Pemex Exploración y Producción, Subdirección Región …sinat.semarnat.gob.mx/dgiraDocs/documentos/ver/estudios/2004/30VE... · requeridos de acuerdo a lo indicado a la norma PEMEX

ESTUDIO DE RIESGO MODALIDAD DICIEMBRE 2003 RIESGO DUCTOS TERRESTRES “CONSTRUCCIÓN GASODUCTO 10” Ø X 6 KM, LOCALIZACIÓN POZO MADERA 1 HACIA EL MARGEN IZQUIERDO DEL INJERTO RÍO BLANCO”, ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ. Anexo B del PE-A-018

Anexo “B” del PE-O-01 Grupo IAI

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

I.1. Promovente I.1.1. Nombre o Razón Social.

Pemex Exploración y Producción, Subdirección Región Norte, Activo Integral

Veracruz.

I.1.2. Registro Federal de Contribuyentes.

I.1.3. Nombre y Cargo del Representante Legal. s es representante de PEMEX

Exploración y Producción en su carácter de Administrador del Activo Integral

Veracruz de conformidad con el Artículo 12 de la Ley Orgánica de Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios. En el ANEXO “A” se encuentra el poder legal

I.1.4. Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del Representante Legal. En el ANEXO “A” se encuentra copia del Registro Federal de Contribuyentes y

Cédula Única de Registro de Población del

I.1.5. Dirección del Promovente. Coordinación de Servicios de Apoyo Operativo

Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG


"Protección de datos personales LFTAIPG"






Centro Administrativo Mocambo

Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Activo Integral Veracruz

I.1.6. Actividad Productiva Principal. El organismo subsidiario PEMEX - Exploración y Producción (PEP), Subdirección

Región Norte, tiene como objetivo la exploración y explotación del petróleo y el gas

natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización.

I.1.7. Número de Trabajadores Equivalente. Cuadro I.1.7. Personal requerido.

TIPO DE EMPLEO ETAPA TIPO DE MANO DE OBRA PERMANENTE TEMPORAL

No calificada 0 7 PREPARACIÓN DEL SITIO Calificada 0 1

No calificada 0 4 CONSTRUCCIÓN Calificada 0 22 No calificada 1 0 OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO Calificada 0 0

El personal indicado en el cuadro anterior es el que se considera necesario para

efectuar el proyecto.

I.1.8. Inversión Estimada en Moneda Nacional. El costo total requerido para instalar el gasoducto será de $ 16,300,000 (Diez y

Seis millones trescientos mil Pesos 00/100 M.N.).





I.2. Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental. I.2.1. Nombre o Razón Social.

INGENIERIA AVANZADA E INFORMATICA S.A. DE C.V.

I.2.2. Registro Federal de Contribuyentes.

I.2.3. Nombre del Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.

es el responsable Líder del grupo de

especialistas encargados de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.

I.2.4 Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población y Número de Cédula Profesional del Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental. En el ANEXO “A” se muestran copias del Registro Federal de Contribuyentes y

Cédula Única de Registro de Población; y en el Resumen Ejecutivo se tiene el

Número de la Cédula Profesional del .

I.2.5 Dirección del Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.







II. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA INSTALACIÓN O PROYECTO:

II.1. Descripción del Proyecto "Construcción Gasoducto de 10” Ø X 6 Km, Localización pozo Madera 1 hacia el

margen izquierdo del injerto Río Blanco”, Activo Integral Veracruz.

II.1.1 Describir la instalación (ducto, válvulas, estaciones de regulación y medición, estaciones de compresión, etc.), indicar el alcance e instalaciones que lo conforman, origen, destino, número de líneas, diámetro, longitud, espesor, servicio, capacidad proyectada. Alcance e instalaciones, origen, destino, numero de líneas, diámetro, longitud y

espesor:

La producción de Gas natural del pozo Madera 1, y de su desarrollo (Madera 2, 4,

11 y 21), se concentrará en un patín recolector, posteriormente la producción pasará

a través de un separador ciclónico, y de ahí la producción saldrá a través de una

línea de 10”Ø que se interconectará a la trampa de envío de diablos para finalmente

ser transportada por medio del Gasoducto de 10” Ø x 6 Km hacia el margen

izquierdo injerto Río Blanco.

El presente proyecto consiste en la construcción de un gasoducto de 10” ∅ x 6

Km y 0.35” de espesor, el cual esta integrado por una línea de Acero al carbón

tipo API 5LX-52 en línea regular, y Acero al Carbón ASTM especificación PEMEX

T2D para línea aérea. El gasoducto contará con una trampa de envío de diablos

(tapón desplazador), con especificaciones para corrida con diablo instrumentado y

desfogues para su limpieza; juntas aislantes monoblock, válvulas de compuerta

paso completo ASA 600 RTJ, bridas de anclaje, así como todos los componentes

requeridos de acuerdo a lo indicado a la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001

(antes No. 07.3.13).



El gasoducto contará con una válvula de seguridad (calibrada a una presión de

ajuste de 20% arriba de la presión de operación) ubicada antes de la

interconexión con la trampa de envío de diablos. La trampa de diablos cuenta con

línea de desfogue hacia el quemador.

La salida de la trampa de diablos; después de la válvula de seccionamiento tendrá

tres conexiones de ½” cada una. La primera para recibir la dosificación del

inhibidor de corrosión; la segunda para el suministro de gas que va a la bomba

dosificadora de químicos y la tercera para el indicador de presión (cubeta y línea

de pateo).

El gasoducto tendrá como destino la interconexión con el gasoducto de 10” x 7.5 km

existente, donde posterior se colocara una ”TEE” con rejilla Irving de 10”x8x10”

donde se interconectará la producción esperada de los pozos Apertura a perforar.

