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MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL MODALIDAD PARTICULAR RESUMEN INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE UN GASODUCTO Preparada para: Praxair México, S. de R. L. de C. V. Biólogo Maximino Martínez No. 3804 Col. San Salvador Xochimanca México, D. F. 02870 Julio 2005

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MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

MODALIDAD PARTICULAR

RESUMEN

INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE UN GASODUCTO

Preparada para:

Praxair México, S. de R. L. de C. V. Biólogo Maximino Martínez No. 3804

Col. San Salvador Xochimanca México, D. F. 02870

Julio 2005

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PRAXAIR MÉXICO, S. DE R. L. DE C. V. MIA PARTICULAR - RESUMEN 1

INTRODUCCIÓN Praxair México, S. de R. L. de C. V. (Praxair México) proyecta instalar y operar un sistema para el suministro de nitrógeno a pozos petroleros del Complejo Antonio J. Bermúdez ubicado en el Estado de Tabasco. Para ello se pretende realizar las siguientes obras:

1. Construcción de una planta productora de nitrógeno a partir de aire atmosférico, la cual estará conformada por dos módulos idénticos con una capacidad total de 3,000 ton/día cada uno. Se proyecta construir los dos módulos en el mismo predio. El proyecto incluye la instalación de un sistema de tratamiento de agua cruda.

2. Construcción de planta de tratamiento de aguas residuales y un acueducto para

conducir el agua tratada al río Samaria, con una longitud aproximada de 5 Km.

3. Instalación de sistema para la generación de electricidad con capacidad de 10 MW, el cuál será instalado en el mismo predio de la planta. Este sistema proporcionará energía eléctrica y energía mecánica a la planta productora de nitrógeno.

4. Construcción de gasoducto para suministrar gas natural al proceso de la

planta. La longitud estimada del gasoducto es de 1.5 Km.

5. Construcción de nitroductos para suministrar el nitrógeno producido al cliente. La longitud aproximada es de 9.6 Km.

La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales ha determinado que las obras y actividades correspondientes a los incisos 1 y 5 no son de competencia federal en materia de impacto ambiental. Asimismo, las obras y actividades correspondientes a los incisos 2, 3 y 4 son de competencia federal en materia de impacto ambiental. En el Anexo No. 1 puede consultarse el oficio S.G.P.A./DGIRA.DDT.0069.05 en el que la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales define la competencia de las autorizaciones en materia de impacto y riesgo ambiental, de acuerdo al Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental. La presente Manifestación de Impacto Ambiental corresponde al gasoducto mencionado en el inciso 4 de las obras y actividades arriba listadas.

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Naturaleza del proyecto

Este proyecto surgió por la necesidad de PEMEX Exploración y Producción de suministrar nitrógeno a sus pozos del Complejo Antonio J. Bermúdez para mantener la presión necesaria para su explotación. Para ello se celebró un contrato con Praxair México para el suministro de nitrógeno a 8 pozos ubicados en el citado Complejo. Con el objeto de suministrar el nitrógeno requerido por PEMEX Exploración y Producción, Praxair México adquirió un predio de 3.8 hectáreas en el poblado San Nicolás en el municipio de Jalpa de Méndez, Tabasco. En este predio se pretende instalará una planta productora de nitrógeno a partir de aire atmosférico, la cual consistente de dos módulos con una capacidad de 3,000 ton/día cada uno. Para la operación de la planta se requerirá de aire atmosférico y agua subterránea, la cual se pretende extraer de pozos ubicados en la zona del proyecto y un sistema de generación de electricidad que proveerá de energía e eléctrica y mecánica a la planta productora de nitrógeno. Para el funcionamiento de éste sistema de generación de electricidad se requiere de Gas Natural el cual será proporcionado por PEMEX Exploración y Producción por medio de un ducto existente ubicado a 1,600 metros del predio donde se instalará tanto la planta generadora de nitrógeno como el sistema de generación de electricidad. El gasoducto que se proyecta instalar es una tubería subterránea de acero al carbón de 6” de diámetro con una longitud de 1,600 metros que servirá para el suministro del Gas Combustible para la operación de una turbina de gas natural, la cuál generará la energía tanto eléctrica como mecánica necesaria para la operación de los equipos y servicios auxiliares para la operación de la Planta de Nitrógeno. En el Anexo No. 8 se indica el diagrama con la trayectoria de la tubería de 6’’ de diámetro para Gas Natural. Los datos técnicos de la tubería son:

• Diámetro nominal 6’’ • Material Acero al Carbón • Tipo API-5L-X52 Gr. B • Espesor 0.250’’ • Presión máxima Operación 1152.56 Psig • Presión de diseño 1267.82 psig • Temperatura diseño 141.8 °F • Clase 2

La clasificación por localización se considera Clase 2, de acuerdo con la Norma NRF-030-PEMEX-2003.

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De acuerdo a las especificaciones de instalación de la tubería conductora de gas que fueron proporcionadas por PEMEX, y al Plano de Ruteo para esta tubería de Gas Combustible para la operación de la caldera de la Planta de Nitrógeno, y cuya información se utilizó para obtener la lista de materiales de la tubería respectiva, considerándose para ello que el alcance inicia en el punto de la brida de conexión que PEMEX instalará en el Gasoducto del cuál se suministrará Gas Natural a Praxair. El sistema de medición para el Gas Natural, instrumentación y/o comunicación requerida para la operación del mismo será instalado por Praxair de acuerdo con los requerimientos establecidos por PEMEX. El gasoducto será construido de acuerdo a los siguientes estándares y procedimientos de construcción:

1. Código ASME B31.8 Edición 1999. Sistema de Transmisión y Distribución de Gas Tuberías (Gas Transmisión and Distribution Piping System)

2. Estándares de Praxair México:

EN-49 Sistema de Prevención Externa para la Corrosión para Tuberías Subterráneas (External Corrosion Prevention for Underground Piping) GS-17 Sistema de Limpieza para Tuberías de Gas N2 & O2 (Cleaning Oxygen and Nitrogen Gas Piping System) GS-38 Limpieza Uso Oxígeno Clase 2 (Praxair Class 2 (Oxygen) Cleanning) GTE-1-26 Manual de Diseño para la Transmisión de Gas Gas Tansmission Design Manual T-1 Procedimiento para Pruebas Neumáticas (Procedure for Field Pneumatic Testing ) T-6 Pruebas Hidrostáticas para Tuberías (Hidrostatic Testing of Pipelines ) W-39 Soldadura de Campo para Tuberías de Gas de acuerdo a ANSI / ASME B31.8 C Field Welding of Cross Country Pipelines in Compliance with the ( ANSI / ASME B31.8 C ) W-41 Estándard General de Soldadura para Tuberías (General Welding Standard for Piping)

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W-42 Procedimiento de Soldadura de Tuberías Acero al Carbón (Welding of Carbon Steel Piping)

Selección del sitio

Para la instalación del gasoducto se seleccionó la ruta tomando en cuenta el tramo mas corto desde el predio donde se ubicará el sistema de generación de electricidad hasta la tubería de gas natural que PEMEX definió para el suministro. Para la selección del sitio de la planta productora de nitrógeno y el sistema de generación de electricidad se seleccionó este predio debido a que se ubica dentro de la zona del complejo Antonio J. Bermúdez de PEMEX Exploración y Producción y que dentro de esta zona se ubican los pozos donde se inyectará el nitrógeno producido en esta planta. También, se tomo en cuenta este predio ya que se encontraba despalmado y los árboles existentes se encontraban en el perímetro del mismo, reduciendo así la afectación al entorno. Dimensiones del proyecto

El derecho de vía para el trayecto del gasoducto será de 10 metros y tendrá una longitud de 1600 metros resultando un área aproximada de 16,000 m2. De los 16,000 m2 de superficie total, únicamente 960 m2 corresponden a obras permanentes ya que para la instalación del ducto se hará una zanja de 0.6 metros. El área de cobertura vegetal que será afectada es de 960 m2. El tipo de vegetación que se observa en el trayecto del gasoducto es pastizal. Lo anterior se debe básicamente a que en la zona de influencia del proyecto, por más de cincuenta años, se ha registrado la modificación gradual del suelo, esto, a través de actividades de despalme y desmonte (roza, tumba y quema de la vegetación original). El principal motivo de estas acciones, ha sido el despejar áreas para la posterior introducción de ganado vacuno, práctica que ha originado la pérdida de la diversidad tanto de flora como de fauna. Como se menciona en la Introducción de este documento, además del acueducto se construirán nitroductos y un gasoducto. En donde esto ha sido posible, se proyecta la utilización del mismo derecho de vía para diferentes ductos, como es el caso del acueducto, el gasoducto y los nitroductos del oriente de la planta productora de nitrógeno. En el derecho de vía propuesto para el acueducto, gasoducto y nitroductos al oriente de la planta se encuentran las siguientes especies de árboles:

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Cantidad Nombre común Nombre científico 1 Cabeza de loro Agonus cataphractus 3 Cedro Cedrus libani 5 Ceiba Ceiba pentandra 1 Cocohite Gliricidia sepium 9 Guanábana Annona Muricata 9 Guácimo Guazuma ulmifolia 3 Guatope Inga sp 1 Guayaba Psidium guajava 3 Jobo Spondias cytherea 7 Limón Citrus limon

30 Macuilís Tabebuia rosea 15 Mango Mangifera indica 2 Naranja agria Citrus aurantium 6 Palmera de coco Cocus nucifera 7 Palmera de coyol Acrocomia selerocarpa 1 Pichi Psidium guajava 2 Tamarindo Tamarindus indica 9 Tinto Haematoxylum campechianum 3 Toco Enterolobium contortisiliquum 5 Sauce Salix chilensis

Uso actual de suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en sus colindancias

El uso actual del suelo en el trayecto proyectado del gasoducto es pecuario. El cuerpo de agua mas importante cerca de la zona del proyecto es el Río Samaria que pasa aproximadamente a 5 Km. al Este, también al Norte se encuentran pequeñas lagunas en Santa Ana y la concepción aproximadamente a 4 Km. de la zona del proyecto, el Lago Paso del Monte y la Laguna Agua Blanca se ubican aproximadamente a 6 Km. al Sur de la zona del proyecto y a 8 Km. al Suroeste se encuentran la Laguna Chirivital y Laguna Ballena. El uso predominante de los cuerpos de agua mencionados es agrícola. En el Anexo No. 9 se puede consultar un plano de hidrológica superficial. Preparación del sitio

Para la preparación del sitio la única actividad que se realizará es la de desmonte del derecho de vía para permitir trazar la ruta para que se abra la zanja proyectada. Descripción de las obras y actividades provisionales del proyecto

La obras provisionales requeridas para el proyecto son la instalación de almacenes para maquinaria y herramienta, materiales, desechos sólidos y combustibles que se utilicen durante la instalación del gasoducto, oficinas prefabricadas y la instalación de sanitarios

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portátiles para dar servicio a los trabajadores. Estas obras serán proporcionadas por el contratista y serán retirados por el mismo al terminar la obra. Todas las obras provisionales estarán ubicadas dentro del predio donde se ubicará la planta productora de nitrógeno y el sistema de generación de electricidad a excepción de los baños portátiles que estarán ubicados en el tramo correspondiente a la instalación del gasoducto. Etapa de construcción

Una vez realizada la etapa de preparación de sitio se realizarán las siguientes actividades:

• Preparación de superficie • Excavaciones y trincheras • Soldadura de la tubería • Protección mecánica de la tubería • Instalación de tubería • Relleno de zanja • Anclaje de tubería • Protección de tuberías con encamisado • Válvulas de cierre • Limpieza interior de la tubería. • Sistema de protección catódica • Prueba Hidrostática de la tubería • Misceláneos

Etapa de operación y mantenimiento

El propósito del gasoducto es proveer Gas Natural al sistema de generación de electricidad que estará ubicado en el Poblado San Nicolás del Municipio de Jalpa de Méndez, Tabasco. Este gasoducto conducirá Gas Natural en estado gaseoso a temperatura ambiente y a una presión máxima de operación de 1152 psig. Praxair México, S. de R. L. de C. V. elaborará un plan de acuerdo al estándar ASME B31.8 que incluya los procedimientos de operación y mantenimiento y un plan de respuesta a emergencias. Con base en el estándar mencionado, Praxair México, S. A. de C. V. elaborara procedimientos de inspección de las instalaciones y un programa para reacondicionar, reemplazar o abandonar las instalaciones cuando se detecte una condición no satisfactoria. Praxair México, programará periódicamente recorridos por el ducto para observar las condiciones de la superficie en el derecho de vía y en áreas adyacentes, con el propósito de identificar fugas, actividades de construcción realizadas por otras personas o empresas, riesgos naturales, y cualquier otro factor que afecte la seguridad y la operación del ducto. El programa de mantenimiento incluye la limpieza y pintura de los señalamientos de advertencia y las tuberías que no sean subterráneas, como la estación de medición

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ubicada en el punto de conexión del gasoducto al gasoducto existente de PEMEX Exploración y Producción. Etapa de abandono del sitio.

Una vez que concluya el tiempo de vida del proyecto o cuando ya no exista la necesidad de suministro de Gas Natural al sistema de generación de electricidad, Praxair México, S. A. de C. V. llevará a cabo las actividades necesarias para desmantelar y trasladar la estación de medición a otro sitio donde sea requerido según sus necesidades. Con respecto al gasoducto, no se contempla el abandono del sitio, debido al posible aprovechamiento futuro de la instalación. Además de que el retiro del gasoducto generaría más impactos al ambiente que si se deja instalado. La única actividad que se contempla es el sellado de ambos extremos para evitar que algún material se introduzca y acumule dentro del ducto. Diagnóstico ambiental

Con la finalidad de predecir las alteraciones que el proyecto producirá sobre el entorno, se identificaron primero los elementos del ambiente que pueden ser modificados por la realización del proyecto, se hizo un inventario de ellos y posteriormente se realizó la valoración del inventario. Para integrar el inventario ambiental se consideraron características del ambiente como vegetación presente en la zona, hábitat de aves y otros animales silvestres, cuerpos de agua, manantiales o cascadas, áreas de vegetación rara o única, áreas boscosas, áreas montañosas con vegetación intacta, zonas desérticas con vegetación única, ruta de aves migratorias, monumentos históricos, ruinas arqueológicas, áreas recreativas y turísticas, áreas con paisajes excepcionales, entre otras. Para llevar a cabo la valoración del inventario se utilizó una aproximación semicuantitativa, donde se le asignó a cada elemento una calificación de Alto, Medio, o Bajo. Con base en la información recabada en las secciones anteriores de este capítulo y en los criterios mencionados en el párrafo anterior, se hizo la valoración del inventario ambiental. Dadas las características del inventario ambiental, se desarrolló cartografía que indica los elementos del ambiente identificados en la zona del proyecto.

