignición que pudiera ocasionar una explosión, en caso de una fuga de gas de la tubería.

• La quema de las áreas de cultivo para la cosecha, representa una fuente de ignición que pudiera ocasionar una explosión, en caso de una fuga de gas de la tubería.

También se pueden presentar daños a la tubería, producidas por la fabricación e instalación de esta; a continuación se mencionan las anomalías más comunes:

§ Anomalía tipo laminación: Las laminaciones son discontinuidades de tipo planar, parcial o totalmente contenidas en la pared del ducto, que pueden tener su origen en el proceso de manufactura de los tubos, durante el proceso de rolado y enfriamiento de la placa o bien generarse durante el servicio por la absorción de hidrogeno proveniente, ya sea de la reacción de corrosión del acero en la integridad de los ductos, puede ser desde nulo hasta muy severo dependiendo de su tamaño, forma y ubicación.

§ Anomalía tipo quemaduras por arco eléctrico: Las quemaduras son perdidas de metal externas producidas durante la construcción del ducto, esto debido al calor generado al paso de una corriente eléctrica, como en el caso de un electrodo de soldadura.

§ Anomalía tipo abolladura: Los golpes son defectos en la tubería, generados por la acción de una fuerza externa. El daño puede ocurrir antes de que el tubo o la línea sea puesta en servicio o durante el servicio. El daño realizado en servicio es potencialmente más peligroso, sin embargo, el daño no es suficiente para ocasionar la falla inmediata del ducto.

§ Anomalía tipo rayadura: Es una discontinuidad del material de la tubería, provocada por una rozadura de algún cuerpo externo. Esta discontinuidad según sus dimensiones puede producir esfuerzos.

La actividad que trae consigo un riesgo implícito en su operación, es la propia actividad petrolera, puesto que el trazo de las líneas conformarán corredores de líneas, en donde un evento catastrófico de cualquiera de las líneas del corredor, pueden dañar los ductos aledaños y generar eventos de mayor magnitud. VI.5 Indicar claramente las recomendaciones técnico operativas resultantes de la aplicación de las metodología para la identificación de riesgos, así como de la evaluación de los mismos, señalados en los puntos VI.2 y VI.3. Con el objeto de evitar fugas y abatir el riesgo en el cabezal y las líneas, se deben de llevar a cabo las siguientes recomendaciones que se enlista a continuación: a) Operación.

• Se deben de calibrar y llevar registros de los instrumentos de medición de los principales parámetros que rigen la operación (presión, temperatura y flujo), con el propósito de no exceder las condiciones de operación establecidas, para evitar esfuerzos en la estructura del cabezal y el ducto, que conduzcan a situaciones de riesgo para el ambiente o las instalaciones.

• Concientizar y capacitar al personal para que opere en forma correcta los dispositivos; proporcionar los manuales de control para que conozcan los caminos de acceso y los fundamentos básicos de operación de las instalaciones que se encuentren en el área, y así evitar al máximo accidentes posibles originados por errores humanos durante la operación.

b) Mantenimiento preventivo y correctivo.


I

• Llevar a cabo la supervisión y celaje terrestre de las líneas y el cabezal, con el fin de evitar la invasión del derecho de vía y al mismo tiempo detectar puntos que pudieran originar fugas y evitar que se realicen actividades que pongan en riesgo la correcta operación de las líneas y el cabezal.

• Verificar que los señalamientos restrictivos, preventivos e informativos se encuentren instalados adecuadamente, con énfasis particular en instalaciones de origen, destino y cruzamiento con tramos de tuberías y caminos; así como dar mantenimiento a aquellos que se encuentren dañados y cumplimiento a la Norma CID-NOR-N-SI-0001, REQUISITOS MÍNIMOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, E INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE (antes N° 07.3.13) de PEMEX, relativa a derechos de vía.

• Inspeccionar las áreas donde existan árboles con raíces profundas, con el fin de evitar daños en la tubería.

• Monitorear constantemente la eficiencia del sistema de protección catódica, mediante la medición de los potenciales tubo-suelo.

• Cumplir estrictamente el programa anual de mantenimiento preventivo y correctivo de las líneas y las conexiones superficiales, además de supervisar el derecho de vía, incluyendo el sondeo para la verificación de la profundidad de las líneas.

• Llevar a cabo el programa de mantenimiento preventivo y correctivo en el cabezal y punto final de los ductos, para evitar la corrosión de la tubería y válvulas.

c) Otros.

• Elaborar y dar seguimiento en bitácora de los accidentes que ocurran en el cabezal y la línea indicando diámetro y tiempo de fuga, tiempo de detección, cálculo de la masa fugada, tiempo de llegada de las brigadas de auxilio, causas, consecuencias y la forma en que se reparó la falla, así como incluir en las estadísticas actuales de las líneas los eventos ocurridos, para que se analice cada año el riesgo en dichas líneas.

• Procurar que los equipos de comunicación se encuentren en buen estado y se les dé el uso adecuado, para dar rápida atención a las contingencias que se puedan presentar.

• Establecer un programa de protección civil, para informar a los habitantes de las localidades cercanas mediante folletos, campañas, entre otros medios, sobre los riesgos que representa la operación de las líneas y las instalaciones del área en general, para evitar que realicen actividades riesgosas sobre y cerca del derecho de vía, invitándolos para que den aviso en caso de que se presente alguna fuga e indicándolos que hacer en caso de que se presente algún accidente y como actuar con prontitud.

• Elaborar los Planes de Prevención de Accidentes y difundirlos en la población y el personal.

• Realizar los procedimientos para el cierre de válvulas de bloqueo en caso de presentarse una fuga, y aplicarlo en conjunto con los departamentos de operación y mantenimiento de las instalaciones.

VI.5.1 Sistema de seguridad. Para la atención de fugas y explosiones, se recurre a través de La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Sector Comalcalco, a los servicios del Departamento de Contraincendio, ubicados en la Zona Industrial Comalcalco, quienes cuentan con los equipos de emergencia como autotanques, mangueras, pipas de agua y personal capacitado para el combate de incendios, equipados con chaquetones, cascos, botas y guantes para estar presentes en las áreas de radiación de calor. La respuesta es de aproximadamente 40 minutos sobre el área en cuestión.


I

Las cuadrilla de combate de incendios participan activamente en el desarrollo, revisión y actualización de los planes de combate de incendios. Son adiestrados en el uso de todo el equipo de combate de incendios, incluyendo los aparatos autónomos de respiración. Éstos también se entrenan para rescatar y movilizar o transportar al personal accidentado, usando camillas y otro equipo disponible.

FIGURA 1. CUADRILLA CONTRAINCENDIO. Se cuenta con agentes extintores de fuego, tales como: El Agua. Es principalmente un agente enfriador. Ésta absorbe el calor y enfría materiales quemados más efectivamente que cualquier otro agente extintor. Sus efectos son más efectivos cuando ésta absorbe suficiente calor para elevar su temperatura al punto de ebullición. A esta temperatura, el agua absorbe aún más calor, convirtiéndose en vapor y moviendo el calor absorto fuera del alcance del material quemado. Esto rápidamente reduce la temperatura del material quemado por debajo de su temperatura de ignición, de tal manera extinguiendo el incendio. Los Agentes Químicos Secos. Estos extinguen incendios por medio de enfriamiento, sofocando y conteniendo el calor radiante e interrumpiendo la combustión en cadena.

El Dióxido de Carbono. Es normalmente un gas, pero puede ser licuado o solidificado bajo presión para propósitos de combate de incendios. A -79 grados C, el dióxido de carbono existe en estado sólido, llamado "hielo seco". Su temperatura crítica es de 30.5 grados C. Por encima de esta temperatura se mantiene en estado gaseoso a cualquier presión. El dióxido de carbono se usa principalmente para combatir incendios de Tipo B y C. Éste también puede usarse para extinguir un incendio de Tipo A. La Espuma.


I

Es un manto de burbujas que principalmente extingue incendios sofocándolos. Las burbujas se forman por la mezcla de agua y un agente productor de espuma, llamado "concentrado de espuma". El resultado se llama "solución de espuma". Las variadas clases de solución de espuma tienen un peso menor que el aceite inflamable más liviano. Por consiguiente, cuando se aplica a aceites quemados, la espuma flota en la superficie del aceite formando una barrera entre el combustible del incendio y su suministro de oxígeno.

FIGURA 2. AGENTES PARA COMBATIR INCENDIOS.

Sistemas de agua para incendios. Estos equipos pueden instalarse en instalaciones cercanas a los derechos de vía de las tuberías, en este caso, existen sistemas de agua para incendio en la batería Sen, cercano donde se encuentra el cabezal Sen 72, y las líneas de descarga. Los tanques de suministro de agua para incendios se mantiene al nivel apropiado de agua. Las bombas de agua para incendios se hacen funcionar por lo menos una vez a la semana para asegurar su buena operación. Estas operan por un tiempo suficiente para asegurar que se calienten completamente. Cada sección de la manguera se inspeccionan hidrostáticamente una vez al año, efectuando pruebas a la presión máxima de bombeo por un mínimo de tres minutos. Se tiene un sistema por medio del cual se evita que las válvulas de aislamiento del sistema de incendios no puedan cerrarse sin la aprobación del supervisor. El mismo sistema provee un medio para que las válvulas puedan abrirse de nuevo e inmediatamente después de terminar un trabajo para el cual éstas se hayan cerrado.