El proyecto incluye además:

1. Válvulas de pateo que tendrán un arreglo que incluye una válvula macho de

8” Ø ANSI 600 RTJ.

2. La trampa de envío tendrá toma de indicador de presión (cubeta y línea de

pateo).

3. Tapa de la trampa accionada con sistema neumático, incluyendo tablero de

control, instrumentación y cobertizo.

4. Barda perimetral y alumbrado en área de trampas con accesos.

5. Sistema de inyección de reactivos inhibidores de corrosión.

6. Sistema de protección catódica de acuerdo a la normatividad vigente.

Servicio

El gasoducto transportará la producción de gas dulce seco de los pozos Madera

1, 2, 4, 11 y 21.



Capacidad proyectada:

La producción máxima estimada que fluirá a través del gasoducto, será de

100 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd).

Inversión

El costo total requerido para instalar el gasoducto será de $ 16,300,000 (Diez y

Seis millones trescientos mil Pesos 00/100 M.N.).

Descripción de la construcción del Gasoducto

La apertura del derecho vía es la única actividad realizada para la preparación del

sitio. El derecho de vía es una franja de terreno con un ancho dependiendo del

diámetro de la tubería a tender (NOM-007-SECRE-1999). En este caso, el ancho

del derecho de vía será de 13 m del km 0+000 al km 2+152.82 y del km 2+152.82

al km 6+000 será de 26 m, en este último tramo el DDV será construido de

acuerdo a la NOM-117-ECOL-1998, que establece las especificaciones de

protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los sistemas

para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado liquido y

gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en

zonas agrícolas, ganaderas y eriales . Las acciones derivadas de esta actividad

son:

Trazo y levantamiento topográfico (todas las fotos son ilustrativas ya que no

pertenecen al proyecto).

Desmonte y despalme

Se deberá seguir el siguiente procedimiento:

Centrar, nivelar y visar un punto de referencia con

el tránsito de un punto sobre tangente. Deflexionar

a 90º hacia la izquierda y derecha para determinar

las dos líneas laterales. Dejar balizado y estacado

sobre las dos líneas del límite del derecho de vía.

Los trabajos de desmonte y

despalme de la superficie por

donde pasará el gasoducto

serán realizados de forma

l i i



Cortes

La altura promedio de los cortes a realizar será de 40 cm en material tipo A, el

cual es poco o nada cementado, por lo que puede ser manejado eficientemente

sin ayuda de maquinaria.

El fondo de la zanja no deberá tener irregularidades ni objetos que generen

concentración de esfuerzos, ya que debe permitir un apoyo uniforme sin

forzamientos ni dobleces mecánicos de la tubería. El fondo de la zanja tendrá

una capa de por lo menos diez centímetros de espesor con material suelto, libre

de rocas o componentes de aristas agudas o cortantes.

Por la propia naturaleza del terreno no se realizarán actividades de estabilidad

de los taludes.

Excavación de zanja

Se llevan a cabo las excavaciones

para la tubería de conducción, estas se

realizan hasta 1.2 m de profundidad y un

ancho de 0.6 m más el Ø de la tubería.

Estos trabajos comprenden el trazo del

eje de la zanja, afloje del material, y



Extracción de raíces que invadan el interior de la zanja; retirando los pedazos

que salgan con el material excavado, de manera que al rellenar la zanja no se

introduzcan en ella.

Finalmente se realizará el afine de paredes y fondo de la zanja para evitar daños

a la protección anticorrosiva y a la tubería misma.

Tendido de la tubería

Doblado de la tubería

Colocar la tubería a lo largo del

derecho de vía y paralela a la

zanja, al lado contrario de donde

esté el material extraído de la

excavación cuidando que los tubos

no sufran daños mecánicos de

ningún tipo.

Debido a que la topografía del terreno

por donde pasará el ducto presenta en

ocasiones, pequeñas elevaciones, será

necesario realizar dobleces a la tubería

con la finalidad de lograr un adecuado

acople de la misma con el terreno, para

lo cual se utilizará una máquina



Alineado y soldado de la tubería

Inspección radiográfica de soldadura

Con el alineador debidamente

colocado y el equipo sosteniendo el

tubo perfectamente alineado, a una

altura mínima de 0.40 m sobre el

terreno, se aplica el primer cordón de

soldadura (Fondeo) y se remueve la

escoria del cordón de soldadura. El

equipo de alineado se pasa al otro

extremo del tubo y se coloca un

segundo cordón de soldadura, se

elimina la escoria nuevamente y se

aplica la soldadura de relleno.

Se llevará a cabo con la selección de

uno o varios especímenes dentro de

un lote de uniones soldadas de

acuerdo a criterios establecidos y se

procede a realizar la inspección,

calificando el procedimiento de

soldadura y al soldador inicialmente.



Protección mecánica anticorrosiva

Se utilizará la cinta Polyken 980-15, que es un polietileno rígido, para dar mayor

resistencia mecánica en las condiciones de operación de la tubería, para su

aplicación se deberá limpiar primero la superficie del tubo y aplicar una película

de 3 milésimas de pulgada de recubrimiento primario, posteriormente se realiza

un sobre traslape del 50% (enrollado) resultando un espesor final del Polyken,

de 30 milésimas de pulgada, la vuelta o punto final de la cinta debe aplicarse a

mano sin tensión. El espesor final del sistema Polyken exterior deberá ser de 63

milésimas de pulgada (3 milésimas de primario, 30 milésimas de cinta

anticorrosiva la cual tiene un espesor original de 15 milésimas de pulgada y con

un traslape del 50% de un terminado de 30 milésimas).

Parcheo.