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Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales

La metodología empleada para la identificación de impactos ambientales de este proyecto, es la Matriz de Leopold, la cual se describe en esta sección. Se incluye una muestra de la matriz completa que muestra todos los posibles impactos asociados a un proyecto. Se siguió esta metodología y se generó una matriz que se incluye en esta sección junto con la descripción y análisis de los impactos significativos identificados, como se indica en la descripción de la metodología. Evaluación

A cada celda de la matriz se le asignan valores entre 1 y 10 para magnitud y para la importancia de cada posible impacto. La asignación de valores se realiza mediante el siguiente procedimiento:

1. Identificar todas las acciones (localizadas en la parte superior de la matriz) que

son parte del proyecto propuesto.

2. Debajo de cada acción propuesta, se dibuja una línea diagonal en la intersección con cada característica ambiental si hay un impacto posible.

3. Cuando se ha completado la matriz, se escribe en la parte superior de cada celda

con diagonal un número entre 1 y 10 que indica la magnitud del posible impacto, 10 representa la más grande magnitud y 1 la menor. Antes de cada número colocar el signo + si el impacto es benéfico. En la parte inferior de la celda se escribe un número entre 1 y 10 que indica la importancia del posible impacto (por ejemplo, regional vs. local), 10 representa la mas grande importancia y 1 la menor.

4. El texto que acompaña a la matriz debe ser una discusión de los impactos

significativos, de aquellas columnas y renglones con un gran número de celdas marcadas y de las celdas individuales con números grandes.

En este proyecto, la asignación de los números en cada celda se basó en los siguientes criterios:

Magnitud Descripción 1 Efectos no observados o de magnitud despreciable

2 – 4 Efectos bajos. 5 – 7 Impactos medios, efectos no agudos o agudos que no son

fácilmente observados. 8 – 10 Impactos altos asociados con efectos agudos que son

fácilmente observados.

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Importancia Descripción

1 Impactos de corta duración que se presentan únicamente en el sitio del proyecto.

2 – 4 Impactos de baja duración a nivel local o regional. 5 – 7 Impactos de larga duración a nivel local o de corta duración a

nivel regional. 8 – 10 Impactos de larga duración a nivel regional.

Los impactos de corta duración son aquellos asociados con las etapas del proyecto que no son operación o aquellos que duran menos de un año. Los impactos de larga duración son aquellos asociados a la etapa de operación del proyecto o aquellos cuya duración es mayor a un año. Los impactos que se presentan a nivel local son aquellos que afectan a un radio menor a 500 metros del sitio del proyecto. Los impactos a nivel regional afectan en áreas fuera de este radio. Descripción de los impactos ambientales identificados Suelo El gasoducto será construido de la batería Oxiacaque de PEMEX hacia la planta productora de nitrógeno, con una longitud de 1.6 Km. En la construcción del gasoducto se espera una afectación sobre las características actuales del suelo, ocasionada por las actividades de excavación y rellenado de la zanja una vez que el ducto haya sido instalado. Esta afectación se debe principalmente a la capa de arena que será colocada en el fondo de la zanja y a las capas de material de relleno por encima del ducto. Aunque la zanja será rellenada con el mismo material extraído, se retirarán las rocas de diámetros mayores a 4 pulgadas y el material será compactado. No se espera, sin embargo, que estas afectaciones representen algún impacto significativo sobre la calidad del suelo en a zona. Agua No se prevé ningún efecto sobre aguas superficiales o subterráneas por la construcción del gasoducto. En esta etapa se tendrán las descargas de los sanitarios portátiles que serán utilizados por los trabajadores. El contratista será responsable de proporcionar estos sanitarios y de la disposición de los residuos de los mismos. No se tendrán impactos en la calidad del agua durante la etapa de operación.

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Aire Los principales impactos sobre la calidad del aire en la etapa de construcción son la emisión de polvo, humos de soldadura y gases de combustión de vehículos y maquinaria. En la etapa de operación deberá implementarse un programa de inspección y mantenimiento del gasoducto para evitar que se presenten fugas. Flora y Fauna Durante la construcción, la actividad humana y el ruido pueden ahuyentar a algunas aves y otras especies de animales, excepto animales terrestres de baja movilidad, como reptiles, que pueden ser afectados por el movimiento de materiales y equipo. Una vez que se termine la etapa de construcción, la vegetación nativa de la zona podrá crecer en el sitio donde se colocará el gasoducto, por lo que en la etapa de operación no se esperan impactos sobre la flora y fauna. Uso de suelo El principal impacto sobre el uso de suelo es por la colocación del gasoducto en sitios predominantemente usados como pastizales. Se marcará el derecho de vía para prevenir daños al ducto que puedan ocasionar fugas de agua. Estatus cultural Se anticipan impactos positivos del proyecto por la contratación de empresas de la región durante la etapa de construcción y la ocupación de mano de obra durante todas las etapas del proyecto. Con respecto a la salud y seguridad, se anticipa que se presentarán emisiones de ruido durante la etapa de construcción. Un impacto potencial está asociado al riesgo de que se presenten fugas y explosiones. Para la construcción se tendrán emisiones de ruido por el uso de la maquinaria para la excavación y compactación. Estos impactos son de corta duración ya que el equipo se irá desplazando a medida que vaya colocando el gasoducto. Infraestructura Se espera la utilización de vías de acceso al sitio en donde se va a construir el gasoducto. No se requerirá de infraestructura adicional una vez que el gasoducto se encuentre en operación.

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Impactos ambientales por etapa del proyecto A continuación se presenta un resumen de los impactos ambientales identificados según la etapa del proyecto en que se presentarán: Construcción Durante esta etapa del proyecto los principales impactos ambientales son los siguientes:

• Compactación del suelo en el sitio donde sea colocado el ducto. • Generación de ruido por la maquinaria empleada en esta etapa. • Emisiones de humos de soldadura en el sitio de la planta de tratamiento de

aguas. • Emisión de gases de combustión por el uso de maquinaria y vehículos. • Emisión de partículas a la atmósfera con efectos únicamente en el sitio del

proyecto. • Generación de aguas residuales de sanitarios portátiles. • Generación de basura de tipo doméstico. • Generación de residuos de la construcción. • Generación de empleo en las empresas contratistas, se trata de un impacto

positivo de corta duración. Operación Durante la etapa de operación el principal impactos ambiental identificados está relacionado con fallas operacionales o daños al gasoducto que ocasionen fugas y explosiones. Mantenimiento Durante la etapa de mantenimiento, el principal impacto ambiental identificado es la generación de residuos peligrosos. El impacto es por el uso de instalaciones para el manejo de residuos, con larga duración a nivel local. Abandono del Sitio Los impactos asociados al abandono del sitio son mínimos ya que el gasoducto simplemente se pondrá fuera de operación y se dejará en el sitio.

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Descripción de las medidas o programa de medidas de mitigación o correctivas.

Las medidas de prevención y mitigación para los impactos ambientales identificados para la etapa de construcción son las siguientes:

• Implementar un programa de inspección y mantenimiento de la maquinaria que será utilizada en la construcción, para asegurar que las emisiones de ruido no excedan de los niveles máximos permitidos.

• Vigilar que todos los trabajadores y visitantes en el sitio del proyecto utilicen

equipo de protección personal.

• Asegurarse que los vehículos y maquinaria reciban mantenimiento para prevenir que las emisiones de gases afecten la salud de los trabajadores y de la población que habita cerca del camino de acceso al sitio del proyecto.

• Prohibir la realización de cambios de aceite a maquinaria y vehículos en el sitio

del proyecto para evitar que se presenten derrames que puedan contaminar el suelo.

• Contratar a una empresa autorizada para la disposición de las aguas residuales

de los sanitarios portátiles. Asegurarse que la empresa maneje las descargas de acuerdo a la legislación aplicable.

• Asegurarse que las empresas contratistas se encarguen de retirar del sitio del

proyecto los residuos de la construcción y la basura de tipo doméstico, y que para el manejo de los residuos cumplan con la legislación local y federal aplicable.

• Desarrollar e implementar un programa para el manejo de los residuos

peligrosos de la construcción, que incluya su disposición de acuerdo a los requisitos establecidos en la legislación vigente.

Para la etapa de operación y mantenimiento se proponen las siguientes medidas de prevención y mitigación:

• Establecer un programa de inspección y mantenimiento del gasoducto para

detectar daños y fugas o explosiones. • Implementar un plan de respuesta a emergencias.

• Asegurarse que el personal encargado de la operación y mantenimiento reciba

capacitación en materia de medio ambiente y seguridad, y que conozcan los planes y programas de respuesta a emergencias.

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Para la etapa de abandono del sitio se deberá desarrollar un programa de abandono que contemple que todos los residuos que sean generados sean manejados según las disposiciones vigentes. Deberán conservarse evidencias del manejo de los residuos y del destino del equipo desmantelado. Impactos residuales

Una vez que se apliquen las medidas preventivas y de mitigación descritas en la sección anterior, los impactos residuales del proyecto son los siguientes:

• El uso de instalaciones para la disposición de residuos. Este impacto se tendrá para residuos no puedan ser reciclados o reutilizados.

• Impacto en las características del suelo al dejar el gasoducto en el sitio una vez

que termine la vida útil del mismo. Pronóstico del escenario

Al implementar las medidas preventivas y de mitigación propuestas, se espera que durante la etapa de construcción se controlen las emisiones de polvo. Con respecto a las emisiones de ruido, aunque Praxair México se asegure de que la maquinaria y el equipo de las empresas contratistas reciba el mantenimiento adecuado, los niveles de ruido pueden exceder los niveles máximos permisibles. Para el personal ocupacionalmente expuesto, el uso de equipo de protección auditiva reduce la afectación a su salud. Para la población, no se espera una afectación significativa, ya que el poblado más cercano se encuentra a 900 metros del sitio del proyecto. En la etapa de operación, las medidas de mitigación sirven para tener una operación segura, reducir el riesgo de accidentes y proteger la salud de los trabajadores. Con respecto al manejo de residuos, aunque Praxair México cuente con programas de minimización, las medidas de mitigación aseguran el correcto manejo de los residuos. Programa de vigilancia ambiental

Para las medidas de prevención y mitigación propuestas, se propone el siguiente programa de monitoreo y seguimiento. Para la etapa de construcción e instalación:

• Realizar auditorías de seguridad para verificar que todos los trabajadores de Praxair México y de contratistas cumplen el programa de seguridad preparado para esta etapa del proyecto.

• En caso de que se generen residuos peligrosos, asegurarse que los contratistas

hayan dispuesto de ellos de acuerdo a los requisitos establecidos en el

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Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos.

Para la etapa de operación y mantenimiento, el programa de monitoreo incluye lo siguiente:

• Realizar auditorías de seguridad cada seis meses para verificar el cumplimiento con el programa de seguridad desarrollado.

• Incluir en las auditorías de seguridad la verificación del cumplimiento con el

programa de capacitación de la empresa para el personal involucrado en la operación y mantenimiento de la planta.

• Verificar mensualmente que se cumpla con el programa de mantenimiento.

• Realizar simulacros semestrales para asegurar que las medidas previstas en el

plan de respuesta a emergencias son adecuadas.

• Realizar auditorías anuales para verificar que el manejo de los residuos peligrosos y no peligrosos se lleva a cabo según el programa de manejo de residuos implementado.

Para la etapa de abandono se propone que se verifique el cumplimiento con el programa de abandono del sitio y se recaben evidencias de su cumplimiento. Conclusiones

Los impactos ambientales durante la etapa de construcción de este proyecto pueden ser controlados ya que involucran principalmente la generación de residuos y la emisión de ruido. Sin embargo no se espera que los niveles de ruido durante la construcción y operación de la planta excedan los límites máximos permisibles establecidos por la Norma Oficial Mexicana correspondiente. En la etapa de operación, el principal impacto está relacionado al riesgo de fugas y explosiones de gas natural. Un impacto positivo es la contratación de empresas y personal local para la etapa de construcción.

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ESTUDIO DE RIESGO

NIVEL 0

INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE UN GASODUCTO

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CONTENIDO

Introducción.......................................................................................... 1

I. Datos Generales.................................................................................... 2

II. Descripción General del Ducto............................................................. 5

III. Aspectos del Medio Natural y Socioeconómico................................... 7

IV. Vinculación con Ordenamientos Jurídicos Aplicables......................... 15

V. Descripción del Sistema de Transporte ................................................ 19

VI. Análisis y Evaluación de Riesgos......................................................... 33

VII. Resumen ............................................................................................... 47 VIII. Instrumentos Metodológicos ................................................................ 51

ANEXOS

1. Oficio S.G.P.A./DGIRA.DDT.0069.05 2. Documentación legal de la empresa promovente 3. Documentación de la empresa encargada de la elaboración del estudio 4. Plano de trayectoria del gasoducto 5. Plano de localización del sitio del proyecto 6. Cuerpos de agua en la zona del proyecto 7. Áreas naturales protegidas en el estado de Tabasco 8. Programa de mantenimiento 9. Hoja de datos de seguridad del gas natural 10. Diagramas de tuberías e instrumentación 11. Identificación de riesgos 12. Radios de afectación 13. Resultados arrojados por los simuladores 14. Informe técnico 15. Fotografías aéreas del sitio

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PRAXAIR MÉXICO, S. DE R. L. DE C. V. ESTUDIO DE RIESGO NIVEL 0 1

INTRODUCCIÓN Praxair México, S. de R. L. de C. V. (Praxair México) proyecta instalar y operar un sistema para el suministro de nitrógeno a pozos petroleros del Complejo Antonio J. Bermúdez ubicado en el Estado de Tabasco. Para ello se pretende realizar las siguientes obras:

1. Construcción de una planta productora de nitrógeno a partir de aire atmosférico, la cual estará conformada por dos módulos idénticos con una capacidad total de 3,000 ton/día cada uno. Se proyecta construir los dos módulos en el mismo predio. El proyecto incluye la instalación de un sistema de tratamiento de agua cruda.

2. Construcción de planta de tratamiento de aguas residuales y un acueducto para

conducir el agua tratada al río Samaria, con una longitud aproximada de 5 Km.