I

FIGURA 3. SISTEMA DE AGUA CONTRAINCENDIOS.

Extintores de incendio portátiles.

1. Extintores portátiles de incendio, junto con el agua, comprenden los principales componentes para combatir incendios. Agua y agentes en base de agua nunca deben usarse en incendios del Tipo C (eléctricos), debido al riesgo de electrocución. El siguiente procedimiento es el que se aplica pare combatir incendios con extintores portátiles:

2. Remover el extintor de su estación. Usar la agarradera para llevar el extintor a la zona del incendio. Caminar con pasos rápidos SIN CORRER.

3. Preparar el extintor para su operación punzando el cartucho en los extintores de cartucho, o removiendo el pasador para desatrancar la palanca de descarga en extintores de carga presurizada. Liberar una pequeña cantidad del químico para asegurar que el extintor funcione.

4. Proceder a acercarse al lado del incendio donde pueda mantener la espalda contra la corriente del viento. Parar y prepararse a liberar el químico a unos 4 o 5 metros del borde de las llamas. Colocarse a unos 2.5 metros del borde de las llamas. Activar la palanca de descarga, apuntando el chorro bastante cerca del borde de las llamas e inmediatamente iniciar un movimiento oscilante de lado a lado asegurándose de cubrir el ancho total del incendio. Avanzar hacia adelante con rapidez, teniendo en cuenta la fuerza del chorro que produce el extintor. Avanzar cautelosamente. Normalmente un bombero debe estar cubierto por otro con un extintor o manguera, listo para asistir en caso de que se necesite ayuda. Ataque las llamas con varios extintores al mismo tiempo, si es necesario.

5. Una vez que el incendio se haya extinguido, espere por unos minutos. Asegúrese que no haya peligro que el incendio se vuelva a iniciar. Nunca dé la espalda a un incendio que aparentemente se haya extinguido.


I

FIGURA 4. SISTEMA DE AGUA CONTRAINCENDIOS.

Equipo para Responder a Emergencias por fugas de gas. Para evitar efectos dañinos de concentraciones peligrosas de gases en el personal o la ecología, se tiene personal responsable de las medidas de detección de gases, estos tienen conocimiento de las características del gas contaminante que puede estar presente, el equipo de protección personal necesario, como también la manera de interpretar los indicadores de los instrumentos de detección acerca del grado de peligro. Además, esta capacitado para entender cómo afectan la naturaleza o grado de riesgo, las condiciones específicas del sitio como el terreno, vientos predominantes, temperatura o precipitación. El personal que evalúa el ambiente por la presencia de agentes tóxicos, cuenta con el apropiado equipo de protección personal, incluyendo aparatos de respiración autónoma (ARA) en los siguientes casos:

• Cuando existe la posibilidad de una atmósfera deficiente en oxígeno;

• Cuando existe la posibilidad de una atmósfera inmediatamente peligrosa para la vida o la salud (“IDLH”);

• Cuando las condiciones son desconocidas y existe la posibilidad que la atmósfera contenga concentraciones de uno o más de un contaminante del aire que exceda 10 veces el nivel de concentración máxima permisible (establecida en la NOM-STPS-010).¡NUNCA use el olfato para identificar una sustancia!

• El objetivo inicial de una evaluación en sitio es el de determinar, en base preliminar, las condiciones peligrosas o posiblemente peligrosas. Al usar instrumentos de lectura directa, el esfuerzo principal debe ser aplicado en la pronta identificación de peligros inmediatos que puedan afectar al personal de reacción, al público o a la ecología.


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FIGURA 5. EQUIPO PERSONAL PARA DETECCIÓN DE GASES.

Monitores Multi-Gases. Los monitores de gases múltiples o multi-gases pueden ser configurados para monitorear uno o dos gases, más el porcentaje de oxígeno y el porcentaje del limite de explosión inferior (“LEL”). El Oxígeno es medido en porcentaje por volumen de aire y varía de 0 a 30% en incrementos de 0.1%. Una alarma “baja” (un corto pitido en intervalos de 1.2 segundos acompañado de un destello intermitente de luces indicadoras) sonará continuamente si la atmósfera no tiene suficiente oxígeno (inmediatamente peligrosa a la vida o a la salud).

Una alarma “alta” (un tono de alta frecuencia con trinos acompañado de un destello intermitente de luces indicadores) sonará continuamente si la atmósfera es rica en oxígeno (peligro de incendio). Algunos gases que pueden ser detectados son: 1) monóxido de carbono; 2) ácido sulfhídrico; 3) dióxido de azufre; 4) cloro; y 5) dióxido de nitrógeno. El alcance de las medidas de los sensores para monóxido de carbono o ácido sulfhídrico varía de 0 a 999 partes por millón en incrementos de 1 ppm, la cual equivale a la variación de 0 a casi 0.1% del contaminante por volumen en el aire. El alcance de la medida para el dióxido de azufre, dióxido de nitrógeno y el cloro varía de 0 a 99.9 partes por millón en incrementos de 0.1 ppm. Los equipos de control con que contará la instalación, para prevenir y controlar accidentes, es el sistema de instrumentación, el cual será tipo local, requerida para la indicación de las variables del proceso que así lo requiera de acuerdo con las necesidades planteadas por PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, los dispositivos serán los siguientes: La instrumentación estará integrada por los siguientes instrumentos: Instrumentación local. Manómetros. Se utilizarán para la medición local de presión en los cabezales de salida y llegada de las líneas. Deberá cumplir con los siguientes puntos:

• Montaje local.• Carátula de 4 1/2 pulgadas de diámetro, con escala de fondo blanco y caracteres negros.• Caja de acero inoxidable.• Movimiento tipo bourdon.• Los materiales en contacto con el fluido de proceso deberán cumplir con estándar NACE-MR- 01-75 última edición.

Instrumentos de temperatura. Indicador de temperatura. Se utilizarán para la medición local de temperatura. Deberán cumplir al menos con los siguientes puntos:

• Montaje local.


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• Tipo bimetalico.• Carátula de 5 pulgadas de diámetro con escala de fondo blanco y caracteres negros.• Caja de acero inoxidable.• Termopozo de barra sólida de 1 ½ pulgada, diámetro bridado 600 Lbs. ASME cara realzada.• Los materiales en contacto con el fluido de proceso deben cumplir con el estándar NACE MR- 01-75 última edición.

Instalación de instrumentos de campo. Todos los instrumentos y componentes principales de la instrumentación de campo, deberá ser accesibles desde el piso, plataformas y/o escaleras fijas; los que requieran calibración o ajustes periódicos quedarán instalados de manera tal que permita el fácil acceso a sus componentes, al mismo tiempo se conservará el centro visual del medidor o instrumento de referencia.

VI.5.2 Indicar las medidas preventivas, incluidos los programas de mantenimiento e inspección, así como los programas de contingencias que se aplicarán durante la operación normal de la instalación o proyecto, para evitar el deterioro del medio ambiente, además de aquellas orientadas a la restauración de la zona afectada en caso de accidente. Inspección. Celaje terrestre. Los asentamientos humanos en los Derechos de Vía, así como el tránsito de maquinaria pesada y cultivos de raíz profunda; pueden conducir a situaciones en que la integridad de los ductos sea afectada y con esto se incremente el riesgo de siniestros con el consiguiente daño al medio ambiente y a las instalaciones de Petróleos Mexicanos. La vigilancia a pie de los tramos de los derechos de vía, deberá ser semanalmente durante toda la vida útil de los ductos y se apegará a los lineamientos marcados en las Normas y Códigos Nacionales e Internacionales que apliquen. Los recorridos a pie son necesarios cuando se requiere realizar una inspección a detalle del Derecho de Vía y su objetivo es la localización de las siguientes anomalías:

• Maquinaria pesada trabajando en la cercanía del Derecho de Vía.• Labores agrícolas de desmonte y quema.• Explotación de canteras, minas y pozos.• Invasión de asentamientos humanos al Derecho de Vía.

Las anomalías a ser detectadas en el celaje son las siguientes: En válvulas de seccionamiento:

• Bloqueos de caminos de acceso.• Presencia de basura, hierba o maleza.• Fugas en válvulas, tubería y conexiones.• Socavación en la base de los soportes.• Cerca de protección en mal estado.• Pintura anticorrosiva en mal estado.• Desprendimiento del recubrimiento en interfaces suelo – aire.• Deterioro de señalamientos.• Excavaciones.


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• Falta de rotulación para identificación de instalaciones.• Interfaces suelo - aire en mal estado.

En tubería superficial:

• Presencia de basura, hierba o maleza.• Fugas en válvulas, tubería y conexiones.• Pintura anticorrosiva en mal estado.• Desprendimiento de recubrimiento dieléctrico en interfaces suelo – aire.• Deterioro de señalamientos.• Soportes en mal estado.

Invasiones al Derecho de Vía:

• Presencia en los Derechos de Vía de basureros.• Corrales para ganado.• Casas habitación.• Otro tipo de construcción poniendo en peligro el buen funcionamiento de los ductos que transportan los productos derivados del petróleo.

Excavaciones dentro del Derecho de Vía:

• Se Caracteriza por la Realización ilícita en el Derecho de Vía de excavaciones por personal ajeno a Petróleos Mexicanos, exponiendo su integridad física, así como también el optimo funcionamiento de los ductos.