Él parcheo es el recubrimiento de uniones bridadas de las tuberías. Se deberá

extraer los materiales de derrumbe o azolve del fondo de la zanja y aplicación de

una capa de tierra vega o similar para eliminar irregularidades que puedan dañar

el recubrimiento.

Bajado y tapado de tubería

Se deberá extraer los materiales de

derrumbe o azolve del fondo de la zanja y

aplicación de una capa de tierra vega o

similar para eliminar irregularidades que

puedan dañar el recubrimiento. El tapado de la zanja se efectúa utilizando

el material producto de la excavación mediante un tractor. El compactado se hará pasando la banda de un tractor

tres veces sobre la superficie a compactar



Protección catódica.

Se debe determinar y diseñar el tipo de protección catódica realizando un

levantamiento de resistividades del terreno, mediante la toma de potenciales del

gasoducto en el suelo (de tal forma que los potenciales: ducto – suelo, tengan

un valor mínimo acorde a la Norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 y la Norma

PEMEX No. 2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”).

La finalidad de la protección catódica es inhibir la corrosión de las instalaciones.

Estos trabajos consisten en la instalación de postes de registro (los cuales serán

enterrados a una profundidad de 0.60 m y a una distancia de 1.50 m al lado

derecho de la línea de descarga) de ánodos de magnesio (enterrados a una

profundidad de 0.80 m y a una distancia de 1.25 m a la parte del poste de

registro de acuerdo con el sentido del flujo). De tal forma que los potenciales:

ducto – suelo, tengan un valor mínimo acorde a la Norma PEMEX CID-NOR-N-

SI-0001 y la Norma PEMEX No. 2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”.

Prueba hidrostática a la tubería.

Las pruebas hidrostáticas realizadas a la tubería, se realizan con la finalidad de

detectar cualquier posible fuga y consiste en lo siguiente:

• En primer término, se realiza la limpieza interior de la tubería con un

embolo de limpieza Poli-Pik, para eliminar las incrustaciones, rebaba o

polvo.



• Posteriormente se llena la tubería con agua.

• Una vez llena la tubería, se coloca la bomba de alta presión hasta alcanzar

la presión de operación de la tubería, en este caso 1,440 psi, se mantiene

de 15 min a 1 hr y después se baja al 50 % de la presión de operación.

• Luego se vuelve a levantar la presión de prueba de la tubería para este

caso 1,500 psi, y se mantiene durante 24 hrs sin que sea necesario

bombear más agua.

• El contratista será responsable del agua desalojada de las pruebas

hidróstaticas.

Obras especiales

Para realizar el cruzamiento del gasoducto con la carretera Piedras Negras –

Ignacio de la Llave (km 1+738.52) y con el canal de riego de la CNA

(km 3+249.11), se utilizará la técnica denominada cruce direccional. Un Cruce

Direccional es la instalación de una tubería o cable, por debajo de algún

obstáculo por el método de Perforación Horizontal Direccionada, este método es

una variante de la perforación direccionada utilizada en pozos petroleros ya que

el principio de dirección y algunas herramientas siguen siendo básicamente las

mismas, sin embargo los equipos de perforación para cruces direccionales

difieren, ya que están especialmente diseñados para hacer estas perforaciones

en sentido horizontal y a poca profundidad.



En este tipo de obras el gasoducto se colocará dentro de los tubos de protección

(camisas), a una profundidad de cuando menos 10 m más el diámetro del

gasoducto, el tubo y la camisa son concéntricos y se conservan en esa posición

por medio de aisladores y centradores. El espacio anular entre la tubería y el

tubo protector va sellado en los dos extremos del tubo. La camisa es diseñada

para soportar cargas externas de acuerdo a su ubicación.

Los preparativos necesarios para llevar a cabo esta técnica son:

• Área de Perforación • Angulo de Salida • Área de Lingada • Profundidad • Mecánica de Suelos • Longitud • Angulo de Entrada

Los equipos necesarios se listan a continuación: Área de perforación Manejo de Lingada

Perforadora Presa de sedimentación Cabina de Control Salida Tubería de Perforación Roles de Tubería Bomba de Agua Lingada de Tubería Mezcladora Excavadora Separadora Estiba de Tubería Bomba de Lodos Bodega de Herramienta (opcional) Bentonita Almacén Herramientas Entrada y Pozo de Lodos Presa Reciclaje Excavadora Grúa

Figura II.2.2.9. distribución del equipo necesario para realizar el cruce direccional



Figura II.2.2.10 Esquema de un cruce direccional

Área de Perforación Manejo de Lingada

Técnica del proceso de cruce direccional:

a) Agujero piloto:

Inicia perforación del agujero piloto desde el área de Perforación con el

ensamble de punta: barrena, sensor y el motor de perforación, y un recodo

para control de dirección.

Perforación agujero piloto añadiendo tramo a tramo tubería.

Ing. de perforación toma lecturas provenientes del sensor de punta.

Cálculo de la trayectoria con computadora.

Correcciones necesarias y registra la posición de la barrena para lograr el

curso deseado de avance.

Figura II.2.2.11 Agujero piloto para el cruce direccional

10 m



b) Rimado o ensanchamiento:

Al salir la barrena al otro extremo programado, se introduce un cortador al

tamaño deseado.

Se procede al jalado y rotado.

Se va incrementando en 12”, 16”, 24”, 36”, 48”, y 60” de Ø, hasta lograr un

agujero mayor al diámetro de la tubería a instalar

Terminada la ampliación del agujero se introduce un “SWAB” con puntas

redondeadas de diámetro mayor a la tubería a instalar.

El lodo de perforación es inyectado en todo momento.

Figura II.2.2.12 Rimado o ensanchamiento

c) Jalado

Terminado el rimado, se inicia la introducción de la lingada.