3. Instalación de sistema para la generación de electricidad con capacidad de 10 MW, el cuál será instalado en el mismo predio de la planta. Este sistema proporcionará energía eléctrica y energía mecánica a la planta productora de nitrógeno.

4. Construcción de gasoducto para suministrar gas natural al proceso de la

planta. La longitud estimada del gasoducto es de 1.5 Km.

5. Construcción de nitroductos para suministrar el nitrógeno producido al cliente. La longitud aproximada es de 9.6 Km.

La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales ha determinado que las obras y actividades correspondientes a los incisos 1 y 5 no son de competencia federal en materia de impacto ambiental. Asimismo, las obras y actividades correspondientes a los incisos 2, 3 y 4 son de competencia federal en materia de impacto ambiental. En el Anexo No. 1 puede consultarse el oficio S.G.P.A./DGIRA.DDT.0069.05 en el que la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales define la competencia de las autorizaciones en materia de impacto y riesgo ambiental, de acuerdo al Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental. El presente Estudio de Riesgo Nivel 0 corresponde al gasoducto mencionado en el inciso 4 de las obras y actividades arriba listadas.

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PRAXAIR MÉXICO, S. DE R. L. DE C. V. ESTUDIO DE RIESGO NIVEL 0 2

I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

I.1 Promovente

I.1.1 Razón social de la empresa.

Praxair México, S. de R. L. de C. V. En el Anexo No. 2 se puede consultar la escritura pública número 112,396 del notario público número 48 del Distrito Federal Lic. Felipe Guzmán Núñez en el que se hace constar lo siguiente:

• Constitución de Incarmex, S. A. de C. V. • Fusión de Incarmex, S. A. de C. V. con Industrias Carmex, S.

A., Oxígeno de Coatzacoalcos, S. A., Oxígeno de Veracruz, S. A. y Soldaduras S. A, subsistiendo la primera.

• Cambio de denominación de Incarmex, S. A. de C. V. a Linde de México, S. A. de C. V.

• Cambio de denominación de Linde de México, S. A. de C. V. a Praxair México, S. A. de C. V.

• Fusión de Praxair México, S. A. de C. V. con Liquid Carbonic de México, S. A. de C. V. y Liquido Carbónico del Norte, S. A. de C. V., subsistiendo la primera.

• Fusión de Praxair México, S. A. de C. V. con Intercorp México, S. A. de C. V. y Servicios Ejecutivos Praxair, S. A. de C. V., subsistiendo la primera.

• Escisión de Praxair México, S. A. de C. V. dando origen a Inmobiliaria Lomchap, S. A. de C. V., subsistiendo la primera.

• Transformación de Praxair México, S. A. de C. V. en Praxair México, S. de R. L. de C. V.

I.1.2 Registro Federal de Contribuyentes.

PME-960701-GG0 En el Anexo No. 2 se incluye una copia de este documento.

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PRAXAIR MÉXICO, S. DE R. L. DE C. V. ESTUDIO DE RIESGO NIVEL 0 3

I.1.3 Nombre y cargo del representante legal

. I.1.4 Registro Federal de Contribuyentes y CURP del Representante

Legal de la Empresa

RFC: CURP:

. I.1.5 Domicilio para oír y recibir notificaciones

Praxair México, S. de R. L. de C. V. Biólogo Maximino Martínez No. 3804. Colonia San Salvador Xochimanca México, D. F: 02870 Tel: (525) 5354-9500 Fax: (525) 5354-9532

I.1.6 Actividad productiva principal.

Producción de Gases Industriales I.1.7 Número de trabajadores equivalente

El número de trabajadores equivalente es de 37.

I.1.8 Inversión estimada.

La inversión estimada para la instalación del gasoducto es de $33,000,000.00 pesos.

Protección de datos personales LFTAIPG

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I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental.

I.2.1 Razón Social.

Servicios de Capacitación Profesional de México, S. A. de C. V.

I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes.

SCP 010815 I24

I.2.3 Nombre del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.

I.2.4 Datos del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo.

RFC: Cédula Profesional: En el Anexo No. 3 se pueden consultar copias de estos documentos.

I.2.5 Dirección del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo.

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II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL DUCTO

II.1 Nombre del proyecto.

II.1.1 Descripción de la instalación.

El gasoducto que se proyecta instalar es una tubería subterránea de acero al carbón de 6 pulgadas de diámetro con una longitud de 1,500 metros, que servirá para el suministro de gas natural para la operación del sistema de generación de electricidad para la planta productora de nitrógeno que Praxair México proyecta construir. En el Anexo No. 4 se puede consultar un plano en el que se indica la trayectoria del ducto. Los datos técnicos de la tubería son los siguientes:

• Diámetro nominal: 6 pulgadas • Material: Acero al carbón • Tipo: API-5L-X52 Gr. B • Espesor: 0.250 pulgadas • Presión máxima de operación: 1152.56 psig • Presión de diseño: 1267.82 psig • Temperatura diseño: 141.8 °F • Clase: 2

La clasificación por localización se considera Clase 2, de acuerdo con la Norma NRF-030-PEMEX-2003. Esto significa que se tienen entre 10 y 46 construcciones destinadas a ocupación humana por área unitaria de ducto. El área unitaria comprende 1,600 metros de longitud por 400 metros de ancho (200 metros a cada lado del eje del ducto). Las especificaciones de instalación de la tubería conductora de gas fueron proporcionadas por PEMEX, así como el plano de ruteo para este ducto. Esta información se utilizó para obtener la lista de materiales de la tubería, considerándose para ello que el alcance inicia en el punto de la brida de conexión que PEMEX instalará en el gasoducto del cuál se suministrará el gas natural a Praxair México. El sistema de medición para el gas natural, la instrumentación y comunicación requerida para la operación del gasoducto será instalado por Praxair México de acuerdo con los requerimientos establecidos por PEMEX.

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Con base en el análisis del gas natural que será suministrado por PEMEX, Praxair instalará filtros coalescedores para separar posibles condensados; así como de un Slug Catcher.

II.1.2 ¿El ducto se encuentra en operación?

No.

II.1.3 Planes de crecimiento a futuro.

No existen planes de crecimiento programados.

II.1.4 Vida útil del ducto y sus instalaciones.

La vida útil del ducto es de 15 años.

II.1.5 Criterios de ubicación.

Para la instalación del gasoducto se selecciono esta ruta tomando en cuenta el tramo mas corto desde el predio donde se ubicará el sistema de generación de electricidad hasta el gasoducto que PEMEX definió para el suministro. Para la selección del sitio de la planta productora de nitrógeno y el sistema de generación de electricidad se seleccionó el predio debido a que se ubica dentro de la zona del complejo Antonio J. Bermúdez de PEMEX Exploración y Producción y que dentro de esta zona se ubican los pozos donde se inyectará el nitrógeno producido en esta planta. También, se eligió este predio tomando en cuenta que ya se encontraba despalmado y los árboles existentes se encontraban en el perímetro del mismo, reduciendo así la afectación al entorno.

II.2 Ubicación del ducto.

En el Anexo No. 5 se puede ver la localización del gasoducto.

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III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONOMICO.

III.1 Descripción del sitio.

III.1.1 Flora

En los terrenos que circundan a Jalpa de Méndez, la vegetación natural se encuentra casi extinta, y ha sido sustituida fundamentalmente con superficies de cultivos permanentes y praderas cultivadas. Es importante señalar la presencia de grandes fincas cacaoteras localizadas al sur de la ciudad. El tipo de vegetación que se observa en el trayecto del gasoducto es pastizal. Lo anterior se debe básicamente a que en la zona de influencia del proyecto, por más de cincuenta años, se ha registrado la modificación gradual del suelo, esto, a través de actividades de despalme y desmonte (roza, tumba y quema de la vegetación original). El principal motivo de estas acciones, ha sido el despejar áreas para la posterior introducción de ganado vacuno, práctica que ha originado la pérdida de la diversidad tanto de flora como de fauna. En la trayectoria del gasoducto es posible observar las siguientes especies:

Nombre común Familia Nombre científico

Apompo Bombacaceae Pachira acuatica Calabaza Cucurbitaceae Cucurbita pepo Camalote Poaceae Paspalum fasciculatum Capulín Elaeocarpaceae Muntingia calabura Castaña Moraceae Arthocarpus altilis Ceiba Bombacaceae Ceiba pentandra Coco Arecaceae Cocus nucifera Cornezuelo Leguminosae Acacia cornigera Corozo Arecaceae Scheelea liebmannii Chaya Euphorbiaceae Cnidoscolus chayamansa Chile Solanaceae Capsicum anum Chintul Cyperaceae Cyperus articulatus Dormilona. Leguminosae Mimosa pudica Espadaño Typhaceae Typha latifolia Grama amarga Poaceae Paspalum conjugatum Grama estrella africana Poaceae Cynodon plectostachyus Grama remolino Poaceae Paspalum notatum Guacimo Sterculiaceae Guazuma ulmifolia Guano redondo Arecaceae Sabal mexicana Guarumo Moraceae Cecropia obtusifolia Guayacán Bignoniaceae Tabebuia guayacan Macuilís Bignoniaceae Tabebuia rosea Palo mulato Burseraceae Bursera simaruba

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Nombre común Familia Nombre científico

Pasto alemán Poaceae Echinochloa polystachya Popote u hojilla Marantaceae Thallia geniculata Rabo de mico Boraginaceae Heliotropium indicum L. Revienta muela Asclepiadaceae Asclepias curassavica Sauce Salicaceae Salix chilensis Tanay Heliconiaceae Heliconia latispatha Yuca Euphorbiaceae Manihot esculenta Zarza Leguminosae Mimosa pigra

III.1.2 Fauna

Como se mencionó en la sección anterior, el área de influencia del proyecto, ha sido modificada en términos ambientales, debido a la introducción de la actividad pecuaria. Estas modificaciones que incluyen tala, despalme y desmonte han incidido sobre los patrones de conducta de la fauna silvestre nativos de la zona. En esta zona la fauna puede dividirse de presuntiva a silvestre e introducida. La fauna introducida ha llegado a tener gran importancia ganando un terreno muy importante y llegando a ser de los organismos más representativos, mientras que la fauna silvestre esta restringida a áreas muy pequeñas de vegetación natural e incluso algunas especies han sido eliminadas de la zona. Se observó que en el predio no habitan especies faunísticas, esto se debe principalmente a la sustitución en la zona de la vegetación original por pastizales. Sin embargo, diferente material bibliográfico reporta en la zona las especies faunísticas citadas en la siguiente tabla:

Familia Nombre científico Nombre común

Anfibios Bufonidae Bufo valliceps Sapo Bufonidae Bufo marinus Sapo común Ranidae Smilisca baudini Rana

Reptiles Boidae Boa constrictor imperator Boa, Mazacuata,

Sahuyán Chelydridae Chelydra serpentina Chiquiguao Colubridae Lampropeltis triangulum Falso coral Colubridae Ninia sebae Dormilona Colubridae Oxybelis aeneus Bejuquilla Corytophanidae Basiliscus vittatus Toloque Elapidae Micrurus sp. Coral Emidae Trachemys scripta Hicotea Iguanidae Iguana iguana Iguana Kinosternidae Kinosternon leucostomun Pochitoque

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Familia Nombre científico Nombre común

Polychridae Anolis sp Lagartija Viperidae Bothrops asper Nauyaca real

Aves Accipritidae Buteo magnirostris Guío Anatidae Dendrocygna autumnalis Pato pijije Ardeidae Bulbucus ibis Garza ganadera Ardeidae Casmerodius albus Garza blanca Cathartidae Cathartes aura Zopilote o aura común Columbidae Columbina minuta Tortolita Cracidae Ortalis vetula Chachalaca Cuculidae Crotophaga sulcirostris Pijul Emberizidae Quiscalus mexicanus Zanate Trochlidae Amazilia candida Colibrí Tyrannidae Megarhynchus pitangua Chilera Tyrannidae Pitangus sulfuratus Pistoque

Mamíferos Muridae Rattus rattus Rata Phyllostomidae Artibeus jamaicencis Murciélago Sciuridae Sciurus aureogaster Ardilla

III.1.3 Suelo

Jalpa de Méndez, tabasco se asienta sobre suelos de tipo Gleysol vértico. Son suelos de textura fina, de profundidad media y con drenaje interno moderado. Están constituidos con un 36% de arcilla, 36% de limo y 28% de arena. Son susceptibles al anegamiento y a inundaciones temporales cuando las lluvias son excesivas. Los suelos de Jalpa de Méndez son potencialmente aptos para el desarrollo de la agricultura mecanizada continua. Tienen una aptitud media, tanto para el desarrollo de los cultivos, como para los procedimientos de labranza. Potencialmente, los suelos son aptos para la regeneración de la selva alta (perennifolia) mediante las regeneraciones sucesionales que se dan en los acahuales. Estos terrenos son aptos para especies tales como la caoba, cashan, cedro rojo, ceiba, piña canis, roble y arbusto colorado. Se llevó a cabo un estudio de mecánica de suelos en el sitio del proyecto. De acuerdo a este estudio la estratigrafía del sitio está conformada por un estrato superficial de 0.60 m de limo arenoso color café oscuro de consistencia blanda con materia orgánica, al cual le subyace una arcilla arenosa color café claro de consistencia media, con un espesor promedio de 1.40 m.

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Entre 2 m y 5.5 m de profundidad se encontró una arena arcillosa color gris claro y café claro de compacidad muy suelta a suelta. A partir de 5.5 m y hasta la profundidad promedio de 11.5 m se observó una arcilla limosa color café claro de consistencia media a rígida. Posteriormente, entre 13 y 15 m de profundidad en la zona noreste del predio, entre 11.5 y 13 m de profundidad en la zona centro del predio, y entre 12.5 y 15 m en la zona sureste del predio, se identificó una arena arcillosa color café claro de compacidad media. Finalmente debajo del estrato anterior y hasta la máxima profundidad explorada se observó una arcilla limosa color café claro a gris claro de consistencia muy rígida a dura con algunas lentes de arena fina. De acuerdo a los resultados obtenidos en laboratorio, los estratos superficiales presentan un contenido de arena superior al 40% (entre 0 y 5.5 m de profundidad), por lo cual se espera que las deformaciones que se produzcan en estos materiales a causa de los incrementos de carga debidos a la construcción del terraplén y peso de las diferentes estructuras serán de tipo elástico. De acuerdo con la clasificación de la FAO (Lecture Notes on the Major Soils of the World), en la zona del proyecto se encuentran suelos de tipo Fluvisol eútrico (FLe). Los fluvisoles eútricos se formaron a partir de los depósitos aluviales de los ríos Viejo Mezcalapa, Carrizal, Samaria, Cunduacán, Cuxcuchapa y Guácimo. No presenta desarrollo pedogenético y tienen abundantes minerales intemperizables de origen ígneo, con cuarzos, feldespatos y micas, que liberan una gran cantidad de nutrientes. Son de colores claros a oscuros, de texturas medias a finas, con buen drenaje superficial e interno, excepto en áreas menores con manto freático elevado, de pH neutro a ligeramente alcalino, son fértiles y tolerantes a la mayor variedad de cultivos de la región. En algunos casos presentan un horizonte B incipiente que indica un proceso de acumulación de arcilla por lixiviación y que debido al uso intensivo su fertilidad ha venido disminuyendo. Es probable que estos procesos también se relacionen con el cese definitivo de aportes aluviales, por el control hidrológico a partir de la década de los 60’s. El relieve de estos suelos es sensiblemente plano con algunas ondulaciones ligeras y poco notables.