Construcciones dentro del Derecho de Vía:

• Son todo tipo de construcciones irregulares ubicadas en el Derecho de Vía, con fines de vivienda, comercio, recreación, etc.

Señalización y postes de registro: Los señalamientos son necesarios para localizar, identificar y delimitar el Derecho de Vía, con el objeto de minimizar los posibles daños a los ductos, sus anomalías a detectar son:

• Socavación de la base del poste.• Cuarteaduras.• Pintura en mal estado.• Falta de rótulos.• Instalación fuera de Norma, etc.

Los postes de registro se instalan para la toma de potenciales tubo-suelo, sus anomalías a ser detectadas son:

• Socavación de la base del poste.• Cuarteaduras.• Pintura en mal estado.• Falta de rótulos.• Instalación fuera de Norma.• Agrietamiento, etc.

Cultivo de raíz profunda dentro del Derecho de Vía:

• Son cultivos localizados dentro del Derecho de Vía que contienen raíces profundas capaces de


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llegar hasta la pared externa de los ductos, poniendo en riesgo el comportamiento estructural del ducto y posible daño al recubrimiento dieléctrico.

Deslaves: Existencia al descubierto de tramos de ductos localizados en el Derecho de Vía debido al desalojo del material terrestre que lo rodea, sus anomalías a detectar son:

• Desprendimiento y degradación del recubrimiento dieléctrico.• Grandes claros sin soporte.• Corrosión externa, etc.

Limpieza del Derecho de Vía: Consiste en el desalojo de todo tipo de objetos ajenos al Derecho de Vía, permitiendo el libre acceso al mismo para realizar su correspondiente inspección y mantenimiento, sus anomalías a detectar son:

• Amontonamiento de material producto de excavaciones.• Tubería Abandonada.• Quema de Pastos, etc.

Soportería de tubería en instalaciones superficiales: Estructuras metálicas o de concreto armado que son necesarias para lograr la estabilidad y optima flexibilidad de los ductos, sus anomalías a detectar son:

• Asentamientos diferenciales.• Socavación de base de apoyos.• Falta de placas de neopreno, etc.

Estado del recubrimiento anticorrosivo en tubería superficial: Consiste en evaluar visualmente las condiciones físicas en que se encuentra el recubrimiento anticorrosivo para la prevención de la corrosión externa de las tuberías superficiales, sus anomalías a detectar son:

• Desprendimiento local del recubrimiento.• Ralladuras del recubrimiento, etc.

Condición del camino de acceso: Se les proporcionará la inspección y mantenimiento que estos demanden, con el fin de conservarlos libres de obstáculos y transitables en cualquier época del año, las anomalías a detectar son:

• Deslaves.• Baches.• Derrumbe de taludes.• Señalamiento deficiente.• Cunetas azolvadas, etc.

Estado de obras de arte: En los derechos de vía se construyen canales, cunetas y contracunetas, cuya finalidad es desfogar y canalizar las corrientes producidas después de la lluvia, evitando con esto inundaciones en el Derecho de Vía. Entre las anomalías a ser detectadas se tienen:


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• Cauces azolvados.• Cauces erosionados.• Desviación de los cauces en cunetas.

Cruces con carreteras: Son cruces que se realizan enterrando el ducto por seguridad del público en general y la prevención de daños a la tubería, las anomalías a detectar son:

• Hierba o maleza en ambas márgenes.• Socavación y derrumbe de taludes.• Falta de venteos.• Falta de postes de registro.• Falta de postes de señalamientos.• Pintura anticorrosiva en mal estado, etc.

Ubicación de líneas de alta tensión:

• El campo magnético de las líneas de alta tensión puede producir interferencia con el sistema de protección catódica, por lo que es necesario revisar la separación entre las bases de las torres de alta tensión y el Derecho de Vía. Por ésta razón, debe impedirse que sobre el Derecho de Vía sean colocados postes y torres de transmisión eléctrica e instalaciones de tierras físicas. Fugas: • El personal que realiza el celaje deberá reportar inmediatamente al personal encargado del mantenimiento del Derecho de Vía, cualquier indicio en el suelo, que revelen cualquier fuga de hidrocarburos.

Medidas preventivas. Medición de potencial tubo - suelo: El ducto será protegido contra la corrosión externa mediante un Sistema de Protección Catódica, ya sea a base de corriente impresa o ánodos de sacrificio, estos ánodos polarizan negativamente la superficie externa del ducto, reduciendo con esto la velocidad de corrosión externa del mismo. La medición de potenciales tubo-suelo es de gran importancia, ya que conociendo su valor es posible evaluar el nivel de protección catódica, que esta siendo aplicado. El potencial tubo-suelo es medido con un voltímetro y una celda de referencia, la celda de referencia que se utiliza normalmente es la de cobre-sulfato de cobre. El procedimiento para la medición de potenciales tubo-suelo, en los cruzamientos con carretera, consistirá principalmente medir el potencial tubo-suelo de la camisa y tubería conductora, empleando una celda de cobre sulfato de cobre.


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FIGURA 6. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATODICA.

FIGURA 7. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATODICA EN CRUCE CON VÍA DE COMUNICACIÓN.

Recubrimiento dieléctrico:

Es práctica común proteger contra la corrosión externa a los ductos enterrados, mediante la combinación de un recubrimiento dieléctrico y un Sistema de Protección Catódica. A la fecha no existe un recubrimiento dieléctrico perfecto, es decir que presente cero defectos, estos defectos se pueden presentar ya sea durante la etapa de construcción u operación de los ductos. La presencia de un defecto en el recubrimiento dieléctrico implica un área desnuda de la tubería, la cual es protegida por la acción de la protección catódica, sin embargo cuando el Sistema de Protección Catódica no funciona adecuadamente estas áreas pueden tener un comportamiento anódico, produciéndose corrosión concentrada. Generalmente en las áreas desnudas con un potencial adecuado se produce una película de depósitos calcáreos, esta película siempre es más gruesa en los bordes que en el centro de la misma, esto se debe a que la corriente de protección fluye más fácilmente hacia los bordes que hacia el centro.

La secuencia de actividades para la medición de potenciales tubo-suelo a intervalos cercanos es la siguiente:

• Apagar el rectificador.• Instalar el Interruptor de Corriente.• Verificar el equipo.• Caminar a lo largo del ducto.• Detección de Anomalías.• Presentación de Resultados.


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(Ver figura 8)

FIGURA 8. PROCEDIMIENTO PARA EL RECUBRIMIENTO DIELÉCTRICO. Inspección de rectificadores y dispositivos anódicos. Uno de los métodos para aplicar protección catódica es el denominado como corriente impresa, en el cual se imprime corriente al circuito formado por la estructura a proteger, el lecho anódico y el cableado, mediante una fuente externa de corriente directa (Ver figura 9). El componente principal de un sistema de protección catódica a base de corriente impresa es el rectificador. Este es un dispositivo eléctrico cuya función es la de convertir la corriente alterna (C.A.) a corriente directa (C.D.). Esta conversión es necesaria porque todos los sistemas de protección catódica utilizan corriente directa y la energía eléctrica casi siempre es transmitida como corriente alterna. Por ello, si se va a utilizar energía eléctrica de alguna compañía generadora para energizar un sistema de protección catódica, entonces esa energía debe ser convertida para adecuarse a los requerimientos del sistema.Generalmente, el rectificador que se utiliza en los sistemas de protección catódica debe operar continuamente, 24 horas al día, por largos periodos de tiempo, bajo diversas condiciones ambientales y en muchas ocasiones se encuentra en lugares poco accesibles. A pesar de que un rectificador requiere de muy poca atención en su funcionamiento, ya que carece de partes móviles y sus componentes están diseñados para una larga duración, es necesario efectuar algunas prácticas simples de mantenimiento que ayuden a conservarlo en buenas condiciones de trabajo y evitar así la necesidad de corregir fallas. Además, para prevenir paros costosos, también será necesario poder encontrar rápidamente la causa de la falla y repararla.


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FIGURA 9. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA.

Inspección ultrasónica en instalación superficial. En los tramos de tubería que componen una instalación superficial, la calibración de espesores se debe realizar en los mismos puntos y con una periodicidad constante, con el objeto de disponer de datos de referencia confiables y poder estimar la velocidad de corrosión en esos puntos, así como para poder programar las siguientes inspecciones o trabajos de reparación. Las mediciones de espesores en instalaciones superficiales deberán efectuarse en principio con frecuencia anual, de acuerdo con lo establecido en la norma CID-NOR-N-SI-0001, REQUISITOS MÍNIMOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, E INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE (antes N° 07.3.13) de PEMEX, relativa a derechos de vía. El análisis de los espesores medidos se realizará de acuerdo con la siguiente secuencia de actividades:

• Cálculo de las velocidades de corrosión por cada punto.• Cálculo de la velocidad de corrosión promedio de la instalación superficial, efectuando el ajuste estadístico de la velocidad máxima de corrosión.• Selección del espesor mínimo actual.• Cálculo de la vida útil estimada.• Cálculo de la fecha de próxima calibración.• Cálculo de la fecha de retiro probable.