Para ello, se suelda un tapón de jalado al extremo de la tubería que se

introduce primero.

Este tapón es posteriormente conectado por medio de un perno a una

unión giratoria y esta a un cortador de diámetro mayor a la tubería a

instalar, esto permite la inyección de lodo bentonítico durante el jalado.



Figura II.2.2.13 Jalado

Medidas de seguridad en cruces con caminos de terracería El Gasoducto se colocará dentro de los tubos de protección (camisas), a una

profundidad de cuando menos 1.50 m más el diámetro del gasoducto, el tubo y la

camisa son concéntricos y se conservan en esa posición por medio de aisladores

y centradores. El espacio anular entre la tubería y el tubo protector va sellado en

los dos extremos del tubo. La camisa es diseñada para soportar cargas externas

de acuerdo a su ubicación.

La camisa lleva orificios en los que se colocan ventilas hacia el exterior. El

constructor es responsable de que el tubo de la camisa quede eléctricamente

aislado de la tubería de conducción. (Ref. ASME B31.8, Capítulo IV, párrafo

841.144 y ASME B31.4, Capítulo V, párrafo 434.13.4.).



II.1.2 ¿El ducto se encuentra en operación?. En caso afirmativo, proporcionar la fecha de inicio de operaciones. El gasoducto de 10” x 6 km de longitud aproximada se encuentra en etapa de

diseño, por lo que este apartado no aplica.

II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. Esta obra se encuentra diseñada de manera específica para cumplir con el

objetivo de transportar un flujo máximo de 100 mmpcd de gas dulce seco. Por lo

que para este proyecto no se tienen planes de crecimiento a futuro.

II.1.4 Vida útil del ducto y sus instalaciones. Se estima que el periodo de vida útil del gasoducto será de 25 años como

mínimo, realizándose los programas de mantenimiento predictivo y preventivo.

II.1.5 Criterios de ubicación. Indicar los criterios que definieron la ubicación y la trayectoria del ducto. ¿Se evaluaron sitios alternativos para determinar el trazo del ducto?, ¿Cuáles fueron?. Con la perforación del pozo Mirador 1 en 1956, se inició la producción de

hidrocarburos en la Cuenca Terciaria de Veracruz, mediante las diferentes etapas

de exploración y perforación en el área, se ha determinado una columna de

8,000 m. de espesor constituida por rocas terrígenas que varían en edad del

Paleoceno al Plioceno. Se han descubierto 4 campos productores de gas y

condensado en estratos areno-conglomeráticos del Mioceno Superior y Plioceno

Inferior; a raíz de los últimos Estudios de Sismología 2D realizados en el área, se ha

determinado la presencia de trampas combinadas (estructurales-estratigráficas),

susceptibles de almacenar grandes volúmenes de hidrocarburos ligeros (gas), la

estructura donde se propone la perforación de la localización Madera 1, presenta

características similares a la de los campos Cocuite, Novillero, Veinte y Mirador.



En el presente mes se terminó la perforación del pozo Madera 1 resultando

productor de gas seco dulce. Con el objetivo de integrar a mediano plazo la

producción de dicho pozo se requiere la construcción de un Gasoducto para

transportar el gas hasta el centro de proceso. Para la construcción del gasoducto de

10” x 6 km de longitud se tomaron en consideración tres criterios fundamentales

para decidir su trazo, estas fueron:

• Minimización de riesgos.- Evitar el tendido del gasoducto por áreas de alta

vulnerabilidad permite minimizar riesgos a priori.

• Económico.- Procurando ajustarse a un tendido recto, permite reducir los

costos de terreno y de materiales.

• Aprovechar 3.847 km del Derecho de Vía (DDV) ya existente de los gasoductos

de 10” y 6”Ø x 10 km que va del Injerto Río Blanco hacia el Injerto Piedras

Negras.

II.2 Ubicación del ducto II.2.1 Descripción detallada de la ubicación del trazo del ducto, incluyendo

accesos marítimos y terrestres. Ubicación del trazo del ducto

El gasoducto de 10” ∅ x 6 km tiene su origen en la localización del pozos Madera

1, el cual se ubica aproximadamente a 1.7 km al Sureste de la localidad “Mata de

Caña”, municipio de Tlalixcoyan, Veracruz, y su destino el Injerto Río Blanco

(punto final) se localiza en la localidad de Paso de la Boca, perteneciente al

municipio de Tlalixcoyan, Veracruz al Margen Izquierdo del Río Blanco.

Descripción de accesos (marítimos, terrestres y/o aéreos)

El acceso al origen del gasoducto (pozo Madera 1) es por vía terrestre, partiendo de

la ciudad de Veracruz, Ver, a través de la Carretera Federal No. 180 Paso del Toro

– Alvarado, se toma la desviación a Tlalixcoyan, pasando este poblado se continua

hasta llegar a la carretera Piedras Negras - Ignacio de la Llave, avanzando

aproximadamente 500 m con rumbo a la localidad de Piedras Negras, se llega a la



comunidad de “Mata de Caña”; se toma un camino de terracería con rumbo Oeste y

al avanzar a 2.4 km se llega al predio donde tendrá su origen el gasoducto de 10”Ø

x 6 km de longitud.

Para el acceso al Injerto Río Blanco se toma el mismo trayecto hasta llegar a la

carretera Piedras Negras - Ignacio de la Llave, de ahí se continua con dirección a

Ignacio de la Llave y a aproximadamente 3.5 km recorridos se toma a la derecha y

se avanzan 690 m hasta llegar al Injerto Río Blanco.