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III.1.4 Hidrología

Jalpa de Méndez se encuentra en la Región 30 Grijalva-Usumacinta, cuenca D "Grijalva-Villahermosa" y la subcuenca "Región Cunduacán". Debido a que la ciudad se asienta sobre una planicie, existen zonas inundables. Además, a un kilómetro al sur de la población, pasa el cauce del Río Nacajuca, el cual hace una corriente intermitente por que se ha tapado paulatinamente con basura o construcciones. Dicho río corre de oeste a este, y adquiere la característica de corriente permanente en la localidad del mismo nombre, cambiando allí su curso hacia el norte. No obstante, las más extensas superficies inundables se localizan al nororiente y norponiente del perímetro urbano de Jalpa de Méndez. Las áreas inundables fuera de los límites de la ciudad son hacia el surponiente. El cuerpo de agua más importante que se encuentra cerca del sitio del proyecto es el Río Samaria que pasa aproximadamente a 5 Km de la zona del proyecto. Al norte del sitio del proyecto se encuentran pequeñas lagunas en Santa Ana y La Concepción, aproximadamente a 4 Km del predio. El Lago Pozo del Monte y la Laguna Agua Blanca se ubican aproximadamente a 6 Km al sur del proyecto, y a 8 Km al suroeste se encuentran la Laguna Chirivital y Laguna Ballena. El uso predominante de los cuerpos de agua mencionados es para la pesca de autoconsumo y recreación. En el mapa del Anexo No. 6 se muestran los cuerpos de agua de la zona del proyecto y la trayectoria del gasoducto.

III.1.5 Densidad demográfica de la zona.

El desarrollo de la población de Jalpa de Méndez registrada en los Censos Generales de Población y Vivienda, muestra un crecimiento negativo entre 1960 y 1970 al pasar de 5,133 a 4,785 habitantes con una tasa anual de -0.7 %. La atracción de población migrante de las décadas 60-70 que dio lugar a un elevado crecimiento, dejó de existir a partir de entonces. Sin embargo y desde los 80 la ciudad de Villahermosa, con una elevada tasa de crecimiento, comenzó a impactar a las ciudades cercanas, entre ellas Jalpa de Méndez, por lo que su tasa de crecimiento se estabilizó en 3.78 %. No obstante, entre 1970 y

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1980, se dio un fuerte crecimiento con una tasa de 5.44 %, para alcanzar una población en 1980 de 8,131 habitantes, lo que representaba el 24.6 % de la población municipal y el 2.3 % de la estatal. En 1985, con base en datos oficiales del mismo año, se estimaba que la ciudad de Jalpa de Méndez contaba con 10,596 habitantes. Para ese año, se obtuvo una densidad bruta de 62.3 habitantes por hectárea (hab/ha) y se había propuesto llegar al año 2000 a una densidad de 79.5 hab/ha, lo que establecía una política de densificación importante. En 1990, se registraron 11,789 habitantes, cantidad ligeramente superior a la población estimada para 1985 (1193 personas más). Con base al XI Censo General de Población y Vivienda de 1990, el crecimiento de la población se desaceleró a partir de la terminación de la construcción de las plantas de Petróleos Mexicanos (PEMEX), cercanas a la localidad en zonas aledañas, que al iniciarse generaron expectativas de trabajo mayores al realmente ofertado. La localidad más cercana al sitio del proyecto es el poblado San Nicolás. De acuerdo al Censo de Población y Vivienda del año 2000, la población de San Nicolás es de 413 habitantes, de los cuales 200 son hombres y 213 son mujeres. La población económicamente activa en el poblado San Nicolás es de 137 habitantes. El municipio cuenta con una población indígena de 394 habitantes, de los cuales 313 hablan lengua chontal de Tabasco, 28 maya, y el resto lo componen otros grupos étnicos sin clasificación definida. El salario mínimo general vigente en el Estado de Tabasco es de 44.05 pesos diarios. De acuerdo con el Censo General de Población y Vivienda de 1990, en Jalpa de Méndez el 43.5 % de la población recibe ingresos menores a un salario mínimo; el 29.8 % de 1 a 2 veces, el 14.3 %, de 2 a 3, y solamente el 9.8 % obtiene más de 3 veces el salario mínimo. El Producto Interno Bruto per capita para el Estado de Tabasco, de acuerdo al Censo del año 2000, es de 9,134 pesos anuales.

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III.2 Características climáticas.

III.2.1 Temperatura

De acuerdo a la clasificación climática de Köppen modificada por E. García, se tiene un clima en la zona del proyecto de tipo Am, es decir, cálido húmedo con abundantes lluvias en verano. El clima de Jalpa de Méndez, es de tipo cálido-húmedo con lluvias todo el año, con un porcentaje de lluvia invernal menor de 18 milímetros (mm). La temperatura media anual es de 27.6 ºC, siendo el periodo más cálido de abril a septiembre, con temperaturas promedio de 29.4º C. Durante los meses más fríos, de octubre a marzo, la temperatura promedio es de 25.9 ºC. La oscilación térmica es baja (5.9º C), debido al elevado porcentaje de humedad relativa que priva en el medio ambiente. La temperatura máxima extrema en 24 horas registrada es de 45.5 ºC en abril, y la mínima extrema registrada es de 11.0 ºC en varios meses del año.

III.3 Intemperismos severos.

¿Los sitios o áreas que conforman la trayectoria del ducto se encuentran en zonas susceptibles a: ( ) Terremotos (sismicidad)? ( ) Corrimientos de tierra? ( ) Derrumbes o hundimientos? ( X ) Inundaciones? En Jalpa de Méndez se registran anualmente de 90 a 119 días con lluvias apreciables durante la temporada de lluvias, y de 30 a 59 días durante el estiaje. La precipitación se caracteriza por su susceptibilidad a incrementarse drásticamente en la cantidad de lluvia diaria, como en la mensual, a causa del paso de depresiones, tormentas tropicales y huracanes, cuya temporada se inicia en el mes de mayo y termina en noviembre. Son numerosos los vórtices que han afectado, tanto directa como indirectamente al estado, ocasionando inundaciones en la localidad y áreas circunvecinas. En el anexo No. 6 se puede consultar un plano con el trazo del gasoducto y las zonas susceptibles a inundaciones. ( ) Pérdidas de suelo debido a la erosión?

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( ) Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos? ( ) Riesgos radiactivos? ( X ) Huracanes? La precipitación pluvial que se registra en Jalpa de Méndez es muy abundante, ya que en promedio supera los 2000 mm anuales. Esto se debe a que cada año, durante la temporada de lluvias, el territorio tabasqueño está sujeto al paso de masas de aire tropical y de las trayectorias de depresiones tropicales, tormentas tropicales y huracanes, originados tanto en el Mar Caribe, Golfo de México y el Océano Pacífico. Los meses más lluviosos se presentan de junio a octubre, ya que en dichos meses la precipitación promedio mensual es de 275.0 mm. Durante el estiaje, de noviembre a mayo, se registran precipitaciones promedio mensual de 123.2 mm. La precipitación total anual promedio para la ciudad es de 2237.8 mm

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IV VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES

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

IV.1 Planes de Ordenamiento Ecológico del Territorio

De acuerdo a la Dirección de Ordenamiento Ecológico de la Dirección General de Política Ambiental e Integración Regional y Sectorial de la SEMARNAT, no hay Ordenamientos Ecológicos decretados en el estado de Tabasco.

IV.2 Planes y Programas de Desarrollo Urbano Estatales o Municipales.

El Programa Estatal de Desarrollo Social y Protección del Medio Ambiente 2002-2006 establece, como uno de sus ejes rectores, el desarrollo sustentable. En este eje rector se incluyen las siguientes estrategias:

1. Infraestructura al servicio del hombre. Hacer de la infraestructura un verdadero instrumento de desarrollo al servicio de la población.

2. Agroecología productiva. Establecer proyectos de desarrollo que

fortalezcan las economías de las comunidades y privilegien el uso racional de los recursos y el cuidado del medio ambiente.

3. Ecoturismo. Impulsar a grupos organizados para aprovechar las riquezas

naturales del estado en proyectos de ecoturismo, como una alternativa de desarrollo sustentable.

4. Fortalecimiento de las economías locales. Coadyuvar con las

comunidades para establecer prácticas que impulsen el desarrollo de mercados locales que fortalezcan el consumo de productos regionales y propicien economías de escala.

5. Conservación y restauración de ecosistemas. Establecer procedimientos

para la conservación y restauración del medio ambiente y los recursos naturales.

6. Educación ambiental. Impulsar y fortalecer la educación, capacitación y

vinculación para la gestión ambiental y el desarrollo sustentable. Dentro de la estrategia 5, para la conservación y restauración de los ecosistemas, se proponen las siguientes líneas de acción:

1. Elaborar el diagnóstico ambiental para determinar el estado de los ecosistemas y la calidad de los recursos aire, agua y suelo.

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2. Desarrollar y establecer procedimientos para restaurar los efectos de la

contaminación en aire, agua y suelos.

3. Prevenir y revertir la degradación de los recursos naturales, así como supervisar el cumplimiento normativo en materia ambiental.

4. Integrar mecanismos que propicien la conservación de los recursos

naturales.

5. Establecer y asegurar procedimientos para el aprovechamiento de los recursos naturales y los servicios ambientales que garanticen la supervivencia de las especies, su diversidad genética y la conservación de los ecosistemas.

6. Manejar adecuadamente el tratamiento y disposición de los residuos

industriales no peligrosos en la entidad.

7. Operar programas de saneamiento ambiental para restablecer las zonas dedicadas a la agricultura, pesca y turismo.

8. Cuidar y revitalizar las zonas afectadas por el impacto ambiental que se

propicia por la extracción de petróleo y de los incidentes provocados por los gasoductos instalados en la entidad.

9. Realizar y mantener actualizado el censo de flora, fauna y suelo del

Estado de Tabasco.

10. Elaborar planes de manejo de recursos naturales para su uso racional y óptimo en los sectores productivos.

El proyecto no se contrapone a estas estrategias y líneas de acción, ya que no se prevé la degradación de recursos naturales, se desarrollará un programa ambiental que asegure el cumplimiento con la legislación aplicable, no se generarán cantidades significativas de residuos durante la etapa de operación, se cuenta con un programa de seguridad para la etapa de construcción, y se desarrollará e implementará un programa de seguridad, salud y protección ambiental, un plan de respuesta a emergencias y un programa para la prevención de accidentes para la etapa de operación del proyecto. En el Programa de Desarrollo Urbano de Jalpa de Méndez, se establece que, debido a las barreras físicas que tiene la ciudad de Jalpa de Méndez para su expansión futura, se plantea el establecimiento de un desarrollo sobre terreno apto en la zona sur del municipio.

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IV.3 Normas Oficiales Mexicanas aplicables al proyecto

NOM-001-SEMARNAT-1996, que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Fecha de publicación: 06/01/1997. Esta norma aplica para la descarga de aguas residuales al Río Samaria. NOM-052-SEMARNAT-1993, que establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente. Fecha de publicación: 22/10/1993. Esta norma aplica para la caracterización de los residuos de la construcción y del mantenimiento de las instalaciones, para asegurar su adecuado manejo. NOM-001-STPS-1999. Edificios, locales, instalaciones y áreas en los centros de trabajo – Condiciones de seguridad e higiene. Fecha de publicación: 13/12/1999. Esta norma aplica parcialmente en la etapa de construcción. NOM-002-STPS-2000. Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo. Fecha de publicación: 08/09/2000. NOM-004-STPS-1999. Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo. Fecha de publicación: 31/05/1999. NOM-011-STPS-2001. Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido. Fecha de publicación: 17/04/2002. NOM-017-STPS-2001. Equipo de protección personal – Selección, uso y manejo en los centros de trabajo. Fecha de publicación: 05/11/2001. Dependiendo de las necesidades identificadas de equipo de protección personal, pueden ser aplicables las normas NOM-029-STPS-1993, NOM-030-STPS-1993, NOM-113-STPS-1994, NOM-115-STPS-1994, y NOM-116-STPS-1994. NOM-026-STPS-1998. Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. Fecha de publicación: 13/10/1998. NOM-027-STPS-2000. Soldadura y corte – Condiciones de seguridad e higiene. Fecha de publicación: 08/03/2001. Esta norma aplica en la construcción de la planta. NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997, Distribución de gas natural) Fecha de publicación: 12/03/2003. Esta norma aplica al diseño, construcción, pruebas, inspección, operación y mantenimiento del gasoducto.

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NOM-008-SECRE-1999, Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas. Fecha de publicación: 27/01/2000. Esta norma aplica en la instalación, operación, mantenimiento y seguridad para el control de la corrosión externa en el gasoducto.

IV.4 Reglamentos específicos en materia ambiental

Reglamento de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al ambiente en Materia de Residuos Peligrosos. Fecha de publicación: 25-11-98. Reglamento para la Protección del Ambiente Originada por la Contaminación Originada por Ruido. Fecha de publicación: 06-12-82. Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo. Fecha de publicación: 21-01-97.

IV.5 Decretos y programas de manejo de áreas naturales protegidas.

La única área natural protegida en el Estado de Tabasco, perteneciente al Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas, es la denominada Pantanos de Centla, ubicada a 35 Km. del sitio del proyecto. Esta área natural protegida esta ubicada al norte de Tabasco y comprende los Municipios de Centla, Jonuta y Macuspana, con una superficie total de 302,706 ha. Además de los Pantanos de Centla, en el Estado existen 10 áreas naturales protegidas de carácter estatal, ninguna de ellas se encuentra en el municipio de Jalpa de Méndez, como puede observarse en el mapa de ubicación de áreas naturales protegidas del Anexo No. 7.