Inspección ultrasónica en ductos enterrados. Las tuberías enterradas están sujetas a sufrir corrosión tanto interna como externa y por medio de la medición de espesores es posible medir en forma puntual el espesor remanente de los ductos. Mediante un muestreo de espesores a lo largo de los ductos, es posible estimar el estado general del mismo. Este muestreo deberá ser diseñado de tal forma que se incluyan las áreas de mayor susceptibilidad de sufrir corrosión, es decir donde se tenga baja resistividad del suelo, potenciales tubo-suelo inferiores al potencial permisible, asentamientos humanos, zonas de acumulación de líquidos, etc. Este muestreo de espesores permite estimar el estado de ductos, en los cuales por algún motivo no es posible realizar una corrida de diablo instrumentado.

Los puntos donde se medirán espesores de ductos enterrados comprenderán los siguientes (Ver figura 10):

• Zonas de acumulación de líquidos.• Zonas de baja resistividad del suelo.• Zonas con problemas de interferencias.• Áreas con problemas de daños mecánicos.• En la cercanía de asentamientos humanos.• Zonas con potenciales tubo-suelo inferiores al permisible.


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En términos generales el Código API 570 “Piping Inspection Code, Repair, Alteration, and Rerating of In-Service Piping Systems”, sugiere en los incisos 4.1, 4.2, 4.3, 4.4 y 5.1.3, que se realicen inspecciones de ultrasonido cada 5 años.

FIGURA 10. INSPECCIÓN ULTRASÓNICA EN DUCTOS ENTERRADOS. Evaluación de la corrosión interior en ductos. La corrosión en los sistemas de producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos en la industria petrolera, ocasiona a menudo problemas en las líneas de transporte y en las operaciones de proceso, dando como resultado pérdidas económicas por reparación y/o reemplazamiento parcial o total de equipo dañado, ocasionando paros imprevistos, retrasos en la producción, fuga del producto transportado, además de presentarse la posibilidad de ocurrir accidentes donde se involucre la pérdida de vidas humanas. Con el propósito de reducir los costos por mantenimiento y los riesgos por accidentes en las instalaciones, se han desarrollado diferentes técnicas para determinar la corrosión, denominadas también técnicas de monitoreo, usadas en los programas para el control de la corrosión interior en los sistemas de transporte. Las siguientes técnicas de monitoreo de la corrosión interior, son algunas de las más usadas en el transporte de hidrocarburos:

• Gravimétrica (cupones).• Resistencia eléctrica.• Resistencia a la polarización.• Análisis químico y microbiológico.

Para propósitos del monitoreo de la corrosión, los siguientes parámetros podrán ser importantes:

• pH.• Temperatura.• Ácido sulfhídrico.• Bióxido de carbono.• Oxígeno disuelto.• Cloruros.• Ion fierro.• Ion manganeso.• Análisis microbiológico.

Resistividad del suelo. El suelo es generalmente un medio heterogéneo, en donde con frecuencia ocurren cambios en la velocidad de corrosión de los metales debido a los componentes que lo constituyen y que pueden estar mezclados en diferentes proporciones, provocando con ello, distintos grados de agresividad. Para determinar si es factible el diseño de un sistema de protección catódica para prevenir la corrosión


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de estructuras metálicas expuestas a medios agresivos, es necesario considerar a la resistividad del electrolito como uno de los parámetros más importantes. Por eso es conveniente conocer como se realizan tales mediciones de resistividad de esos medios. La resistividad de un material se expresa normalmente en unidades ohm - cm, y es numéricamente igual a la resistencia de un conductor con una longitud de 1cm y sección transversal de 1 cm2. Así, la resistividad de cualquier material no sólo depende de su forma geométrica, sino de su estructura, de las dimensiones de sus partículas, de su porosidad, permeabilidad, humedad y contenido de iones. Los perfiles de resistividad del suelo resultan de gran ayuda cuando se requiere interpretar la agresividad del mismo, especialmente en la selección de sitios para instalar dispositivos anódicos. La agresividad del suelo está relacionada a las características de resistividad del terreno, de la forma como se indica:

RESISTIVIDAD(OHM-CM) GRADO DE AGRESIVIDAD

0 - 1,000 altamente corrosivo1,000 - 5,000 moderadamente corrosivo5,000 -10,000 poco corrosivo

10,000 - en adelante muy poco corrosivoNota: Estos valores fueron tomados de la Norma Pemex 2.413.01, “Sistemas de Protección catódica”.

TABLA 53. GRADO DE AGRESIVIDAD DEL SUELO EN FUNCIÓN DE LA RESISTIVIDAD.

Cuando se tienen resistividades altas, por ejemplo 10,000 ohm-cm, se debe revisar la composición del suelo y las condiciones de operación (la temperatura, estado del recubrimiento, etc.), a fin de evitar problemas de corrosión, ya que se han presentado problemas en líneas de descarga que operan a 70°C en suelos de alta resistividad (15,000 ohm - cm). En la práctica, se requiere medir la resistividad de grandes extensiones de terreno y a menudo a una cierta profundidad. En otras ocasiones, es necesario conocer la resistividad de pequeñas cantidades de electrolito, por lo que se han desarrollado diferentes métodos. Existen diferentes equipos para realizar las mediciones de resistividad, de los cuales los más comunes son: Multicombinado, Medidor de resistencia de suelos (Resistivímetro) y el Volt-Amperímetro. Los detalles de operación varían de acuerdo con el instrumento particular empleado, pero el principio es común a prácticamente todos. Trabajos de soldadura. Con el propósito de mantener la integridad de los sistemas de tubería de transporte de hidrocarburos, las dependencias involucradas en la operación y mantenimiento deben establecer, documentar y mantener programas de mantenimiento preventivo y correctivo.

Los ductos son sistemas expuestos a ambientes de operación agresivos, su mantenimiento en muchas ocasiones resulta difícil, lo cual obliga a realizarlo en períodos de tiempo cortos, esto tiene como consecuencia la necesidad de establecer un adecuado control de calidad en los materiales, procedimientos, inspección no destructiva y destructiva y la mano de obra para llevarlo a cabo, por tal razón se ha desarrollado este documento

Los trabajos de soldadura se deberán realizar cuando sea necesario llevar a cabo trabajos de mantenimiento preventivo o correctivo en los ductos de transporte de hidrocarburos.

• Identificar el material al momento de recibirlo, esta identificación puede ser individual o por lote, de acuerdo como se indica en las secciones 812, 813 y 813.2 del Código ANSI/ASME B31.8.


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• La identificación del material debe tomar en cuenta las especificaciones del mismo, como lo indican los incisos 814 y 423 de los códigos ANSI/ASME B31.8 y B 31.4 respectivamente.• La tubería usada que requiera ser reutilizada debe ser probada como lo indica la Sección 817 del Código ANSI/ASME B 31.8 y después identificada para su uso.• Los materiales aplicados a partes misceláneas deben sujetarse a este procedimiento y a las limitaciones de su utilización como se indica en el inciso 425 del ANSI/ASME B31.4.• Clasificar el material en alguna de las cinco categorías indicadas en el inciso 811 y 812 del ANSI/ASME B31.8.• Realizar las pruebas que de acuerdo a su clasificación le corresponde de los incisos 811.21 a 811.25 del Código ANSI/ASME B.31.8.• Asegurar que ningún material sea utilizado hasta que cumpla con los requisitos establecidos.• No se permitirá que los materiales sean utilizados sin caracterizar por necesidades de urgencia.

Hot tapping. Los ductos terrestres sufren corrosión externa o interna, agrietamiento, y daño mecánico en algunos de sus tramos durante su vida útil, requiriéndose de mantenimiento correctivo. Para lo cual se han desarrollado accesorios y procedimientos para hacer la reparación en vivo sin interrumpir el servicio. Estos accesorios son llamados Hot tapping (Ver figura 11) Stopple. El primero nos permite hacer una interconexión al ducto, y el segundo nos sirve para interrumpir el flujo en la línea principal desviándose por una “derivación” mientras se hace la sustitución del tramo dañado.

Para realizar un hot - tapping, se utiliza un equipado barrenador y los siguientes accesorios:

• Envolvente con brida• Brida adaptadora• Válvula

Mientras que para realizar un stopple se utilizaron un equipo taponador y los siguientes accesorios:

• Envolvente con brida Lock “o” Ring.• Brida adaptadora.• Válvula Sándwich.

Las reparaciones utilizando los accesorios hot-tapping y stopple están regidas por las necesidades propias de los sistemas de ductos, cuando se requiera no interrumpir el funcionamiento de estos mientras se hace la sustitución del tramo dañado.


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FIGURA 11. PROCEDIMIENTO PARA HOT TAPPING. Reparación de deslaves y bajado de ductos en operación. Debido a las condiciones climatológicas y tipos de suelo en la región, es usual encontrar zonas deslavadas, provocando en muchos casos que los ductos que conforman el sistema de transporte de hidrocarburos queden al descubierto parcial o totalmente. Otro caso de línea descubierta, es cuando la línea dadas sus condiciones de operación, en cuanto a presión y temperatura, comienza a tener desplazamientos verticales sobre esforzando a la tubería en esos puntos, provocando con ello la aparición de la línea sobre el nivel del terreno. Por lo anterior, en ambos casos es necesaria la reparación respectiva con apoyo a los códigos o normas nacionales o internacionales existentes y el control de la calidad estricto en la ejecución de los trabajos, mano de obra y materiales empleados en la reparación, con el objeto de mantener la confiabilidad y seguridad del ducto.