II.2.2 Incluir un plano topográfico actualizado, a escala mínima de 1:50,000 en el que se detalle el trazo del ducto. En el ANEXO “B”, se muestra el trazo del gasoducto en referencia microregional y

los predios colindantes, tomando como referencia la carta Joachin E14B59 (INEGI,

1984).

II.2.3 Puntos de inflexión, y la distancia de ellos con respecto al punto de inicio del ducto, coordenadas de los puntos de inflexión. Dentro del trayecto del gasoducto se realizarán los siguientes puntos de inflexión:

Tabla II.2.3 Puntos de Inflexión Coordenadas UTM Vértice Distancia al

origen (m) Y X 1 (Pozo) Origen 2,074,577.909 800,002.340

2 6.316 2,074,576.870 800,008.570 3 26.859 2,074,570.908 800,028.229 4 64.027 2,074,560.359 800,063.869 5 134.847 2,074,540.132 800,131.739 6 223.448 2,074,514.602 800,216.583 7 275.390 2,074,513.745 800,268.517 8 358.078 2,074,512.129 800,351.190 9 403.198 2,074,510.957 800,396.294

10 452.886 2,074,509.841 800,445.970 11 510.749 2,074,508.564 800,503.819 12 575.802 2,074,507.166 800,568.857 13 608.753 2,074,506.066 800,621.796 14 660.831 2,074,504.854 800,673.860 15 712.073 2,074,504.279 800,725.099 16 716.071 2,074,505.440 800,728.925

Tabla II.2.3 Puntos de Inflexión Coordenadas UTM Vértice Distancia al

origen (m) Y X 17 722.913 2,074,507.449 800,735.465 18 725.299 2,074,508.133 800,737.751



19 782.014 2,074,524.719 800,791.987 20 853.376 2,074,549.137 800,859.041 21 920.204 2,074,572.365 800,921.702 22 1,041.369 2,074,622.362 801,032.071 23 1,129.435 2,074,664.735 801,109.273 24 1,228.313 2,074,728.967 801,184.447 25 1,295.673 2,074,772.835 801,235.564 26 1,400.108 2,074,840.861 801,314.805 27 1,444.064 2,074,869.349 801,348.280 28 1,538.842 2,074,931.325 801,419.987 29 1,606.851 2,074,975.992 801,471.271 30 1,665.097 2,075,014.209 801,515.226 31 1,703.502 2,075,041.541 801,542.206 32 1,708.922 2,075,045.795 801,545.656 33 1,713.515 2,075,049.268 801,548.570 34 1,716.945 2,075,051.945 801,550.714 35 1,723.513 2,075,056.983 801,554.928 36 1,727.206 2,075,059.818 801,557.295 37 1,730.911 2,075,062.773 801,559.529 38 1,800.198 2,075,117.020 801,602.634 39 1,850.905 2,075,156.755 801,634.135 40 1,905.864 2,075,199.398 801,668.805 41 1,981.217 2,075,258.758 801,715.222 42 2,060.953 2,075,289.219 801,754.538 43 2,104.851 2,075,294.505 801,798.116 44 2,152.820 2,075,285.175 801,845.169 45 2,192.166 2,075,257.821 801,873.450 46 2,284.879 2,075,193.519 801,940.241 47 2,339.555 2,075,159.352 801,982.926 48 2,393.724 2,075,124.211 802,024.150 49 2,456.521 2,075,083.436 802,071.908 50 2,511.892 2,075,047.614 802,114.130 51 2,548.325 2,075,024.003 802,141.877 52 2,589.019 2,074,997.687 802,172.916 53 2,648.404 2,074,959.465 802,218.366 54 2,746.221 2,074,896.680 802,293.374 55 2,814.914 2,074,852.345 802,345.843 56 2,886.374 2,074,806.421 802,400.594 57 2,941.411 2,074,771.013 802,442.729 58 3,031.904 2,074,712.862 802,512.065 59 3,110.047 2,074,662.586 802,571.886 60 3,187.250 2,074,613.284 802,631.297 61 3,238.002 2,074,580.306 802,669.875 62 3,244.108 2,074,576.487 802,674.639 63 3,249.303 2,074,572.791 802,678.290 64 3,253.840 2,074,569.853 802,681.748 65 3,262.565 2,074,564.473 802,688.617 66 3,268.670 2,074,560.407 802,693.171 67 3,275.960 2,074,555.935 802,698.928 68 3,283.232 2,074,551.624 802,704.783 69 3,340.757 2,074,517.228 802,750.893 70 3,394.329 2,074,484.555 802,793.347 71 3,427.020 2,074,464.589 802,819.233 72 3,486.270 2,074,428.462 802,866.195

Tabla II.2.3 Puntos de Inflexión

Coordenadas UTM Vértice Distancia al origen (m) Y X

73 3,515.401 2,074,410.699 802,889.284 74 3,551.788 2,074,395.314 802,922.258 75 3,615.416 2,074,368.134 802,979.789 76 3,668.551 2,074,345.374 803,027.803 77 3,709.329 2,074,327.950 803,064.671



78 3,770.108 2,074,301.991 803,119.628 79 3,848.499 2,074,268.514 803,190.511 80 3,918.997 2,074,238.315 803,254.213 81 3,971.943 2,074,215.683 803,302.078 82 4,011.149 2,074,198.981 803,337.548 83 4,062.584 2,074,176.995 803,384.047 84 4,130.530 2,074,147.926 803,445.461 85 4,188.758 2,074,123.042 803,498.105 86 4,247.820 2,074,097.781 803,551.492 87 4,322.166 2,074,066.083 803,618.743 88 4,373.026 2,074,044.416 803,664.757 89 4,411.177 2,074,028.147 803,699.265 90 4,471.014 2,074,002.397 803,753.279 91 4,507.400 2,073,986.412 803,785.965 92 4,570.200 2,073,959.179 803,842.553 93 4,600.137 2,073,946.653 803,869.743 94 4,628.174 2,073,934.814 803,895.159 95 4,655.579 2,073,923.238 803,919.998 96 4,721.500 2,073,895.365 803,979.737 97 4,785.002 2,073,868.557 804,037.303 98 4,825.021 2,073,851.679 804,073.589 99 4,924.118 2,073,809.877 804,163.437