IV.6 Bandos y Reglamentos Municipales

Reglamento del uso del suelo del municipio de Jalpa de Méndez, Tabasco. Reglamento de construcción del municipio de Jalpa de Méndez, Tabasco. Reglamento Municipal de Protección Civil de Jalpa de Méndez, Tabasco.

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V DESCRIPCION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

V.1 Bases de diseño.

El gasoducto que se proyecta instalar es una tubería subterránea de acero al carbón de 6 pulgadas de diámetro con una longitud de 1,500 metros, que servirá para el suministro de gas natural para la operación del sistema de generación de electricidad para la planta productora de nitrógeno que Praxair México proyecta construir. Se instalará en la misma zanja que un acueducto que se proyecta construir para descargar agua residual tratada al río Samaria. En el Anexo No. 4 se encuentra el plano que indica la trayectoria de la tubería de 6 pulgadas de diámetro para gas natural. Los datos técnicos de la tubería son:

• Diámetro nominal: 6’’ • Material: Acero al Carbón • Tipo: API-5L-X52 Gr. B • Espesor: 0.250’’ • Presión máxima de operación: 1152.56 psig • Presión de diseño: 1267.82 psig • Temperatura diseño: 141.8 °F • Clase: 2

La clasificación por localización se considera Clase 2, de acuerdo con la Norma NRF-030-PEMEX-2003. Esto significa que se tienen entre 10 y 46 construcciones destinadas a ocupación humana por área unitaria de ducto. El área unitaria comprende 1,600 metros de longitud por 400 metros de ancho (200 metros a cada lado del eje del ducto). Las especificaciones de instalación de la tubería conductora de gas fueron proporcionadas por PEMEX, así como el plano de ruteo para este ducto. Esta información se utilizó para obtener la lista de materiales de la tubería, considerándose para ello que el alcance inicia en el punto de la brida de conexión que PEMEX instalará en el gasoducto del cuál se suministrará el gas natural a Praxair México. El sistema de medición para el gas natural, la instrumentación y comunicación requerida para la operación del gasoducto será instalado por Praxair México de acuerdo con los requerimientos establecidos por PEMEX. Con base en el análisis del gas natural que será suministrado por PEMEX, Praxair instalará filtros coalescedores para separar posibles condensados; así como de un Slug Catcher.

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V.1.1 Procedimiento de Praxair México para la instalación de

tuberías de gas natural

Las especificaciones de construcción de Praxair México aplicables a la construcción del gasoducto para la operación del sistema de generación de electricidad para la operación de la planta productora de nitrógeno, serán las siguientes:

a) Se tuvo una junta de inicio de proyecto con personal de

PEMEX (Superintendencia de Ductos Gas y Área de Seguridad Industrial Sector Villahermosa ); así cómo también con el personal del Área de Operaciones de Praxair México para dar a conocer el alcance a realizar, revisar el programa de construcción de esta línea y evaluar las actividades a desarrollar para asegurar el cumplimiento de entrega de este proyecto con la calidad y tiempo; así mismo cumpliendo con todas las normas de seguridad establecidas para el caso.

b) Se trazó el área para el derecho de vía de acuerdo a la

ubicación del la tubería de gas natural que PEMEX definió para el suministro de este producto.

c) La limpieza exterior de la tubería (sandblast) no será

necesario realizarla; ya que Praxair México utilizará la tubería ya recubierta de fábrica mediante el método de “Fusión Bond”.

d) La supervisión de la instalación de esta tubería se realizará

con el apoyo de la Gerencia de Construcción, además de la persona responsable que Coordinará el Área de Seguridad de Praxair México.

e) Para iniciar cualquier trabajo de excavación y/o trabajo que

lo amerite, se emitirán los permisos de trabajo peligroso de (PTP) por parte de Praxair México, cerrándose los mismos al fin de la jornada.

f) La instalación de esta tubería subterránea para gas natural se

apegará tanto a los estándares de construcción y de seguridad de Praxair México, como de PEMEX; así mismo, acataremos cualquier observación que emita PEMEX en cuánto al cumplimiento de los estándares que se tienen establecidos para la conducción de líneas de gas (según estándar ANSI B.31.8 ).

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g) Toda persona contratista que vaya a desarrollar cualquier otro trabajo relacionado con la instalación de esta tubería, como: laboratorios de control de calidad, inspección radiográfica, etc., tomará un curso de inducción de seguridad que impartirá Praxair México.

h) Praxair México llevará las bitácoras oficiales que se

requieran para este trabajo y las tendrá accesibles para cualquier aclaración que sea requerida.

V.1.2 Especificaciones para la instalación de esta tubería de acero al carbón de 6” de diámetro.

Preparación de superficie:

Cómo se mencionó anteriormente la protección mecánica para esta tubería de 6 pulgadas no será requerida; ya que se comprará la tubería de acero al carbón ya con el recubrimiento de fábrica (Fusion Bond); pero en caso de necesitarse la limpieza exterior de alguna tubería adicional, ésta será hecha bajo los siguientes pasos:

a) Las superficies nuevas ó ligeramente oxidadas, sin picaduras

de la tubería de acero al carbón a limpiar, se debe con chorro de arena comercial, según el SSPC-SP6 “Steel Structures Painting Council Standards”

b) Las superficies oxidadas y picadas deben limpiarse con

chorro de arena hasta que la superficie quede casi blanca, según el estándar SSPC-SP10

c) La preparación (sandblasteo y pintura ) de la tubería a

instalar deberá ser hecha en taller, para evitar mantener el área de trabajo designada por PEMEX en los Derechos de Vía lo más limpia posible y agilizar el trabajo de instalación.

d) Una vez limpia la superficie exterior deberá ser eliminado

todo polvo con trapo antes de aplicar la pintura.

e) Después de que se complete la preparación de la superficie, pero antes de que se haya fijado corrosión u otros contaminantes, toda la tubería y los componentes de la misma en línea deben de pintarse con el sistema apropiado, aplicando de acuerdo con el procedimiento recomendado por del fabricante, y de acuerdo a los estándares de Praxair M-20. Para este caso, la tubería de acero al carbón no

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aislada (temperatura máxima de 300°F o menos) se puede escoger cualquier combinación de pintura primer, intermedia y/o de acabado. Las clase de pintura que se deberá usar será:

1. Pintura primer (espesor de película seca de 2.5 a 3.5

mils.) DuPont 347-Y-931 Ganicin Inorganic Zinc, Color Gris-Verde, tiempo para aplicar otra capa 12 hrs.

2. Pintura intermedia ( espesor de película seca de 5

mils.)DuPont Corlar 823 HB-Y-67637 High Build Epoxy Enamel, activado con VF-Y-32, tiempo para aplicar otra capa 4 horas

3. Pintura de acabado (espesor de película seca de 2

mils) Dupont Imrón 326.

f) Así mismo, una vez preparada la tubería será transportada al área de trabajo en plataformas y depositada en sacos de arena en el lado contrario donde se depositará el material producto de la excavación, y a todo lo largo del trazo autorizado por personal de PEMEX (Área de Trabajo y/o Derechos de Vía) para que posteriormente se proceda con su instalación.

Excavaciones y trincheras:

a) La trinchera deberá de efectuarse de manera que ofrezca un

soporte continuo y uniforme a todo lo largo de la línea tendrá un ancho de zanja de 0.60 de ancho y 1.80 mts. de profundidad. Cualquier cambio de nivel de la trinchera se efectuará en forma gradual y sin cambios bruscos. El contratista no excavará más de lo necesario para este trabajo.

b) La excavación según su naturaleza, se clasificará de

acuerdo a lo siguiente:

Material Clase I: Excavación en materiales blandos, removibles con pala de mano o bieldo; tales cómo arcilla suave, material arcilloso-arenoso, así cómo la excavación en grava suelta. Material en Clase II: Excavación en material semiduro, cómo: tepetate semiduro, arcilla dura, etc. Que pueden

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desprenderse con herramienta manual ( pico, barreta, etc. ) Material Clase III: Excavación en material duros tales, cómo: tepetate duro, rocas, caliza, etc. En la que sea necesario utilizar maquinaria para efectuar dicho trabajo.

c) El Supervisor y/o Ingenieros Residentes de Praxair, en

coordinación con el Ingeniero de Seguridad serán las personas autorizadas para decidir que equipo y/o herramientas se usarán para efectuar los trabajos de excavación de la zanja con seguridad.

d) Se apuntalara la zanja cuándo sea necesario utilizando

madera nueva y/o en buen estado para formar la cimbra que permita efectuar el trabajo de la instalación de la tubería en forma segura, retirándola posteriormente.

e) Todo el material producto de la excavación se depositará a

un lado de la zanja (lado contrario de dónde se depositará la tubería ya pintada) y alejado de la misma mínimo 1.0 mts para evitar posibles derrumbes de la misma; así cómo para dejar un área libre para cualquier maniobra que se requiera.

f) Es requisito indispensable que toda zanja hecha quede con la

superficie del fondo correctamente nivelada para asegurar que la tubería sea colocada en forma horizontal en el 100% de la misma.

g) La zanja ó trinchera se hará lo más recta posible según se

mencionó anteriormente; ya que de esta manera se evitara que la tubería se deflexione.

Soldadura de la tubería:

a) Previo a los trabajos de soldadura, toda persona que vaya a soldar se calificará de acuerdo con el estándar ASME Boiler and Pressure Vassel Code, Section IX, y bajo el procedimiento W-39 de Praxair.

b) Una vez trasladada la tubería al pie de la zanja (previamente

hecha la limpieza exterior y aplicado su pintura primer), se procederá con la soladura de las juntas de la tubería (tubería en tramos de 12.0 metros cada uno).

c) La soldadura a emplearse en esta tubería será de acuerdo a:

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- Fondeo Proceso TIG y electrodo AWS A5.18. Clase E70S-2

- Relleno Electrodo SMA AWS A5.5: E7010-AI

Electrodo SMA AWS A5.5: E7010-G

d) Todas las soladuras é interconexión de acero monel con acero al carbón se harán con el sistema de arco de gas inerte para el cordón de fondeo, con el fin de no contaminar dichos materiales.

e) Toda tubería a ser soldada deberá estar previamente

aterrizada para evitar transmisión de alto voltaje que pueda causar daño al trabajador, la máquina para soldar debe estará en buenas condiciones de operación. (sistema de aterrizaje que consta de una 4 ó 5 pies de varillas de cobre enterradas cuando menos a 4 pies de profundidad, espaciadas a intervalos de 10 pies en sentido perpendicular de la trayectoria de la tubería).

f) Todas las juntas soldadas se harán de acuerdo a la sección

del ASME B31.8 Edición 1999, y de acuerdo al estándar W-39 de Praxair. No se permitirá el uso de anillos de respaldo.

g) Todas las soldaduras se identificarán con el número de

identificación del soldador y número de soldadura asignado por la Compañía que se encargará de efectuar las inspecciones de radiografía.

h) El contratista llevará un récord de estos números y la

localización en un juego de planos de construcción, para su identificación respectiva.

i) La inspección de las soldaduras se inspeccionará de acuerdo

con el ASME, SECTION IX, Welding and Brazing Qualification.

j) Todas las soldaduras rechazadas o defectuosas se repararán

de acuerdo con el estándar ASME B31.8 - Edición1999.

Protección mecánica de la tubería:

a) La tubería a instalar será adquirida ya con el recubrimiento instalado en fábrica, (Sistema Fusion Bond).

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b) Una vez soldada la junta é inspeccionada radiográficamente

se procederá a aplicar la manga para hacer el traslape con el material recomendado por el fabricante.

c) Toda la protección deberá inspeccionarse de que se tuvo una

adherencia correcta y de que no hay huecos o rupturas en el recubrimiento. La inspección tiene que ser visual y mediante un detector de fallas.

d) El detector de fallas será calibrado a la especificación

correcta del recubrimiento. El voltaje no excederá del necesario para causar una chispa al llegar a alguna zona de falla. El ritmo de desplazamiento del detector no excederá de un pie por segundo, y no debe permanecer estacionario cuando se encuentre energizado. Todas las áreas defectuosas se marcarán claramente para proceder a su reparación. Todo recubrimiento reparado se reinspeccionará.

Instalación de tubería.

a) Una vez soldada y protegida mecánicamente la tubería se procederá a bajar la tubería a la zanja utilizando para este trabajo dos grúas Titán con eslingas y suficientemente largas para no dañar el recubrimiento mecánico, tratando de no flexionar la misma más de lo permitido y se instale en un costado de la zanja de 0.60 mts de ancho.

b) El fondo de la zanja como se mencionó anteriormente estará

nivelado, y tendrá un cama de arena de 10 cms de espesor que servirá de colchón para amortiguamiento de cargas y protección de la tubería.

Relleno de zanja

a) Se limpiará y retirará todo el material usado en la preparación de la excavación y apuntalamiento de la zanja antes de efectuar el relleno. Todo el escombro y material de desperdicio de soldadura se removerán de la excavación y será dispuesto por el contratista en depósitos autorizados

b) El relleno inicial se efectuará lo más rápidamente posible

después de colocar la tubería en su lugar sobre la excavación. Este rodeará al tubo mínimo dos pulgadas, y consistirá de tierra ó arena libre de piedras o escombros. La escoria no es aceptable.

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c) El material de relleno será proporcionado por el contratista. Todo material de relleno estará libre de piedras de 5” ó mayores, escombro, materia orgánica o material contaminado.

d) El material de relleno se compactará en capas de 15 cms de

espesor al 95% próctor.

Anclaje de tubería

a) La tubería deberá de estar debidamente anclada y/o lastrada en áreas donde se localicen sitios pantanosos ó en caso de cruce de arroyos para evitar que sean arrastradas ó floten por las corrientes de agua.

Protección de tuberías con encamisado

a) El encamisado de la tubería de 6” deberá de hacerse si esta cruza algún camino de tráfico pesado, y será protegida con una de mayor diámetro (8”) y será instalada en línea recta y las soldaduras de venteo se soldarán a la chaqueta y se resanarán antes de instalar la tubería conductora.

b) La tubería de 6” de Gas Natural se instalara en la chaqueta

de tal manera que este aislada eléctricamente de la chaqueta.

c) Los separadores concéntricos se unirán a la tubería conductora de una manera segura.

d) Los sellos en los extremos de la chaqueta serán a prueba de

agua é instalados según las recomendaciones del fabricante.

e) Los cruces deberán verificarse referente a la discontinuidad eléctrica entre chaqueta y tubería conductora. Estas pruebas se efectuaran antes de unir en los extremos el tubo conductor. Si el aislamiento es correcto una medición de resistencia entre la tubería conductora y la chaqueta indicará un valor de algunos miles de ohms. Si existiera alguna conexión, la indicación de la resistencia sería esencialmente de cero y la instalación deberá reparase y volverse a probar.

f) Los venteos de las tuberías del encamisado de estas tubería

de 6” deberán instalarse.