El levantamiento que se produce en una línea enterrada se produce como resultado de las condiciones de operación, los cuales si son críticas generan un movimiento longitudinal de la tubería que buscará salida en los cambios de dirección. Normalmente dicho desplazamiento se presentará en los tramos donde la tubería emerge a la superficie, ya sea para conectarse a las trampas de diablos, válvulas de seccionamiento o instalación superficial. La tubería, debido principalmente a su alta temperatura, tiende a crecer y buscar una salida a su desplazamiento. Una curva de expansión en una línea trabaja de tal manera que puede absorber parte o el total de dicho desplazamiento. El suelo contrarresta la fuerza que se produce y dependiendo de la fricción con la tubería, puede absorber la magnitud total de la fuerza. Existe un punto de equilibrio en donde la fricción con el terreno es suficiente para detener el desplazamiento de la línea. A partir de dicho punto, no se apreciarán movimientos en la tubería. A la distancia entre el punto de equilibrio y la salida al exterior de la línea se le conoce como longitud de anclaje natural de este procedimiento. A su vez, queda así definida la zona no restringida de la tubería, siendo de allí en adelante la zona restringida. Sin embargo, se ha observado que para evitar los movimientos de la tubería en su trayectoria superficial, así como para mantener los niveles de esfuerzo que se presentan en la línea dentro de los permisibles, existen varias opciones que se pueden tomar en cuenta:

• Detener la fuerza con una ancla de concreto localizada poco antes de la salida de la línea a la superficie.• Colocar curvas de expansión ya sea en el tramo enterrado o en el tramo superficial de tal forma que provean de flexibilidad a las tuberías.• La combinación de cualquiera de las opciones anteriores.


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FIGURA 12. ANCLA DE CONCRETO. Reparación de cruces y encamisados. Un punto importante dentro del sistema de ductos de transporte de hidrocarburos, lo son los cruces con otras líneas, carreteras, ferrocarriles, ríos, etc., ya que estos están sometidos a solicitaciones mayores que el resto de la línea, teniendo un riesgo de falla por daños mecánicos (golpes), corrosión (general o picaduras), fugas, etc. Por lo tanto, en los cruces las inspecciones serán más minuciosas, el mantenimiento más frecuente y cuando requiera reparación, las reparaciones serán en apego a los códigos nacionales o internacionales existentes y un control de la calidad estricto en la ejecución, mano de obra y materiales empleados en la reparación.

Es importante inspeccionar los puntos de transición suelo-aire en cuanto a pérdida de espesor por corrosión, sobre todo cuando se trata de la transición de enterrada a atmosférica, cuidando que el recubrimiento dieléctrico tenga un diámetro y medio mínimo a partir del nivel del suelo hacia la zona atmosférica, además del recubrimiento anticorrosivo respectivo a lo largo del cruce que deberán estar siempre en buen estado.

En el caso de bajos espesores o picaduras por corrosión se instala la camisa, se permite colocar rellenos de material epóxico que ocupe el espacio anular entre el daño y la camisa. La colocación de las camisas se realiza con la ayuda de cadenas y gatos hidráulicos que ciñen la camisa a la tubería del tramo dañado y se efectúa la soldadura longitudinal.

La instalación de encamisados es empleado como un método económico de protección de ductos, dando protección estructural por cargas o impactos. El encamisado deberá estar aislado de la línea y los extremos sellados para minimizar la acumulación de líquidos en el espacio anular, dando especial atención a los extremos. Donde no se logre el aislamiento eléctrico, se corregirá la condición o se mitigará la corrosión dentro del encamisado, instalando un material inhibidor de alta resistividad en el espacio anular u otra medida efectiva. Los cruces encamisados los encontramos en cruces con caminos principales y vías férreas, donde las solicitaciones por carga (tránsito vehicular o férreo) son constantes, por lo que, para proteger la línea se le instala un encamisado, que consiste en un tubo de mayor diámetro que la línea. Cuando una tubería existente sea cruzada por una nueva carretera o vía férrea, se tendrá que


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reanalizar la tubería en el área del cruce en base a las nuevas cargas externas. Mantenimiento de válvulas. Se ha observado que uno de los principales problemas en las instalaciones petroleras, son las fugas de líquidos o gases en las válvulas de seccionamiento y puede ocurrir en ambos extremos (aún cuando la válvula esté abierta); en la unión entre el bonete y el cuerpo, en el cuerpo del vástago o en los sellos. Estos problemas se pueden evitar dando un mantenimiento adecuado de las partes que lo requieran y programando un mantenimiento preventivo; aumentando así la durabilidad y confiabilidad de cualquier tipo de válvula. Es necesario seguir cada una de las recomendaciones hechas por los fabricantes de válvulas al ser instaladas, para poder evitar problemas a futuro y garantizar la seguridad de todo el personal y cada una de las instalaciones de PEMEX - EXPLORACION Y PRODUCCION.

Para obtener un buen funcionamiento de las válvulas y evitar fugas a futuro se recomienda lo siguiente:

• Al embarcar las válvulas, la compuerta se deberá colocar en posición cerrada, con una capa protectora de grasa en la superficie de la compuerta, la cual deberá ser limpiada antes de ser instalada y abrirla para evitar posibles daños.• No frotar ni tratar de remover el cromo o revestimiento de la compuerta ya que actúa como lubricante seco o inhibidor de corrosión.• Al instalarse las válvulas se deberá hacer con la compuerta totalmente abierta, evitando que al limpiarla se alojen sedimentos o que la escoria dañe a los sellos o compuerta.• Al concluir la prueba hidrostática de las líneas se deberá drenar totalmente el agua o fluido de prueba, del cuerpo de la válvula.• Al operar las válvulas de seccionamiento, deberán ser totalmente abiertas o cerradas, con la finalidad de acuñar la compuerta contra los asientos, para evitar que la superficie de sello de la compuerta o los asientos se dañen, prolongando así la vida de éstas.

El mantenimiento de válvulas de seccionamiento en servicio es limitado, concretándose a apretar los tornillos de la unión entre el bonete y el cuerpo y el estopero, aunque en casos de emergencia se pueden instalar anillos nuevos de empaquetadura y solo se debe intentar después de que el asiento posterior esta asentado en forma hermética contra el bonete. Se recomienda por seguridad, que las reparaciones se hagan desmontando las válvulas cuando se tenga la necesidad de rectificar los asientos, realizando dichos trabajos en un taller, además la calidad de la reparación será mejor y la inspección será mas precisa. Para obtener un buen funcionamiento de las válvulas de seccionamiento, se recomienda lubricarlas y aplicarles empaque plástico, de acuerdo a las siguientes recomendaciones:

Lubricación:

• Se recomienda lubricar el vástago utilizando cualquier tipo de grasa, para facilitar la operación de la compuerta a través del volante y vástago.• Lubricación de la caja de engranes cuando se cuente con ésta, debiendo quitar los engranes periódicamente para inspección (se recomienda cada seis meses). La grasa utilizada es a base de litio.• La lubricación interna de los asientos se utiliza como medida de emergencia para obtener un sello temporal cuando la compuerta y los asientos han sido dañados. La lubricación de los asientos se hará a través de las graseras; subiendo y bajando la compuerta varias veces, para obtener una distribución uniforme de la grasa sobre el área sellante; con la válvula totalmente abierta o cerrada se aplica con una engrasadora el lubricante. La presión requerida para lubricar completamente los asientos de las válvulas es de 14 kg/cm2 (200 lbs/pulg2) como máximo, sobre todo cuando no se operan frecuentemente.


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• Lubricar el cuerpo para facilitar la operación de la compuerta en las válvulas. La grasa utilizada puede ser de cualquier tipo recomendada para cuerpos de válvulas. Se deberá tener cuidado de que la grasa no sea soluble al fluido manejado en la línea. Para lubricar el cuerpo, se recomienda hacerlo con la válvula totalmente abierta o cerrada, removiendo la tapa que va en una de las graseras; purgando posteriormente la válvula y dejando la herramienta para desfogue hasta que llegue a cero la presión, mientras se aplique la grasa al cuerpo de la válvula. Se agrega 1 libra de grasa por cada pulgada de diámetro de la válvula.

Empaque plástico. Para evitar la fuga de fluido a través del vástago de la válvula, se recomienda agregar empaque plástico al prensaestopas alrededor del vástago, suministrando solo la cantidad necesaria. En algunos casos, el empaque en el prensaestopas se seca o endurece demasiado, recomendándose sustituirlo por uno nuevo.

FIGURA 13. PARTE PRINCIPAL DE UNA VÁLVULA.

Programas de mantenimiento internos y externos. Para que los ductos tengan un funcionamiento correcto y una buena eficiencia estará sujeto a: a) Pruebas de hermeticidad.

Se efectuará antes del inicio de las operaciones, siendo una prueba hidrostática para detectar posibles fugas.

b) Protección catódica.

Debe efectuarse primero con un levantamiento para mantenimiento de potenciales tubo-suelo de acuerdo a la norma CID-NOR-N-SI-0001, REQUISITOS MÍNIMOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, E INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE (antes N° 07.3.13) y A.N.S.I.B.31.4/8.

c) Protección Mecánica.

Los ductos estarán provistos de protección mecánica (pintura primaria RP-6 epóxico catalizado, y pintura acabado RA-26 epóxico altos sólidos), que se revisará de acuerdo a los programas de


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mantenimiento establecidos. Para el exterior del tubo, además de los recubrimientos epóxicos, se realizarán aplicación e inspección de protección catódica.

d) Protección anticorrosiva.