100 4,990.172 2,073,782.054 804,223.345 101 5,156.397 2,073,714.363 804,375.163 102 5,276.342 2,073,662.724 804,483.423 103 5,354.242 2,073,628.846 804,553.571 104 5,415.555 2,073,602.179 804,608.781 105 5,487.646 2,073,570.925 804,673.745 106 5,569.139 2,073,535.624 804,747.196 107 5,642.442 2,073,503.822 804,813.240 108 5,702.548 2,073,477.711 804,867.379 109 5,785.854 2,073,441.588 804,942.445 110 5,847.278 2,073,415.034 804,997.833 111 5,900.266 2,073,392.000 805,045.553 112 6,000.000 2,073,384.972 805,082.615

II.2.4 Ubicación de las zonas vulnerables ó puntos de interés (cruzamientos con

cuerpos de agua, carreteras, ductos, líneas de transmisión de energía eléctrica, vías de ferrocarril, asentamientos humanos, hospitales, escuelas, parques, mercados, centros religiosos, áreas naturales protegidas y zonas de reserva ecológica) a una distancia de 500 m, señalando claramente tanto en planos como en una tabla los distanciamientos a las mismas; así como la densidad demográfica de las zonas cercanas al trazo del proyecto. Dentro del trayecto del gasoducto se realizarán los siguientes cruzamientos:

Tabla II.2.4-1 Cruces del Gasoducto



Cruces Progresiva Con camino 0+739.49 Con carretera pavimentada Piedras Negras – Ignacio de la Llave 1+738.52 Con callejón 2+044.23 Con callejón 2+565.37 Con canal de riego 3+249.11

En el plano de localización y en el diagrama de trazo y perfil del ANEXO “B” se

muestran los cruzamientos referidos en la tabla anterior.

Tabla II.2.4-2 Colindancias del origen y destino del Gasoducto (distancia máxima 500)

Colindancias Dirección Distancia (m) Asentamientos

humanos Cuerpos de agua Áreas Naturales Protegidas y/o Zonas de Reserva Ecológica Otros

Localización del Pozo Madera 1 Norte 263.98 - Manantial “El Cardón” No existen -

Noroeste 438.91 - Manantial “El Cardón” No existen - Noreste 416.27 Manantial “El Cardón” No existen -

Sur 166.53, 338.60 - Canal de riego No existen - Suroeste 450, 165, 330 Caseríos aislados Canal de riego, Manantial “Piedras Negras” No existen - Sureste 410.69 - Manantial “El Cardón” No existen -

Este - - - No existen - Oeste - - - No existen -

Injerto Río Blanco Norte 101.34 - Canal de riego No existen - Noroeste 290.42 - Canal de riego No existen - Noreste 139.75 - Canal de riego No existen - Sur 435.24 - Río Blanco No existen - Suroeste 493.94 Caseríos aislados - No existen - Sureste 370.66 - Río Blanco No existen - Este 210.02 - Río Blanco No existen - Oeste - - - No existen -

Fuente: Carta topográfica Joachín E14A59 (INEGI, 1984), Esc. 1:50,000. Para las áreas rurales no se cuenta con planos Escala 1:5,000

En la tabla II.2.4-3, se listan las colindancias y datos relevantes del trazo del

gasoducto. Tabla II.2.4-3 Colindancias del Gasoducto (distancia máxima 500)

Km de la LDD Distancia (m) Zonas Vulnerables

Densidad Demográfica

Áreas Naturales Protegidas y Zonas de Reserva Ecológica Otros

478 Caseríos aislados 2 casa - - 0+000 al 0+500 176 Canal de riego - - -

Tabla II.2.4-3 Colindancias del Gasoducto (distancia máxima 500)



Km de la LDD Distancia (m) Zonas Vulnerables

Densidad Demográfica

Áreas Naturales Protegidas y Zonas de Reserva Ecológica Otros

170 Caseríos aislados 1 casa - - 490 Caseríos aislados 1 casa - - 500 Río Blanco - - - 0+501 al 1+000

200 Canal de riego - - - 50 Caseríos aislados 3 casas - -

300 Caseríos aislados 1 casa - - 405 Caseríos aislados 1 casa - - 453 Caseríos aislados 1 casa - - 455 Caseríos aislados 1 casa - - 450 Caseríos aislados 3 casas - -

1+001 al 1+500

296 Canal de riego - - - 130 Caseríos aislados 1 casa - - 200 Caseríos aislados 4 casas - - 240 Caseríos aislados 1 casa - - 365 Caseríos aislados 1 casa - - 400 Caseríos aislados 5 casa - -

1+501 al 2+000

100 Canal de riego - - - 68 Caseríos aislados 2 casas - -

135 Caseríos aislados 2 casas - - 300 Caseríos aislados 3 casas - - 2+001 al 2+500

500 Carretera pavimentada

- - -

190 Caseríos aislados 1 casa - - 400 Caseríos aislados 6 casas - - 2+501 al 3+000 500 Carretera

pavimentada - - -

400 Caseríos aislados 4 casas - - 137 Canal de riego - - - 3+001 al 3+500 139 Terracería y

canal de riego - - -

3+501 al 4+000 - - - - 400 Caseríos aislados 1 casa - -

4+001 al 4+500 330 Terracería y canal de riego

- - -

4+501 al 5+000 370 Terracería y canal de riego

- - -

5+501 al 6+000 400 Caseríos aislados 1 casa - - Otros: Hospitales, parques, mercados, centros religiosos, Fuente: Carta topográfica Joachín E14A59 (INEGI, 2001), Esc. 1:50,000. Para las áreas rurales no se cuenta con planos Escala 1:5,000