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Válvulas de cierre

a) Las válvulas de cierre serán de compuerta de acero al carbón extremos bridados Clase 600 y serán instaladas al final de estas tuberías, quedando instaladas las mismas dentro del límite de propiedad de los Pozos de Inyección de PEMEX para mayor seguridad en su operación; así mismo se procederá a instalarse sus bridas ciegas. (Esto es con el fin de evitar la construcción de registros subterráneos dentro de este Derecho de Vía)

Limpieza interior de la tubería.

a) Primero se correra a través de cada tubería polypigs semiduros para sacar el agua que la tubería llegase a tener en su interior y/o desalojar cualquier objeto que se haya quedado durante la instalación. Para este trabajo se usará una Unidad de Alta Presión.

b) El secado interior de estas tuberías se hará mediante el

soplado con gas nitrógeno.

c) La limpieza interior de la tubería será hecha al final de esta instalación bajo el sistema de sanblasteo interior con granalla y chorro de arena sílica a alta presión (Sistema SANDJET ).

d) Posteriormente se efectuará barridos internos con polypigs

suaves “Polly Foam Swabs” para remover partículas finas de polvo de la pared de la tubería, quedando las paredes internas de esta tubería a metal blanco.

e) Toda la limpieza requerida para estas tuberías y por la clase

de productos a manejar se hará bajo los estándares de Praxair GS-17 y GS-38.

Sistema de protección catódica

El sistema de protección catódica contemplado para esta tubería es a base de corriente impresa; por lo que las estaciones de control y las uniones se instalarán de acuerdo a los criterios especificados en el estándar de Praxair EN-49 “External corrosion prevention for underground piping”. Según lo siguiente:

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a) Primeramente se elaborará un estudio de resistividad del

terreno donde estará alojada esta tubería de Gas Natural para tomarlo en cuenta en el diseño del Estudio de Protección Catódica.

b) Los puntos de unión de los cables con la tubería se

limpiaran a metal blanco antes de instarse las conexiones cadweld. Todos los cables conectores serán calibre #12 AWG conductor de cobre sólido aislamiento T.W. a menos que otra especificación se indique, y se probará su continuidad mediante un ohmétro después de efectuarse la instalación. No se permitirán empates sin aprobación de la supervisión de Praxair.

c) Todo el cableado correrá en forma paralela y perpendicular

a la tubería conductora, también se tendrá el juego suficiente para prevenir el daño durante el relleno ó en asentamientos. El cableado se encintará junto a la tubería conductora dónde sea posible. Se respetará el código de colores y el arreglo en las conexiones del cable aislado. No se permitirán empates tipo mecánico en el cableado.

Prueba Hidrostática de la tubería

a) La prueba hidrostática de esta tubería será hecha con agua a 1.50 la presión máxima de trabajo, prueba que será efectuada bajo el estándar de Praxair T-6 (Procedimiento para Pruebas Hidrostáticas Tuberías) y secada con Gas Nitrógeno.

b) Una vez que se haya corroborado de que la tubería esté

100% hermética y que no exista ninguna fuga se procede con el desalojo del agua utilizando poly pigs suaves y secado de la tubería con gas nitrógeno, para después, dejar las tuberías presurizadas a una presión positiva (5 – 10 #s) con gas nitrógeno para su conservación. Para comprobar que las tuberías estén siempre inhertizadas se deja un manómetro para estar monitoreando la presión.

c) Después de haberse efectuado la prueba de presión de las

tuberías no se soldará en ellas. Esto incluye todo lo que va soldado directamente al tubo cómo soportes y alambres para protección catódica.

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Misceláneos

a) Se dejarán señalamientos a cada 50 mts. que indiquen la leyenda de “NO EXCAVAR“ en todo el trayecto de la tubería, así mismo, se indicará la razón social de la Compañía, producto que se maneja, profundidad de la tubería y número de teléfono para caso de cualquier emergencia compañía

b) Se dará aviso a las Dependencias involucradas de la

terminación de esta Obra, entregando copias de planos “as built”; así cómo, de información técnica que se crea conveniente.

c) La construcción de esta tubería se realizará en estricto apego

a las cláusulas de los permisos otorgados y/o, convenios firmados ante PEMEX y/o propietarios de predios por donde se instalará la tubería.

V.1.3 Estándares y procedimientos de construcción a utilizar.

1. Código ASME B31.8 Edición 1999 Sistema de Tuberías de Transmisión y Distribución de Gas (Gas Transmisión and Distribution Piping System)

2. Estándares de Praxair México:

EN-49 Sistema de Prevención Externa para la

Corrosión para Tuberías Subterráneas (External Corrosion Prevention for Underground Piping)

GS-17 Sistema de Limpieza para Tuberías de Gas N2

& O2 (Cleaning Oxygen and Nitrogen Gas Piping System)

GS-38 Limpieza Uso Oxígeno Clase 2 (Praxair Class 2

(Oxygen) Cleanning)

GTE-1-26 Manual de Diseño para la Transmisión de Gas Gas Tansmission Design Manual

T-1 Procedimiento para Pruebas Neumáticas

(Procedure for Field Pneumatic Testing )

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T-6 Pruebas Hidrostáticas para Tuberías (Hidrostatic

Testing of Pipelines )

W-39 Soldadura de Campo para Tuberías de Gas de acuerdo a ANSI / ASME B31.8 C Field Welding of Cross Country Pipelines in Compliance with the ( ANSI / ASME B31.8 C )

W-41 Estándard General de Soldadura para Tuberías

(General Welding Standard for Piping)

W-42 Procedimiento de Soldadura de Tuberías Acero al Carbón (Welding of Carbon Steel Piping)

V.1.4 Procedimiento para la certificación de materiales.

Praxair México cuenta con procedimientos para la certificación de materiales. Los procedimientos incluyen la inspección y la verificación del reporte de prueba del material, el cual es proporcionado por el proveedor, para comparar las propiedades químicas y mecánicas de los materiales con los estándares de diseño aplicables que fueron mencionados en la sección anterior.

V.2 Procedimientos y medidas de seguridad.

Para la etapa de construcción del proyecto, Praxair México ha elaborado un Manual de Seguridad. Este Manual incluye lo siguiente:

1. Introducción. 2. Requerimientos de Documentación. 3. Programa de Seguridad y Protección Ambiental: Administración del

Programa de Seguridad, Administración de Subcontratistas, Reglas de Seguridad Generales para el Proyecto, Difusión/Concientización sobre la Seguridad, Disciplina, Programas de Control del Abuso de Substancias no Permitidas, Orden y Limpieza, Herramientas Fabricadas en el Trabajo, Investigaciones de Incidentes y Lesiones, Orientación para los Empleados, Capacitación de Seguridad, Personal Competente, Colocación de Carteles, Programa de Comunicación de Peligros, Juntas de Seguridad, Incentivos de Seguridad, Evacuación de Emergencia, Condiciones Climatológicas Severas, Distribución Esquemática del Lugar de la Instalación, Barricadas en Áreas de Trabajo, Evaluaciones/Auditorias y Monitoreo de Seguridad, Inspecciones Regulatorias, Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), Seguridad con la Asignación de Tareas (SAT), Trabajo Peligroso, Seguridad Eléctrica, Trabajo Eléctrico con Corriente, Espacios

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Confinados, Procedimientos de Candadeo, Etiquetado y Pruebas, Protección contra Caídas, Escaleras, Andamios, Grúas y Cestas de Trabajo, Cestas Suspendidas, Plataformas Oscilantes, Otros Dispositivos Suspendidos en que la Vida está en Riesgo, Excavaciones y Zanjas, Uso de Equipo Móvil/Pesado, Equipo para Maniobras, Protección y Prevención de Incendios, Almacenamiento de Combustibles, Cilindros de Gas Comprimido, Requerimientos del Equipo de Protección Personal, Protección Respiratoria, Vigilancia Médica, Conservación del Oído y Control del Ruido, Manejo y Remoción de Asbesto, Manejo y Remoción de Plomo, Exposición a Agentes Físicos, Higiene Industrial y Estándares de Exposición, Protección Ambiental, Contaminación del Aire, Contaminación del Agua, Desechos Sólidos.

4. Integridad Física de las Instalaciones: Elementos de Seguridad Física de las Instalaciones, Protección y Vigilancia, Identificación, Protección y Penetraciones a Instalaciones de Servicios Públicos, Seguro de Responsabilidad Civil.

5. Referencias. 6. Glosario.

El Programa de Seguridad, Salud y Protección Ambiental para la etapa de operación incluirá lo siguiente:

1. Administrativo general: Sistemas administrativos, Reportes, notificaciones y registros. Variaciones a los requerimientos, Contratistas, Visitantes, Preparación para emergencias, Desmantelamiento.

2. Seguridad del personal: Trabajo potencialmente peligroso, Trabajos elevados, Exposición potencial a atmósferas peligrosas, Seguridad eléctrica, Equipo de protección personal, Conductores de vehículos utilitarios, Seguridad fuera del trabajo.

3. Salud ocupacional: Protección reproductiva y embriofetal, Estándares de exposición, Comunicación de peligros, Conservación del oído, Higiene industrial, Medicina ocupacional, Protección respiratoria.

4. Asuntos ambientales: Inventario ambiental de la localidad, Evaluación y control de emisiones, Agua subterránea/superficial, Manejo de desechos, Ruido ambiental, Bifenilos policlorados (PCB´s).

5. Seguridad del producto: Seguridad del producto y comunicaciones, Uso cuestionable de los productos.

6. Seguridad operacional: Seguridad operacional, Asesoría de riesgos operacionales, Administración de la seguridad del diseño, Administración de la seguridad del proceso, Protección por sobrepresión.

Se contará con un Plan de Respuesta a Emergencias para la etapa de operación, el cual incluirá los siguientes elementos:

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1. Directorio de personal clave 2. Comité gerencial 3. Directorio de recursos externos 4. Teléfonos de recursos externos 5. Organigrama de emergencias 6. Funciones y responsabilidades 7. Inventarios de equipo 8. Riesgos potenciales que pueden provocar situaciones de emergencia y

procedimientos de respuesta para cada una de ellas: Incendio y/o explosión, Evacuación, Derrame de líquidos criogénicos, Amenaza de bomba, Asalto, Ruptura de ductos (gasoducto y nitroducto), Eventos naturales, Explosión en transformadores, Derrame de aceite, Deficiencia de oxigeno, Derrame de productos químicos.

En esta etapa, debido a que se contempla la realización de actividades altamente riesgosas, se desarrollará e implementará un Programa para la Prevención de Accidentes.

V.3 Hoja de seguridad.

La hoja de datos de seguridad del Gas Natural se puede consultar en el Anexo No. 9.

V.4 Condiciones de operación.

V.4.1 Operación.

El ducto conducirá Gas Natural en estado gaseoso el cual tiene una presión y temperatura de diseño de 1267.82 psig y 60 °C y operará a 1152.56 psig y a temperatura ambiente. En el Anexo. No. 10 se pueden consultar los diagramas de tuberías e instrumentación.

V.4.2 Pruebas de verificación.

La protección mecánica de la tubería, anclaje de tubería, protección de tuberías con encamisado, válvulas de cierre, limpieza interior de la tubería, sistema de protección catódica, prueba hidrostática de la tubería, estándares y procedimientos de construcción a utilizar, fueron descritos en la sección V.1.2 y V.1.3.

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VI ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

VI.1 Antecedentes de accidentes e incidentes

Se consultaron bases de datos de accidentes en gasoductos, el NTSB (National Transportation Safety Board) de los Estados Unidos. Algunos de los accidentes encontrados en NTSB se listan en la siguiente tabla:

Fecha Lugar Descripción 02/07/2003 Wilmington, Delaware. Daño a tubería de servicio de 1 ¼” de un

gasoducto al realizar una excavación, resultando en explosión e incendio. Se reportaron 14 lesionados y pérdidas por US$300,000.

19/08/2000 Carlsbad, New Mexico. Ruptura de ducto de 30 pulgadas, causando un incendio. La causa de la ruptura fue la corrosión del ducto.

07/07/1998 South Riding, Virginia. Ruptura de ducto por causada por corrosión. 22/01/1999 Bridgeport, Alabama. Ruptura de línea de servicio de gas natural de

¾” causada por excavación. 6 lesionados y 3 muertos, pérdidas por US1.4 millones.

11/12/1998 St. Cloud, Minnesota. Ruptura de ducto y explosión, causada por excavación en la zona.

23/10/1996 Tiger Pass, Louisiana. Ruptura de ducto de 12” causada por excavación.

09/06/1994 Alllentown, Pennsylvania. Fuga de gas durante una excavación, el gas pasó por las cimentaciones hacia un edificio, causando una explosión. 1 muerto, 66 lesionados y pérdidas por US$5 millones.

Como puede verse la mayoría de los accidentes con gasoductos se presentan por excavación en el sitio. Las consecuencias son mayores por el tiempo que transcurre entre la fuga y el bloqueo de la línea dañada. Otra causa de fugas encontrada es la corrosión de las tuberías de acero. La Oficina de Seguridad de Ductos (OPS) del Departamento de Transporte de Estados Unidos reporta los siguientes incidentes en ductos de gas natural:

Año Incidentes Fatalidades Lesionados Daño en Propiedad (US$)

1986 142 29 104 11,078,800 1987 163 11 115 11,736,125 1988 201 23 114 12,131,436 1989 177 20 91 8,675,816 1990 109 6 52 7,594,040 1991 162 14 77 7,765,748 1992 103 7 65 6,777,500 1993 121 16 84 15,346,655 1994 141 21 91 53,260,166 1995 97 16 43 10,950,673 1996 110 47 109 16,252,842

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Año Incidentes Fatalidades Lesionados Daño en Propiedad

(US$) 1997 102 9 67 12,493,163 1998 137 18 64 19,055,118 1999 118 16 80 25,913,658 2000 154 22 59 23,398,834 2001 124 5 46 14,071,486 2002 102 10 44 23,804,202 2003 146 11 58 22,294,408 2004 172 18 41 39,133,906 2005 60 0 18 11,445,112

En este caso, también las principales causas son la corrosión de las tuberías, interna y externa, y las excavaciones.