Al estar expuestas las instalaciones superficiales a diferentes climas, ya sea a un ambiente seco húmedo con o sin salinidad, ambiente marino y/o gases derivados del azufre; se requiere de la aplicación de materiales de protección anticorrosiva para prevenir la corrosión en las tuberías, válvulas, bridas, codos, tés, etc. Para una buena selección de la protección anticorrosiva en los materiales de acero ver norma de PEMEX No. 2.411.01 (Sistemas de Protección Anticorrosivas a base de Recubrimiento), tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

• Condiciones de Exposición.• Ambiente seco.• Ambiente húmedo.• Ambiente húmedo y salino.• Ambiente húmedo con o sin salinidad y gases derivados del azufre.• Ambiente marino.• Exposición al agua salada.• Exposición al agua cruda.• Exposición al agua potable.• Exposición a turbosina.• Exposición a destilados tratados.• Exposición a destilados sin tratar.• Interior de tanques para crudo.• Exposición por alta temperatura.• Zonas propicias al desarrollo de organismos.• Zonas de mareas y oleajes.

Recubrimiento anticorrosivo se refiere a la aplicación de todas las pinturas y productos que se usan para prevenir la corrosión en las tuberías, válvulas o accesorios y deberán cumplir con la norma de PEMEX No. 4.411.01 (Recubrimientos para Protección Anticorrosivo). La aplicación de cualquier recubrimiento anticorrosivo, requiere de la preparación adecuada de la superficie que se desea proteger, cuyos objetivos son:

• Eliminar la grasa, aceite, suciedad, polvo, y toda materia extraña que impida una buena adherencia del recubrimiento a la superficie metálica.• Proporcionar la rugosidad adecuada que permita el anclaje del recubrimiento en la superficie metálica.

e) Lubricación.

Se mantendrá perfectamente lubricadas las válvulas de corte para poder accionarlas rápidamente en algún momento determinado.

f) Purga.

Se purgarán las líneas para eliminar agua, polvo, etc. g) Samblasteo.

Se refiere a la limpieza de la superficie metálica de los ductos que se encuentran aéreos, aplicando

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chorros abrasivos a presión. Se aplica el samblasteo en la superficie a proteger, hasta obtener la limpieza requerida para asegurar la adherencia de la película anticorrosiva. Esta limpieza se realiza con arena sílica libre de humedad, grasa o aceite, se realiza durante horarios soleados (ambiente seco), evitando la presencia de humedad relativa excesiva que impida una buena limpieza de la superficie. El equipo de samblasteo se compone de lo siguiente:

• Olla para la arena silica.• Compresor neumático con capacidad mínima de 125 PSI.• Manguera para samblasteo (es importante que un volumen de aire suficiente y constante sea suministrado a la boquilla a fin de mantener una presión apropiada, la selección del tamaño correcto de la manguera es esencial, se recomienda una de ¼ de pulgada.• Boquilla para la manguera de samblasteo, se recomienda una de 3/8 de pulgada de diámetro.• Equipo de protección personal para sopletero.

El abrasivo a utilizar presenta las siguientes características:

ABRASIVO TAMAÑO DE PARTÍCULAArena muy fina 80 mallas

Arena fina 40 mallasArena media 18 mallasArena grande 12 mallas

Gravilla de acero G-80 40 mallasGravilla de acero G-50 25 mallasGravilla de acero G-40 18 mallasGravilla de acero G-25 16 mallasGravilla de acero G-16 12 mallas

Munición de acero S-170 20 mallasMunición de acero S-230 18 mallasMunición de acero S-330 16 mallasMunición de acero S-390 14 mallas

TABLA 54. CARACTERÍSTICAS DE LA ARENA SÍLICA.

Los dispositivos y sistemas de seguridad con los que actualmente se cuenta son los siguientes:

a) Para la atención de fugas y explosiones, se recurre a través de La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SIPA), Sector Comalcalco, a los servicios del Departamento de Contraincendio, ubicados en la Zona Industrial Comalcalco, quienes cuentan con los equipos de emergencia como autotanques, mangueras, pipas de agua y personal capacitado para el combate de incendios, equipados con chaquetones, cascos, botas y guantes para estar presentes en las áreas de radiación de calor.

b) Se cuenta con procedimientos estándar de operación y seguridad para el manejo de las líneas de conducción.

c) Se tiene implementado planes y procedimientos de respuesta para el control de las emergencias que pueden ocurrir en los ductos.

d) Se cuenta con un programa de mantenimiento preventivo y de seguridad de los ductos de acuerdo a los riesgos existentes.

e) Se cuenta con personal altamente capacitado en el área de inspección, operación y mantenimiento de los ductos.

Así mismo, Pemex realiza pruebas a las tuberías de transporte de hidrocarburos, con el fin de verificar el estado de estas y el grado de la anomalía, para aplicar el mantenimiento preventivo y correctivo; las anomalías más comúnmente detectadas son las siguientes:


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• Anomalía tipo laminación: Las laminaciones son discontinuidades de tipo planar, parcial o totalmente contenidas en la pared del ducto, que pueden tener su origen en el proceso de manufactura de los tubos, durante el proceso de rolado y enfriamiento de la placa o bien generarse durante el servicio por la absorción de hidrogeno proveniente, ya sea de la reacción de corrosión del acero en la integridad de los ductos, puede ser desde nulo hasta muy severo dependiendo de su tamaño, forma y ubicación.

• Anomalía tipo quemaduras por arco eléctrico: Las quemaduras son perdidas de metal externas producidas durante la construcción del ducto, esto debido al calor generado al paso de una corriente eléctrica, como en el caso de un electrodo de soldadura.

• Anomalía tipo abolladura: Los golpes son defectos en la tubería, generados por la acción de una fuerza externa. El daño puede ocurrir antes de que el tubo o la línea sea puesta en servicio o durante el servicio. El daño realizado en servicio es potencialmente más peligroso, sin embargo, el daño no es suficiente para ocasionar la falla inmediata del ducto.

• Anomalía tipo rayadura: Es una discontinuidad del material de la tubería, provocada por una rozadura de algún cuerpo externo. Esta discontinuidad según sus dimensiones, puede producir esfuerzos.

A continuación se mencionan las pruebas para detectar anomalías:

• Análisis de integridad de las tuberías, consistente en el análisis de severidad, calculo de la presión máxima permisible de operación (PMPO). Las anomalías son inspeccionadas mediante la técnica de ultrasonido con haz recto.

1. Análisis de severidad: Esta se realiza para detectar si el defecto detectado no pone en riesgo la integridad mecánica de la línea. 2. Presión máxima de operación: Se calcula la presión máxima de operación, mediante el paquete especializado de computo FRACTURE GRAPHICS V2, esto para corroborar si la presión calculada corresponde a la de operación actual.

• Determinación de las propiedades microestructurales, químicas, metalográficas, y mecánicas (tensión y dureza) del material de la tubería.

1. Análisis químico: Este consiste en la verificación mediante pruebas de laboratorio, de que la composición química corresponda a la especificada para el acero con que se construyo la línea.

2. Evaluación metalográfica: Se pule la superficie del ducto a acabado espejo, para observar si existe la presencia de inclusiones, después se aplica reactivo revelador sobre la superficie, para observar la microestructura del acero.

3. Pruebas mecánicas:

Pruebas de tensión: Esta se realiza siguiendo los lineamientos generales descritos en la norma ASTM E M8., esta se realiza empleando una máquina electromecánica marca Shimadzu, con lo cual se determina el tipo de acero de la línea y que el porciento de alargamiento este dentro de lo especificado en la norma API 5L Apéndice D. Pruebas de dureza: Estas se realizan de acuerdo a los lineamientos descritos en la norma ASTM E18, utilizando un Durometro Rockwell Albert GNEHM ISO-UR, para determinar la dureza en campo.

• Inspección visual: Se inspecciona la tubería mediante el celaje terrestre, para un análisis preliminar de esta, en donde se pueden aplicar los siguientes criterios:


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1. Identificación de traslapes: Se aplica el código API 5L “ESPECIFICATION FOR PIPE LINE 41TH EDITION”, párrafo 7.8.12, el cual cita que “CUALQUIER IMPERFECCIÓN CON UNA PROFUNDIDAD MAYOR A 12.5 % DEL ESPESOR DE PARED ESPECIFICADO MEDIDO DESDE LA SUPERFICIE, SERÁ CONSIDERADO UN DEFECTO”.

2. Identificación de abolladuras: Se aplica el código “ASME B31.8-1995 EDITION GAS TRANSMISION AND DISTRIBUTION PIPING SYSEMS” párrafo 841.243, el cual cita “TODAS LAS ABOLLADURAS QUE EXCEDAN UNA PROFUNDIDAD MÁXIMA DE 0.250 PULGADAS DEL ESPESOR DE PARED DE TUBERÍA, NO DEBEN SER PERMITIDA EN TUBERÍAS QUE INTENTEN OPERAR AL 40% O MÁS DEL ESFUERZO MÍNIMO A LA CEDENCIA ESPECIFICADA”.

A continuación se presenta en la página siguiente el programa anual de mantenimiento, el cual se realizarán a las líneas:

VI.6 Residuos generados durante la construcción y operación del proyecto. VI.6.1 Caracterización de residuos generados, señalando los volúmenes y sistemas de tratamiento y control. Residuos sólidos orgánicos. A. Preparación del sitio.