II.2.5 Coordenadas. En la Tabla II.2.5-1, se presentan las coordenadas de localización del proyecto

(origen y destino). Tabla II.2.5-1 Coordenadas del Gasoducto

Coordenadas UTM Coordenadas Geográficas Vértice Y X Latitud N Longitud W Origen Localización Pozo Madera 2,074,577.909 800,002.340 18º 44’ 34.56” 96º 09’ 18.69” Destino Margen Izquierdo del Injerto Río Blanco 2,073,384.972 805,082.615 18º 43’¡ 53.14” 96º 06’ 26.07”



II.2.6 Adjuntar planos de trazo y perfil del ducto, donde se incluya información sobre especificaciones, puntos de inflexión, profundidad del ducto, condiciones de operación, cruzamientos, usos del suelo, clase o localización del sitio y señalamientos. Especificaciones:

La tubería en su totalidad será de acero de acuerdo a las normas contenidas en el

código ANSI/ASME b.31.8. El gasoducto de 10” ∅ será de tipo API 5LX-52

servicio para gas seco dulce por 6 km de longitud aproximada y 0.35” de espesor.

Todos los accesorios deberán apegarse a los establecido en las normas de

código ANSI/ASME b.31.8. última edición para sistemas de tuberías, para

transporte y distribución de hidrocarburos y los códigos API para medición de

hidrocarburos.

Todas las válvulas de compuerta serán de paso completo para clase ANSI 600

RTJ, bridas de anclaje, así como todos los componentes requeridos de acuerdo a

lo indicado por la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001(antes No. 07.3.13).

Puntos de Inflexión Ver apartado II.2.3 Puntos de inflexión, y la distancia de ellos con respecto al

punto de inicio del ducto.

Profundidad:

De acuerdo a lo indicado a la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 (antes No.

07.3.13) las profundidades que tendrá el gasoducto de 10” de Ø serán las

siguientes:

Tabla II.2.6-1 Profundidades

Profundidades Profundidad m Derecho de vía donde existan Construcciones será Clase 2 1.454 Cruces con caminos y Corrientes intermitentes (Zanjas) 1.754



Cruce con la carretera Piedras Negras – Ignacio de la Llave 10.254

Condiciones de operación:

Las condiciones operativas serán las siguientes:

Tabla II.2.6-2 Condiciones de operación del Gasoducto

Condiciones Flujo mmpcd Presión de diseño Presión de operación Temperatura (°C) MAXIMA 100 1,000 psi (70.30 kg/cm2) 32 NORMAL 50 910 psi (64.54 kg/cm2) 30 MINIMA 30

1,500 psi (105.46 kg/cm2) 900 psi (63.27 kg/cm2) 28

mmpcd: millones de pies cúbicos por día

Cruzamientos:

Ver apartado II.2.4 Cruzamientos con carreteras, ductos, caminos, entre otros;

señalando kilometraje de ubicación.

Usos del suelo: De acuerdo con el conjunto de datos vectoriales de la carta de Uso de Suelo y

Vegetación, esc. 1:250,000, serie II, E1406U2A, E1406U2C, E1406U2E,

E1406U2V, E1406U2N (INEGI, 2001), cartas Uso del Suelo y Vegetación Orizaba

E14-6 (INEGI, 1984) y analizando la imagen Landsat P024R4720000906,

combinaciones RGB321, RGB432, RGB453 y RGB742, se determinó el uso de

suelo y vegetación en el área a ocupar por el derecho de vía del trazo del

gasoducto de 10”.

Clase o localización del sitio:

De acuerdo a la siguiente clasificación, el gasoducto de 10” ∅ x 6 km se incluye

dentro de una Localización de Clase 1, pero como medida de seguridad se diseña

para localización Clase 2.

Localización clase 1. Es la que tiene 10 o menos construcciones para ocupación humana en un área



unitaria (400 m X 1,600 m); o en los casos en donde la tubería se localice en

terrenos despoblados, desiertos, de pastoreo, granjas.

Localización clase 2. Es la que tiene más de 10 pero menos de 46 construcciones para ocupación

humana en un área unitaria de terreno (400 m X 1,600 m). Comprende áreas en

la periferia de las ciudades, áreas industriales, ranchos.

Localización clase 3. Es aquella área en donde se cumpla una o más de las siguientes condiciones:

Cuando en un área unitaria existan 46 o más construcciones destinadas a

ocupación humana o habitacional

Cuando exista una o más construcciones a menos de 100 m del eje del ducto

y se encuentra ocupada normalmente por 20 o más personas.

Cuando exista un área al aire libre bien definida a menos de 100 m del eje del

ducto y ésta sea ocupada por 20 o más personas durante su uso normal,

como sería un campo deportivo, un parque de juegos, un teatro al aire libre u

otro lugar público de reunión.

Cuando el ducto pase a 100 m o menos de áreas destinadas a

fraccionamientos o casas comerciales, aun cuando en el momento de

construirse el ducto solamente existan edificaciones en la décima parte de los

lotes adyacentes al trazo.

Cuando el ducto se localice en sitios donde a 100 m o menos haya un tránsito

intenso u otras instalaciones subterráneas; considerándose como tránsito

intenso un camino o carretera pavimentada con un flujo de 200 ó más

vehículos en una hora pico de aforo.