VI.2 Metodología de identificación y jerarquización

Identificación de riesgos Se llevó a cabo un Análisis de Riesgo y Operabilidad (HAZOP) para los procesos en los que se maneja gas natural, desde la estación de medición y regulación hasta la operación de los equipos de combustión. HAZOP es una técnica de análisis de riesgos que parte del análisis sistemático por un equipo multidisciplinario, donde se identifican posibles desviaciones a la intención de diseño de un proceso por medio del uso de palabras guías sobre los diferentes parámetros del mismo. La técnica HAZOP fue desarrollada en 1963 por la División de Química Orgánica de la compañía ICI en Inglaterra como una revisión del diseño de una planta productora de fenol. En 1967 se utilizó por primera vez fuera de ICI, para la compañía Ilford Ltd., en Inglaterra. Llegó a Norteamérica en 1974, cuando se presenta por primera vez al público en la convención del Instituto Americano de Ingenieros Químicos (AIChE), en la ciudad de Filadelfia. Desde ese año a la fecha ha sido aceptado por muchas compañías, principalmente del ramo químico y petroquímico. Algunas incluyen el desarrollo de esta técnica en la etapa de diseño de plantas y otras entre el comisionamiento y arranque. El objetivo del estudio HAZOP es prioritariamente identificar problemas potenciales de proceso que pudieran desencadenar riesgos al personal, a la comunidad y al ambiente, así como pérdidas, daños a las instalaciones o errores humanos, u otras posibles causas, mediante la aplicación sistemática de desviaciones a las intenciones de diseño de cada uno de los parámetros del proceso, usando para tala efecto palabras guías que sirven de apoyo para encontrar todas las desviaciones posibles de los rangos operativos de diseño. Los pasos que se siguen al aplicar la metodología son los siguientes:

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1. Selección de un nodo. Como primer paso se selecciona un nodo del proceso a analizar.

2. Selección de un parámetro. Para el nodo seleccionado se identifican los

parámetros que serán analizados.

3. Uso de palabras guías. Definir las palabras guías para proponer las desviaciones en la intención de diseño.

4. Desviación. Se postula la desviación para que el equipo de trabajo

explore primeramente si la desviación es creíble. En caso de una respuesta afirmativa, se deberá proceder a analizarla.

5. Exploración de causas y consecuencias. El equipo de trabajo debe

proponer las posibles causas y sus potenciales consecuencias.

6. Exploración de medidas de protección (salvaguardias). El equipo debe identificar los elementos que ya tiene instalado el sistema para prevenir, detectar o mitigar el riesgo.

7. Establecer recomendaciones. El líder del equipo deberá, con ayuda del

equipo, determinar si hay recomendaciones para la reducción del riesgo, ocasionalmente, las recomendaciones son un análisis técnico mas detallado que está fuera del alcance del estudio.

Jerarquización de riesgos Una vez identificados los riesgos con la técnica HAZOP, se debe llevar a cabo una jerarquización de los mismos con el fin de evaluar cuáles de los riesgos identificados requieren una acción inmediata y con cuáles pueden planearse acciones en el tiempo, si que se tengan grandes consecuencias. Para ello, se utilizó una matriz de riesgos para jerarquizar las desviaciones potenciales identificadas durante el estudio. Esto se hizo con una base cualitativa como una indicación de las desviaciones que poseen el potencial de riesgo más alto. Para cada riesgo identificado se evaluó la severidad de las consecuencias asignándole un valor de 1 a 5 de acuerdo al siguiente esquema cualitativo de jerarquización:

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Severidad de las Consecuencias

Severidad Descripción Riesgo para el Personal

Riesgo para la Comunidad

Riesgo para el Medio Ambiente

1 Catastrófico Fatalidad Daños múltiples, posible fatalidad

Impacto ambiental mayor con costos de remediación o responsabilidad significativa

2 Severo Lesiones reportables, pérdida de días laborables

Daños menores Contaminación de agua subterránea, suelo, o drenaje público

3 Moderado Lesiones menores Posible impacto público (evacuación, etc.)

Derrame menor o emisión resultante en una violación a un permiso

4 Ligero Sin lesiones, daño menor a la propiedad o al equipo

Sin impacto público

Sin impacto ambiental

5 Despreciable Problema operacional recuperable

--- ---

Se le dio además un valor de probabilidad a cada escenario de riesgo identificado, de acuerdo al siguiente esquema:

Probabilidad de Ocurrencia

Probabilidad Descripción 1 Muy Alta – Puede ocurrir 1 vez por año (es posible que ocurra

frecuentemente). 2 Alta – Puede ocurrir 1 vez en 5 años (es posible que ocurra bajo

circunstancias normales). 3 Moderada – Puede ocurrir 1 vez en 15 años (es posible que ocurra

bajo circunstancias inusuales). 4 Baja – Puede ocurrir 1 vez en 30 años (es posible que ocurra durante

el tiempo de vida de la planta). 5 Muy Baja – Pude ocurrir 1 vez en 100 años (es posible, pero no es

probable que ocurra en todo el tiempo de vida de la planta). A las desviaciones se les asignó un rango de severidad con base en las consecuencias sin ninguna mitigación. Los rangos de probabilidad fueron asignados tomando en cuenta las medidas de mitigación disponibles en la planta para evitar la desviación. Por lo tanto, mientras un evento que resulta en una emisión puede ser severo, la probabilidad puede ser considerada remota si existen medidas de seguridad para evitar la emisión. La severidad y la probabilidad pueden ser analizadas en una matriz de riesgo como la que se muestra a continuación:

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MATRIZ DE ANÁLISIS DE RIESGO

En la matriz, aquellos eventos en la esquina superior derecha deben ser los de mayor preocupación. A cada posición en la matriz se le asigna un nivel de riesgo entre 1 y 4. El nivel de riesgo es una función de la severidad y de la frecuencia, donde la severidad tiene un peso mayor. La matriz de riesgo es un medio cualitativo para identificar desviaciones operacionales potencialmente catastróficas con una frecuencia de ocurrencia relativamente alta. Puede usarse una matriz diferente dependiendo de los propósitos del estudio y de las necesidades. En seguida se presentan las definiciones de los niveles de riesgo usados en la matriz:

Nivel de Riesgo Descripción 1 Inaceptable. Debe ser mitigado con controles de ingeniería y/o

acciones administrativas hasta un nivel de riesgo de 3 o menos en un período de 6 meses.

2 Indeseable. Debe ser mitigado con controles de ingeniería o acciones administrativas hasta un nivel de riesgo de 3 o menos en un período de 12 meses.

3 Aceptable con controles. Debe verificarse que se sigan los procedimientos o controles existentes.

4 Aceptable. No se requiere de acciones de mitigación.

4 4 2 1 1

4 4 3 2 1

4 4 4 3 1

4 4 4 3 2

4 4 4 4 4

5 4 3 2 1

( - ) Severidad (S) (+)

1

2

3

4

5( -)

Prob

abili

dad

(P)

(+) 4 4 2 1 1

4 4 3 2 1

4 4 4 3 1

4 4 4 3 2

4 4 4 4 4

5 4 3 2 15 4 3 2 1

( - ) Severidad (S) (+)( - ) Severidad (S) (+)

1

2

3

4

5( -)

Prob

abili

dad

(P)

(+)

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Los valores de Severidad (S), Probabilidad (P) y el correspondiente Nivel de Riesgo (R) están documentados en las hojas de trabajo del análisis HAZOP que se muestran en el Anexo No. 11.

VI.3 Radios potenciales de afectación

Se llevó a cabo un análisis de consecuencias de los eventos de riesgo máximos probables y eventos catastróficos identificados con la metodología descrita en la sección anterior. El análisis de consecuencias requiere la modelación de los escenarios de emisión de gas natural y para determinar las consecuencias de incendios o explosiones. Para realizar el análisis de consecuencias se simularon los siguientes eventos:

1. Ruptura de tubería causada por excavación. La tubería es de 6 pulgadas de diámetro con una presión máxima de 1,152.56 psig. Se considera que el daño ocasiona una perforación en la tubería con un diámetro equivalente de 4 pulgadas.

2. Fuga de gas natural por conexiones y accesorios de la tubería en la

estación de medición de gas natural. La fuga es ocasionada por una alta presión en el sistema debido a una falla en el regulador. La tubería tiene un diámetro de 10 pulgadas y la presión que se tendría en este caso sería de 1,152.56 psig. Se considera que el daño en conexiones y accesorios ocasiona una fuga por un diámetro equivalente a 1 pulgada.

3. Emisión de gas natural por el tubo de descarga de la válvula de alivio

en la estación de medición, causada por una falla que provoca que la válvula se abra. La tubería tiene un diámetro de 2 pulgadas y la presión que se tendría sería de 1,152.56 psig.

Estos escenarios fueron modelados como parte del análisis de consecuencias para determinar la zona de alto riesgo y la zona de amortiguamiento. Para ello se llevó a cabo la simulación de los escenarios seleccionados para determinar las consecuencias a diferentes distancias o para diferentes receptores. El análisis de consecuencias realizado incluye la modelación de incendios, para determinar las distancias a las que se presentan niveles de radiación iguales o mayores a los estándares de riesgo a la salud; y de explosiones para determinar las distancias a las que se presentan ondas de sobrepresión mayores a criterios de daño establecidos.

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Modelos utilizados para el análisis Modelación de incendios Para este caso se utilizó un modelo de chorro de fuego (Jet Fire), ya que este modelo es aplicable a emisiones de gases inflamables de ductos o recipientes presurizados. En estos casos se forma una larga flama de forma cilíndrica que emite radiación térmica de manera uniforme desde su superficie. Para modelar los incendios tipo Jet Fire se utilizó el programa BREEZE HAZ. El programa calcula el gasto de la emisión a partir de los datos de la tubería y del orificio por donde se presenta la fuga. También calcula las distancias a las que se tienen niveles de radiación predeterminados y los niveles de radiación para receptores definidos por el usuario. Consideraciones para la Modelación En todos los casos anteriores se consideró una temperatura del gas igual a la temperatura ambiente y una velocidad de viento de 1.5 m/s, con estabilidad atmosférica clase F. Para determinar los radios potenciales de afectación se seleccionaron dos límites de exposición, los cuales se describen a continuación:

• Zona de Alto Riesgo. Definida por la distancia a la que se alcanza un nivel de radiación de 5 KW/m2.

• Zona de Amortiguamiento. Definida por la distancia a la que se alcanza

un nivel de radiación de 1.4 KW/m2. Modelación de explosiones Para llevar a cabo la modelación de explosiones de nubes formadas por la fuga de gas natural se utilizó el programa ARCHIE (Automated Resource for Chemical Hazard Incident Evaluation). ARCHIE fue desarrollado por la Agencia Federal de Manejo de Emergencias, el Departamento de Transporte, y la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos. El programa incluye modelos de dispersión de vapores tóxicos y escenarios con materiales inflamables como incendios y explosiones. La ignición de una pluma o nube de un gas o vapor inflamable puede resultar en una explosión. El modelo calcula la cantidad de material inflamable y determina los impactos de la explosión de este material.

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Consideraciones para la Modelación Para determinar los gastos de emisión se utilizó el programa BREEZE HAZ y los valores obtenidos fueron alimentados al programa ARCHIE. En este caso se consideró que las fugas tienen una duración de 15 minutos debido a que es el tiempo máximo en que puede cerrarse la válvula de alimentación de gas. Para determinar los radios potenciales de afectación se seleccionaron los siguientes valores de sobrepresión causada por la explosión:

• Zona de Alto Riesgo. Definida por la distancia a la que se alcanza una sobrepresión de 1 psi.

• Zona de Amortiguamiento. Definida por la distancia a la que se alcanza

una sobrepresión de 0.5 psi. Resultados para incendio:

Zona de Alto Riesgo Zona de Amortiguamiento Evento Distancia, m Criterio Distancia, m Criterio 1. Fuga en el gasoducto causada por una excavación.

98.6 5 KW/m2 194.9 1.4 KW/m2

2. Fuga de gas natural por conexiones y accesorios en la estación de medición.

31.8 5 KW/m2 61.6 1.4 KW/m2

3. Emisión de gas natural por apertura de válvula de alivio en la estación de medición.

56.5 5 KW/m2 109.2 1.4 KW/m2

Resultados para explosión no confinada:

Zona de Alto Riesgo Zona de Amortiguamiento Evento Distancia, m Criterio Distancia, m Criterio 1. Fuga en el gasoducto causada por una excavación.

462.4 1 psi 802.2 0.5 psi

2. Fuga de gas natural por conexiones y accesorios en la estación de medición.

183.5 1 psi 318.9 0.5 psi

3. Emisión de gas natural por apertura de válvula de alivio en la estación de medición.

231.3 1 psi 401.4 0.5 psi

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En el Anexo No. 13 se pueden consultar los reportes generados por los programas utilizados. Los planos que muestran las zonas de riesgo y amortiguamiento se muestran en el Anexo No. 12.

VI.4 Interacciones de riesgo

Por tratarse de un ducto, los efectos de un incendio o explosión pueden interactuar y afectar otras instalaciones, desde la batería Oxiacaque de PEMEX, hasta la caseta de medición en la planta de Praxair México o el equipo de la planta productora de nitrógeno o del sistema de generación de electricidad. Es importante que en la planeación de la respuesta a situaciones de emergencia se consideren todas las áreas vulnerables en la trayectoria del ducto.

VI.5 Recomendaciones técnico-operativas

Del análisis de identificación y jerarquización de riesgos se obtuvieron las siguientes recomendaciones:

• Verificación periódica del cumplimiento con el programa de mantenimiento.

• Programa de calibración de instrumentos.

• Desarrollar e implementar procedimientos de operación del

gasoducto.

• Capacitar al personal sobre los requisitos de seguridad y operación del gasoducto.

• Capacitar al personal acerca de los procedimientos de respuesta a

emergencias.

• Realizar simulacros y evaluar resultados periodicamente para asegurar que la respuesta sea acorde a lo planeado.

• Incluir en el plan de respuesta a emergencias los teléfonos de

emergencia y otros medios disponibles para comunicarse con el personal de la batería Oxiacaque de Pemex.

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• Verificar que se cumpla el programa de inspección y mantenimiento

de las señales del gasoducto.

• Contar con detector de gas natural para confirmar cualquier fuga antes de realizar trabajos de mantenimiento o reparaciones en la estación de medición.