Los residuos de este tipo, estarán representados por el material vegetal, producto del desmonte, despalme y deshierbe. Existirán residuos provenientes de las letrinas portátiles, las cuales serán instaladas en el área durante esta etapa, serán sacadas del sitio y dispuestas adecuadamente por la compañía que será contratada para proporcionar este servicio. De igual manera, serán generados residuos domésticos, producto de la alimentación de los trabajadores en el sitio. Con el fin de evitar que estos desechos sean dispersados por toda el área, se establecerá un programa de limpieza al final de cada día y se instalarán contenedores de plásticos, con tapa para el depósito de estos.

B. Construcción.

De igual manera, serán generados residuos domésticos, producto de la alimentación de los trabajadores en el sitio. Con el fin de evitar que estos desechos sean dispersados por toda el área, se establecerá un programa de limpieza al final de cada día y se instalarán contenedores de plásticos, con tapa para el depósito de estos y después serán llevados al basurero municipal. Durante la operación de la maquinaría que se utilizará en la construcción, podrán generarse residuos tales como botes vacíos de lubricantes y estopas con aceite, para evitar esta generación, se prohibirá el mantenimiento preventivo y correctivo de las maquinarias y vehículos dentro del área, asimismo, como precaución se instalarán contenedores metálicos con tapa dentro del área de trabajo.

C. Operación.

Durante esta etapa, no será generado este tipo de residuos. D. Mantenimiento.


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Durante esta etapa se generarán principalmente residuos domésticos, producto de la actividad del personal que laborará en el sitio. En las fosas sépticas que serán instaladas, serán generados residuos, los cuales serán tratados por procesos biológicos, que son proporcionados por las fosas.

Residuos sólidos inorgánicos. A. Preparación del sitio.

Durante la operación de la maquinaría que se utilizará en la preparación del sitio, podrán generarse residuos tales como botes vacíos de lubricantes y estopas con aceite, para evitar esta generación, se deberá realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de las maquinarias y vehículos fuera del área, según sea el caso, así mismo, como precaución se instalarán contenedores metálicos con tapa dentro del área de trabajo.

B. Construcción.

Durante la construcción se generarán tramos de tuberías, que se recuperarán en la fase de limpieza y que serán trasladados al área de la excompresora Oxiacaque, además de cascajos, bolsas para cemento, madera, etc.

Asimismo en la operación de la maquinaría que se utilizará en la construcción, podrán generarse residuos tales como botes vacíos de lubricantes y estopas con aceite, para evitar esta generación, se deberá realizar el mantenimiento preventivo y correctivo de las maquinarias y vehículos, en el taller temporal instalado dentro de la obra o bien fuera del área, según sea el caso, así mismo, como precaución se instalarán contenedores metálicos con tapa dentro del área de trabajo. También serán generados residuos tales como madera, block, cemento, bolsas de cemento, poliestireno, PVC, varillas, cables eléctricos, alambrón, clavos, tornillos, alambre recocido, losetas, empaques de material, arena, arcilla, grava, papel, cartón. Estos residuos serán clasificados y separados, para después ser entregados a centros de reciclaje (como son vidrio y metales), los que no sean aptos para su reciclaje, también serán depositados en los respectivos botes de basura que serán instalados en el área de trabajo y después serán llevados al basurero municipal por el servicio de limpia de la compañía.

C. Operación.

Durante esta etapa, no será generado este tipo de residuos. D. Mantenimiento.

En esta etapa podrán ser generados residuos de algunas piezas de los equipos que se encuentren en mal estado, tramos de tuberías, estopas con aceite que serán depositados en contenedores metálicos con tapa y después serán entregados a compañías que estén autorizadas para tratar este tipo de residuos. Los residuos domésticos mencionados en los apartados anteriores, serán sacados del sitio y dispuestos en los basureros municipales donde las autoridades del municipio indiquen.

Emisiones a la atmósfera. A. Preparación del sitio y construcción.

En cuanto a las emisiones a la atmósfera, serán generadas por la maquinaria que realizará el


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desmonte, despalme, rellenos, compactación, nivelación y por los vehículos automotores que transiten en el sitio, así como por la maquinaria y equipo utilizado para la construcción. Las emisiones más comunes que serán emitidas a la atmósfera, por lo antes descrito, son: el monóxido de carbono, óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, cenizas finas, humos e hidrocarburos no quemados. Cabe mencionar que se tendrá un estricto control de la combustión de los motores, para que estos se apeguen a la Legislación Mexicana, en las disposiciones que dictan las siguientes Normas Oficiales Mexicanas: NOM-041-ECOL-1996, NOM-045-ECOL-1996, NOM-047-ECOL-1993 y NOM-085-ECOL-1994.

B. Operación.

En esta etapa no se generarán emisiones a la atmósfera, ya que el proceso consiste solamente del transporte de hidrocarburos en fase liquida y gaseosa en tubería de acero al carbón.

C. Mantenimiento.

En esta etapa se generarán emisiones a la atmósfera en forma de partículas, producto del samblasteo con arena sílica que se le proporcionarán a las líneas aéreas instaladas sobre mochetas y de pintura que se le proporcione, ya que esta se aplica mediante pistola y compresor.

Residuos líquidos. A. Preparación del sitio y construcción.

Durante esta etapa se generarán aguas residuales, provenientes de las letrinas sanitarias las cuales serán instaladas en las áreas donde se llevará a cabo el proyecto. Esto con la finalidad de que los trabajadores no realicen sus necesidades fisiológicas al aire libre. La disposición de estos residuos, estará a cargo de la compañía a la cual se le renta dichas letrinas sanitarias.Al terminar la instalación de la tubería, esta debe someterse al llenado con agua, para llevar a cabo la prueba hidrostática. Si el agua de prueba ha de estar más de 21 días dentro de las tuberías, el contratista deberá inyectar un inhibidor de corrosión. La cantidad de inhibidor deberá estar de acuerdo con las instrucciones del fabricante y deberá mezclarse de manera que ofrezca protección uniforme a toda la tubería. Siempre que la tubería se llene con agua sin inhibidor, esta deberá reemplazarse con agua con inhibidor en un plazo menor de 21 días. El tipo de inhibidor deberá ser biodegradable, y el contratista deberá presentar los reportes del análisis bioquímico del inhibidor y el fisicoquímico antes de su descarga al cuerpo receptor donde se tomó.

B. Operación. En esta etapa no serán generados residuos líquidos.

Se debe evitar al máximo la quema de vegetación o el uso de agroquímicos durante la apertura de caminos y preparación del sitio. Se debe apilar el matorral, triturarlo, y conservarlo para luego reincorporar en el suelo. La capa superior del suelo también se debe apilar en un lugar donde las aguas pluviales no van a trasladar sedimentos a las trincheras, fosas, o aguas superficiales (Ver figura 14).


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FIGURA 14. PREPARACIÓN DEL SITIO.

Cuadro 1. Evitar quema de la vegetación.Cuadro 2. Pilas de matorral incorporar con el suelo.Cuadro 3. Evitar el uso de agroquímicos.Cuadro 5. Pila de la capa superior del suelo. Se debe disponer de manera temporal y en sitios específicos, el material generado por los trabajos de nivelación del terreno y excavación, evitando con ello la creación de barreras físicas que impidan el libre desplazamiento de la fauna a los sitios aledaños a éste y/o bordos que modifiquen la topografía e hidrodinámica de terrenos inundables, así como el arrastre de sedimentos a los cuerpos de agua cercanos a la zona del proyecto. Se deben realizar las excavaciones, nivelaciones y rellenos necesarios en la preparación del terreno, considerando las obras de drenaje pluvial necesarias para evitar la acumulación de agua que pudiera contaminarse con aceites, lubricantes y combustibles, por el uso de equipo, maquinaria y proceso en el sitio.

Para cubrir las necesidades fisiológicas de los trabajadores, se debe optar por la instalación de sanitarios portátiles en número suficiente (Ver figura 15).

FIGURA 15. INSTALACIÓN DE LETRINAS SANITARIAS. La instalación de campamentos se debe reducir al mínimo el área de su establecimiento. Al concluir los trabajos se debe proceder a su desmantelamiento y retiro total y realizar la restauración de los terrenos afectados.


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Puede existir migración vertical al subsuelo (lixiviación) de los contaminantes, y la emisión a la atmósfera por evaporación de solventes, líquidos inflamables, tóxicos o corrosivos que se utilizan en la pintura y recubrimiento anticorrosivo de las tuberías. Por lo general, a menos que sean biodegradables, los solventes se consideran sustancias peligrosas y pueden contaminar las aguas subterráneas y superficiales (Ver figura 16).

FIGURA 16. LIXIVIACIÓN Y EVAPORACIÓN.

Cuadro 1. Lixiviación.Cuadro 2. Evaporación.Prácticas Inapropiadas para la disposición de residuos Los residuos sólidos arrojados en el lugar pueden provocar efectos adversos a la salud, a la flora y fauna. Las estopas impregnadas con grasa (lubricantes), solventes y pinturas, así como sobrantes de la tubería pueden provocar la destrucción o alteración del hábitat de la fauna silvestre y la muerte de peces, animales, vegetación y problemas de salud en el hombre. Los residuos sanitarios deberán tratarse antes de su descarga o se los deberá enviar a una instalación de eliminación. Prácticas inapropiadas para la eliminación de solventes para la limpieza, residuos de petróleo, residuos aceitosos, líquidos de lavado, residuos sanitarios, barriles usados y residuos sólidos deben ser evitados.