• Implementar un programa de inspección y mantenimiento del

sistema de protección catódica que incluya las fuentes de energía eléctrica, camas anódicas, conexiones eléctricas, aislamientos, recubrimientos, y el levantamiento de potenciales.

• Implementar un programa de medición periódica de espesores de la

tubería.

• Incluir en el plan de respuesta a emergencias de la planta las acciones a tomar en caso de fuego en los sitios colindantes con la planta.

• Establecer un programa de limpieza en la planta que incluya el

control de maleza en los sitios cercanos a la caseta de medición.

• Asegurarse que la válvula manual del punto de interconexión reciba mantenimiento.

• Utilizar detectores de gas natural después de realizar mantenimiento

a tuberías y equipo de gas natural.

• Probar periódicamente el sistema contra incendio para asegurar que funciona correctamente.

• Capacitar a los trabajadores sobre el manejo del gas natural y la

operación de las instalaciones donde se usa.

• Considerar la construcción de la caseta de block de concreto.

• Asegurarse que el mantenimiento de la caseta de medición sea realizado por personal capacitado.

VI.5.1 Sistemas de seguridad

La planta contará con los siguientes sistemas de seguridad para la prevención de fallas y emisiones accidentales de gas natural:

• Programa de mantenimiento para la caseta de medición.

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• Válvulas de bloqueo por alta y por baja presión.

• Válvulas de cierre manual en la estación de medición.

• Plan de respuesta a emergencias.

• Programa de inspección de señales a lo largo del gasoducto.

• Paro por alta presión.

• Los equipos que utilizan gas tendrán paros automáticos por baja presión de gas.

• Programa de inspección y mantenimiento del ducto.

• Sistema de protección catódica.

• Válvulas de alivio en la caseta.

• Sistema contra incendio en la planta.

Además de los sistemas mencionados, se contará con medidas preventivas, como programas de calibración y mantenimiento, programas de seguridad y protección ambiental y de respuesta a emergencias. Estos programas se describen en la siguiente sección. VI.5.2 Medidas preventivas

Para la etapa de construcción del proyecto, Praxair México ha elaborado un Manual de Seguridad. Este Manual incluye lo siguiente:

1. Introducción.

2. Requerimientos de Documentación.

3. Programa de Seguridad y Protección Ambiental: Administración del Programa de Seguridad, Administración de Subcontratistas, Reglas de Seguridad Generales para el Proyecto, Difusión/Concientización sobre la Seguridad, Disciplina, Programas de Control del Abuso de Substancias no Permitidas, Orden y Limpieza, Herramientas Fabricadas en el Trabajo, Investigaciones de Incidentes y Lesiones, Orientación para los Empleados, Capacitación de Seguridad, Personal Competente, Colocación de Carteles, Programa de Comunicación de Peligros,

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Juntas de Seguridad, Incentivos de Seguridad, Evacuación de Emergencia, Condiciones Climatológicas Severas, Distribución Esquemática del Lugar de la Instalación, Barricadas en Áreas de Trabajo, Evaluaciones/Auditorias y Monitoreo de Seguridad, Inspecciones Regulatorias, Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST), Seguridad con la Asignación de Tareas (SAT), Trabajo Peligroso, Seguridad Eléctrica, Trabajo Eléctrico con Corriente, Espacios Confinados, Procedimientos de Candadeo, Etiquetado y Pruebas, Protección contra Caídas, Escaleras, Andamios, Grúas y Cestas de Trabajo, Cestas Suspendidas, Plataformas Oscilantes, Otros Dispositivos Suspendidos en que la Vida está en Riesgo, Excavaciones y Zanjas, Uso de Equipo Móvil/Pesado, Equipo para Maniobras, Protección y Prevención de Incendios, Almacenamiento de Combustibles, Cilindros de Gas Comprimido, Requerimientos del Equipo de Protección Personal, Protección Respiratoria, Vigilancia Médica, Conservación del Oído y Control del Ruido, Manejo y Remoción de Asbesto, Manejo y Remoción de Plomo, Exposición a Agentes Físicos, Higiene Industrial y Estándares de Exposición, Protección Ambiental, Contaminación del Aire, Contaminación del Agua, Desechos Sólidos.

4. Integridad Física de las Instalaciones: Elementos de Seguridad

Física de las Instalaciones, Protección y Vigilancia, Identificación, Protección y Penetraciones a Instalaciones de Servicios Públicos, Seguro de Responsabilidad Civil.

5. Referencias.

6. Glosario.

El Programa de Seguridad, Salud y Protección Ambiental para la etapa de operación incluirá lo siguiente:

1. Administrativo general: Sistemas administrativos, Reportes, notificaciones y registros. Variaciones a los requerimientos, Contratistas, Visitantes, Preparación para emergencias, Desmantelamiento.

2. Seguridad del personal: Trabajo potencialmente peligroso,

Trabajos elevados, Exposición potencial a atmósferas peligrosas, Seguridad eléctrica, Equipo de protección personal, Conductores de vehículos utilitarios, Seguridad fuera del trabajo.

3. Salud ocupacional: Protección reproductiva y embriofetal,

Estándares de exposición, Comunicación de peligros, Conservación del oído, Higiene industrial, Medicina ocupacional, Protección respiratoria.

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4. Asuntos ambientales: Inventario ambiental de la localidad, Evaluación y control de emisiones, Agua subterránea/superficial, Manejo de desechos, Ruido ambiental, Bifenilos policlorados (PCB´s).

5. Seguridad del producto: Seguridad del producto y comunicaciones,

Uso cuestionable de los productos.

6. Seguridad operacional: Seguridad operacional, Asesoría de riesgos operacionales, Administración de la seguridad del diseño, Administración de la seguridad del proceso, Protección por sobrepresión.

Se contará con un Plan de Respuesta a Emergencias para la etapa de operación, el cual incluirá los siguientes elementos:

1. Directorio de personal clave 2. Comité gerencial 3. Directorio de recursos externos 4. Teléfonos de recursos externos 5. Organigrama de emergencias 6. Funciones y responsabilidades 7. Inventarios de equipo 8. Riesgos potenciales que pueden provocar situaciones de

emergencia y procedimientos de respuesta para cada una de ellas: Incendio y/o explosión, Evacuación, Derrame de líquidos criogénicos, Amenaza de bomba, Asalto, Ruptura de ductos (gasoducto y nitroducto), Eventos naturales, Explosión en transformadores, Derrame de aceite, Deficiencia de oxigeno, Derrame de productos químicos.

En esta etapa, debido a que se contempla la realización de actividades altamente riesgosas, se desarrollará e implementará un Programa para la Prevención de Accidentes. Se implementará un programa de mantenimiento durante la operación de la planta, el cual puede encontrarse en el Anexo No. 8.

VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del proyecto

VI.6.1 Caracterización

En la etapa de construcción se generarán polvos por la retroexcavadora, humos de soldadura, material del suelo que se extrae al hacer las zanjas,

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ruido generado por las máquinas utilizadas y arena que se utiliza para la limpieza del ducto. Todos los desechos producto tanto de la excavación como de la instalación serán dispuestos por el contratista en lugares autorizados. En la etapa de operación, en las actividades de mantenimiento, se generarán residuos peligrosos como son latas de pintura y trapos contaminados, que son el residuo del mantenimiento de los señalamientos de advertencia y la estación de medición. VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento

No se prevé que puedan reciclarse los residuos del mantenimiento del gasoducto, además de que el volumen que se generará es bajo. En caso de que se puedan reciclar o se tratar residuos peligrosos, esto se hará a través de empresas autorizadas. VI.6.3 Disposición

Los residuos que no sean tratados serán enviados a un sitio de disposición final autorizado.

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VII RESUMEN

VII.1 Conclusiones del estudio de riesgo

Teniendo en cuenta los daños, que según los resultados de las simulaciones, tendrían posibilidad de presentarse en el gasoducto, Praxair México, S. de R. L. de C. V. deberá contar con planes de emergencia que sirvan para controlar los peores escenarios identificados. De los escenarios estudiados de fugas de gas natural, la ruptura del ducto causada por una excavación es la que representa las mayores radios de afectación. Este evento puede presentarse en cualquier punto de la trayectoria del gasoducto, por lo que es muy importante que Praxair México cuente con planes de respuesta adecuados al riesgo que representa esta instalación. Una vez que se hayan desarrollado los procedimientos y los planes de respuesta a emergencias, Praxair México deberá capacitar a todo el personal involucrado en la operación y mantenimiento del gasoducto sobre su aplicación. También deberán realizarse prácticas y simulacros para asegurar que se tendrá una respuesta efectiva en caso de que alguno de los eventos analizados se presente. Para que los planes y programas de respuesta a emergencias que se desarrollen sean efectivos, es muy importante que se hagan tomando en cuenta las características de los riesgos identificados. Para que continúen siendo aplicables a través del tiempo, el estudio de riesgo debe actualizarse cuando se lleven a cabo modificaciones a los procesos o a las instalaciones, que hagan que se modifique el grado de riesgo de la planta.

VII.2 Resumen de la situación general en materia de riesgo

Praxair México proyecta construir un gasoducto para operar un sistema de generación de electricidad, en la planta productora de nitrógeno que proyecta construir en el Poblado San Nicolás, en el Municipio de Jalpa de Méndez, Tabasco. El gasoducto parte de la batería Oxiacaque de Pemex y termina en la estación de medición dentro de la planta de Praxair México. El gasoducto de 6 pulgadas de diámetro tendrá una longitud de 1,600 metros y tendrá un derecho de vía de 10 metros. La presión máxima de operación es de 1152.56 psig, y se estima un gasto máximo de gas natural de 22,940 m3/hr.

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Se llevó a cabo un análisis de identificación de riesgos, utilizando la metodología HazOp y se realizó un análisis de consecuencias que incluyó la modelación de incendios y explosiones de gas natural. Las situaciones de riesgo que fueron consideradas para las modelaciones fueron las siguientes:

1. Ruptura de tubería causada por excavación. La tubería es de 6 pulgadas de diámetro con una presión máxima de 1,152.56 psig. Se considera que el daño ocasiona una perforación en la tubería con un diámetro equivalente de 4 pulgadas.

2. Fuga de gas natural por conexiones y accesorios de la tubería en la

estación de medición de gas natural. La fuga es ocasionada por una alta presión en el sistema debido a una falla en el regulador. La tubería tiene un diámetro de 10 pulgadas y la presión que se tendría en este caso sería de 1,152.56 psig. Se considera que el daño en conexiones y accesorios ocasiona una fuga por un diámetro equivalente a 1 pulgada.

3. Emisión de gas natural por el tubo de descarga de la válvula de alivio

en la estación de medición, causada por una falla que provoca que la válvula se abra. La tubería tiene un diámetro de 2 pulgadas y la presión que se tendría sería de 1,152.56 psig.

Para cada evento se hicieron modelaciones de incendio y de explosión de una nube no confinada. Los radios potenciales de afectación obtenidos son los siguientes: Resultados para incendio:

Zona de Alto Riesgo Zona de Amortiguamiento Evento Distancia, m Criterio Distancia, m Criterio 1. Fuga en el gasoducto causada por una excavación.

98.6 5 KW/m2 194.9 1.4 KW/m2

2. Fuga de gas natural por conexiones y accesorios en la estación de medición.

31.8 5 KW/m2 61.6 1.4 KW/m2

3. Emisión de gas natural por apertura de válvula de alivio en la estación de medición.

56.5 5 KW/m2 109.2 1.4 KW/m2

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Resultados para explosión no confinada:

Zona de Alto Riesgo Zona de Amortiguamiento Evento Distancia, m Criterio Distancia, m Criterio 1. Fuga en el gasoducto causada por una excavación.

462.4 1 psi 802.2 0.5 psi

2. Fuga de gas natural por conexiones y accesorios en la estación de medición.

183.5 1 psi 318.9 0.5 psi

3. Emisión de gas natural por apertura de válvula de alivio en la estación de medición.

231.3 1 psi 401.4 0.5 psi

Recomendaciones derivadas del análisis de riesgo.

Las siguientes recomendaciones se presentan con el fin de corregir, mitigar, eliminar o reducir los riesgos identificados en el presente estudio:

1. Atender las recomendaciones del análisis de identificación de riesgos (HazOp).

2. Mantener actualizados los diagramas de tuberías e instrumentación del

gasoducto y la estación de medición en la planta.

3. Preparar un plan de respuesta a emergencias y asegurarse que incluya procedimientos específicos de respuesta para cada uno de los riesgos identificados.

4. Elaborar un manual de seguridad para la operación del gasoducto, que

incluya la señalización, el mantenimiento, inspecciones, requisitos de capacitación, y atención de emergencias.

5. Desarrollar e implementar un programa de mantenimiento preventivo

para todas las instalaciones y equipos del gasoducto.

6. Evaluar periódicamente el estado del ducto, para identificar corrosión y daños por actividades de terceros en la zona.

7. Elaborar, implementar y mantener actualizado un Programa para la

Prevención de Accidentes.

8. Desarrollar e implementar un programa de auditorías de seguridad que incluya los siguientes elementos, haciendo énfasis en aquellas áreas que resultaron ser las de mayor riesgo, de acuerdo con los resultados de este estudio de riesgo:

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• Revisión de normas y especificaciones de diseño y construcción

de los equipos e instalaciones. • Existencia y aplicación de procedimientos y programas, para

garantizar la adecuada operación y mantenimiento de las instalaciones.

• Implementación de los sistemas de identificación y codificación de los equipos.

• Programas de verificación o pruebas, que certifiquen la calidad integral y resistencia mecánica de los equipos (medición de espesores en tuberías, radiografiado, certificación de accesorios y conexiones, pruebas hidrostáticas y neumáticas, etc.).

• Programas de revisión de los diversos sistemas de seguridad, así como los programas de la calibración de la instrumentación y elementos de control (válvulas de seguridad, disparo y alarmas, etc.).

• Disposición del equipo necesario de protección personal y de primeros auxilios.

• Disposición de los residuos industriales generados por el mantenimiento del gasoducto.

VII.3 Informe Técnico del estudio de riesgo

El Informe Técnico del Estudio de Riesgo se incluye en el Anexo No. 14.

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VIII INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS

VIII.1 Formatos de presentación

VIII.1.1 Planos de localización

Los plano de localización del sitio del proyecto se muestran en el Anexo No. 4 y 5. VIII.1.2 Fotografías

Se muestran fotografías aéreas en el Anexo No. 15.