. RESUMEN.


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VII. Resumen. VII.1 Señalar las conclusiones del estudio de riesgo. De acuerdo a los resultados obtenidos de la jerarquización de riesgos, se seleccionaron los que presentaron un riesgo más elevado, por su frecuencia y consecuencia. Para el caso de Daños al Personal y Efectos a la Población, los nodos 1 y 3 cayeron dentro de la zona clasificada como aceptable como esta donde no requiere mitigación, en este mismo caso el nodo 2 se encuentra dentro la zona clasificada aceptable con controles, donde deberán ser verificados los controles. Para el caso de Impacto al Ambiente, Pérdida de Producción y Daños a la Instalación, los nodos 1, 2 y 3 cayeron dentro de la zona clasificada aceptable como esta, donde no se requiere mitigación. Es decir, que el riesgo del proyecto es bajo a moderado. Para efectos de la estimación de consecuencias del evento catastrófico de poca ocurrencia, se analiza el nodo 2. El nodo 1 se evalúa como evento que proporciona un riesgo menos catastrófico y de mayor ocurrencia. La siguiente tabla muestra los casos en que se realizarán los cálculos de estimación de consecuencias:

CASO NODO DESCRIPCIÓN

A 2 Fuga de hidrocarburos a través del seccionamiento total de la línea de 8” de diámetro.

B 1 Fuga de hidrocarburos a través de una fisura de 1” de diámetro, por corrosión en válvula de corte.

TABLA 56. LISTA DE PUNTOS SELECCIONADOS PARA SIMULACIÓN.

De lo anterior, los radios obtenidos en la estimación de consecuencias, son señalados para efectos de la evaluación y podrán ser utilizados para implementar planes de prevención de accidentes, atención a contingencias, rutas de evacuación, prohibición de asentamientos humanos y delimitar zonas de seguridad.

Zona de alto riesgo






306.20 metrosAPI 521 Radiación suficiente para alcanzar el umbral de dolor en 16 segundos. Puede ocasionar quemaduras de 2º grado en 50 segundos de exposición. Límite adoptado por PEMEX para delimitar la zona de riesgo. Límite adoptado por el Instituto Nacional de Ecología como Zona de Alto riesgo.

167.30 metrosZona donde puede existir demolición parcial de casas (pueden quedar inhabitables).







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546.50 metrosNo causa incomodidad por un periodo de tiempo indefinido. Límite adoptado por PEMEX para delimitar la zona de amortiguamientoLímite adoptado por el Instituto Nacional de Ecología como Zona de Amortiguamiento.

102.00 metros"Distancia segura" (Probabilidad de 0.95 de que no haya daños serios mas allá de este valor).Límite de proyectiles.Algunos daños en techos de casas.10% de los vidrios de ventanas se rompen.

TABLA 57. RESULTADO DE LAS SIMULACIONES DE EVENTOS HIPOTETICOS MÁS CRÍTICOS.

Como punto final y tomando en consideración cada una de las partes de esta evaluación, se puede concluir que el proyecto, es aceptable desde el punto de vista de Riesgo Ambiental. Siempre y cuando se lleven a cabo todas las recomendaciones planteadas en capítulos anteriores, se tomen en cuenta las desviaciones encontradas y se cumpla con la normatividad vigente aplicable.

VII.2 Hacer un resumen de la situación general que presenta la instalación o proyecto, en materia de riesgo ambiental, señalando las desviaciones encontradas y posibles áreas de afectación. Las líneas serán construidas con el fin de conducir los hidrocarburos (gas amargo), producto de la extracción petrolífera del campo Sen, mediante instalaciones seguras, confiables y con la mínima interferencia que pudiera alterar, modificar o dañar al medio ambiente. Aumentado el nivel de seguridad y flexibilidad los cuales deberán ejecutarse de acuerdo a la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 “Requisitos Mínimos para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Tuberías de Transporte” y cumplir con los recomendaciones de las autoridades gubernamentales. Lo anterior se resume en lo siguiente:

Manejo adecuado de la producción.Flexibilidad en la operación y mantenimiento.Grados óptimos de seguridad.Protección al entorno ecológico.Contar con un medio de transporte que brinde mayor confiabilidad.

En este proyecto se deberá tomar como referencia la filosofía operacional delineada principalmente en función de la seguridad y protección al entorno ecológico, ya que es de interés prioritario y compromiso de Pemex Exploración y Producción la protección de áreas naturales, la restauración y mejoramiento del ambiente, el control de la contaminación del aire, agua y suelos así como el aprovechamiento de los recursos naturales; armonizando así la explotación de hidrocarburos con el equilibrio de los ecosistemas circundantes. Las principales desviaciones encontradas en el proyecto son las siguientes:

• La instrumentación que será implementada en las líneas, no estará automatizada, no existirán válvulas accionadas con actuadores neumáticos. Tampoco se han tomado en cuenta los sensores de presión y temperatura.• No existe cuarto de control para las líneas.• Debido a que las válvulas son manuales, se puede retrasar el cierre de las válvulas, puesto que la presión de las líneas evita que se cierre con facilidad.• Las líneas no contarán con cubetas para el recibo y lanzamiento de diablos.• No existe un camino que sirva como salida de emergencia alterna.• Dado que las líneas no estarán automatizadas no existirá energía eléctrica.• No existirá iluminación en la zona de las válvulas de seccionamiento.• La zona del proyecto presenta como fenómeno climatológico adverso las inundaciones en épocas


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de avenidas, el tirante de agua acumulado por las inundaciones, puede llegar a ser muy alto en zonas bajas y de poca permeabilidad. De lo anterior se detecto que alguna época del año, el área que ocupa el derecho de vía puede quedar cubierta por el agua.• No existen sistemas de monitoreo de gases tóxicos, esto es necesario para detectar fugas de gases, prevenir accidentes y proteger la salud de los trabajadores.

Para la identificación de riesgo se aplicó la lista de verificación, posteriormente una vez identificados los puntos se llevó a cabo la simulación de los eventos más probables; el primero se refiere a una fuga de 1 pulg, específicamente en las válvulas de corte ubicados en el punto de partida de cualquiera de los ductos, el segundo evento es la ruptura de la tubería de 8 pulgadas, éste evento puede llevarse a cabo en cualquier punto del ducto. Una vez realizada la simulación se llevó a cabo la jerarquización de riesgos dando como resultado que para el caso uno presenta un índice de riesgo aceptable, sin embargo el riesgo se minimiza debido a la poca frecuencia con que se presenta. Por lo tanto la operación de la instalación está asegurada por la normatividad utilizada en su diseño, así como también por el uso de instrumentos de medición, tales como manómetros. Por otro lado se cuenta con los dispositivos para prevenir, controlar y mitigar cualquier contingencia que pudiera presentarse. Por lo anterior, se considera que el proyecto es seguro y que se han tomado en consideraciones en el desarrollo de su diseño las mejores prácticas de ingeniería. VII.3 Presentar el Informe Técnico del Estudio de Riesgo. El informe técnico del estudio de riesgo se encuentra en el anexo F.

[1] Oil & Gas Journal, julio 12, 1993 “Pipeline accident, failure probability determined from historical data”

[2] Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química. Evaluación Cuantitativa de Riesgo.

[3] US Department of Transportation (DOT), Office of Pipeline Safety (OPS)

Oil and Gas Journal (OGJ) August 31, 1998.[4]

Lees, 1996, The Environmental Assessment, Volume 1: Chapter 6.[5]

Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química. Evaluación Cuantitativa de Riesgo. Datos de frecuencia de fallos en algunos equipos de proceso.

[6] Lees, 1996, The Environmental Assessment, Volume 1: Chapter 6.

[7] Análisis y Reducción de Riesgos en la Industria Química. Evaluación Cuantitativa de Riesgo. Datos de frecuencia de fallos

en algunos equipos de proceso.[8]

Lees, 1996, The Environmental Assessment, Volume 1: Chapter 6.[9] Risk Management Program Guidance for Offsite Consequence Analysis. [11]

DNV Pro, Manual del PHAST 5.2.[12]

Risk Management Program Guidance for Offsite Consequence Analysis.[13]

The Environmental Assessment (EA) volume 1: chapter 6.[14]

Handbook of Chemical Hazard Analysis.- EPA Loss Prevention.- F.P. Lees.

[15] Handbook of Chemical Hazard Analysis.- EPA

[16]

Tuner DB., “Workbook of Atmospheric Dispersion Estimates”, Environmental Protection Agency, Office of Air Programs, Research Triangle Park, North Carolina, 1970.[17]

Informe Final del Instituto Mexicano del Petróleo “Diagnostico de los Efectos Ambientales de la Industria Petrolera Asociados a la Región Sur de PEP” Subproyecto Aire y Materiales, Cap. 11 Meteorología, Octubre de 1999.

[18] The Environmental Assessment Volume 1: Chapter 6.


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[19] Risk Management Program Guidance for Offsite Consequence Analysis. Estimation of Distance of the Endpoint

for Alternative Scenarios for Flammable Substances, Chapter 10.[20]

Table C-3, Risk Management Program Guidance for Offsite Consequence Analysis. Estimation of Distance of the Endpoint for Alternative Scenarios for Flammable Substances, Chapter 10.