Localización clase 4. Es aquella área unitaria (400 m X 1,600 m) donde prevalecen edificios de 4 o más

niveles donde el tráfico sea pesado, o denso, considerando como tráfico intenso



un camino o carretera pavimentada con un flujo de 200 o más vehículos en una

hora pico de aforo; o bien, existan numerosas instalaciones subterráneas.

Señalamientos:

En todo sistema de transporte de fluidos por tubería, son instaladas las señales

necesarias para su localización e identificación, así como para delimitar la franja

de terreno donde este sistema se aloja, con el fin de reducir la posibilidad de

daños al mismo.

Los señalamientos se clasifican en tres tipos: informativo, restrictivo y preventivo

(Ref. CID-NOR-N-SI-0001, Capítulo 8, párrafos 8.1 y 8.2), además se apegan a

los lineamientos marcados por la NOM-027-STPS Capítulos 1 al 13. La

aplicación de los lineamientos de PEMEX para tales actividades y los

señalamientos de derecho de vía, hacen poco probable que este tipo de

incidentes se presente.

Señalamiento Tipo Informativo.

Las señales de tipo informativo tienen por objeto informar la localización de los

ductos y caminos de acceso a campos, plantas e instalaciones de PEMEX para

fines de identificación e inspección.

Las señales informativas destinadas a señalar la posición de los ductos son del

tipo "I" (Figura II.2.6.1) para líneas a campo traviesa y tipo "Il" (Figura II.2.6.2)

para líneas en zona urbana. El señalamiento informativo tipo "lll" (Figura II.2.6.3)

sirve para identificar los caminos de acceso a campos, plantas e instalaciones. Figura II.2.6.1 Señal informativa tipo “I” Figura II.2.6.2 Señal informativa tipo “II”



Figura II.2.6.3 Señal informativa tipo “III”

Señalamiento Tipo Restrictivo

Los señalamientos de tipo restrictivo indican la restricción de actividades que

pongan en riesgo la seguridad de las personas y las instalaciones de PEMEX, así

como de las instalaciones y poblaciones aledañas a las mismas.

Las señales restrictivas son de los tipos "IV" (Figura II.2.6.4), "V" (Figura II.2.6.5) y

"IV" (Figura II.2.6.6)

Figura II.2.6.4 Señal informativa tipo “IV”

Figura II.2.6.5 Señal informativa tipo “V” Figura II.2.6.6 Señal informativa tipo “VI”



Señalamiento Tipo Preventivo

Los señalamientos de tipo preventivo tienen la función de prevenir al público

acerca de las condiciones de riesgo en la ejecución de trabajos de construcción y

de mantenimiento, advirtiendo los daños que éstos pueden ocasionar.

Las señales preventivas son de los tipos "Vll" (Figura II.2.6.7) y "Vlll" (Figura

II.2.6.8).

Figura II.2.6.7 Señal informativa tipo “VII” Figura II.2.6.8 Señal informativa tipo “VIII”

En el diagrama de trazo y perfil del Anexo “B” se muestran los datos más

relevantes del trazo del Gasoducto de 10”Ø x 6 km de longitud.

Trampas de diablos de envío y recibo tipo modular. Para maximizar la seguridad en la operación del oleoducto, se contará con

trampas de envío – recibo de diablos para su limpieza. La trampas incluyen

tomas para indicadores de presión, indicador para paso de diablo, by-pass con

válvulas de compuerta paso completo clase ANSI 600 RTJ y línea de desfogue.

Su objetivo es envío y recepción de diablos. En su recorrido, los diablos de

limpieza eliminan exceso de líquidos y partículas sólidas almacenadas en las

paredes del ducto, los instrumentados registran el estado del ducto. Los diablos



se introducen al oleoducto a través de las trampas de diablos de envío y se retiran

en las trampas de diablos de recibo. Las trampas de diablos deben diseñarse

conforme a lo indicado en la Norma de PEMEX No. CID-NOR-N-SI-0001, y sus

componentes deben ensamblarse y probarse a los mismos límites de presión que

la línea principal.

Los diablos son dispositivos con libertad de movimiento que son insertados en el

ducto, para realizar funciones operacionales, de limpieza e inspección. Los

diferentes tipos de diablos utilizados son:

Diablos de limpieza.

La función de la corrida de limpieza es mejorar y mantener limpia la

superficie interna de los tubos, removiendo y eliminando los contaminantes y

depósitos.

Hay una gran variedad de este tipo de “diablos” en el mercado con diferentes

capacidades de limpieza, los hay de navajas, copas y cepillos, superficie

abrasiva, semi - rígido, esferas, espuma de poliuretano, etc.

La selección del diablo más adecuado toma en cuenta los siguientes factores:

La capacidad del “diablo” para remover los contaminantes.

Costo.

La posibilidad de que pase los segmentos del ducto y accesorios que

pudiesen tener reducciones.

Compatibilidad con el fluido.

Existencia de recubrimiento interior.

Diablos instrumentados.

Son un recurso de reciente desarrollo empleado en inspección a ductos. Los

principios de operación son por ultrasonido y por modificación del campo

magnético, cada uno tiene sus ventajas y limitaciones. Los equipos cuya



operación son a base de ultrasonido proporcionan información muy precisa,

pero tienen la limitante de operar exclusivamente en un medio líquido y

requieren que la superficie interna del ducto esté limpia.

Los equipos cuya operación es a base de cambio en el flujo magnético

presentan diferencias en la calidad de la información. Los de primera

generación son más robustos y se recomiendan para ductos localizados en

áreas aisladas, desérticas o agrícolas, en los que una falla del ducto no

causa daños a personas o instalaciones y el acceso al ducto es fácil. Estos

equipos no proporcionan el dimensionamiento del daño. Los de segunda

generación o alta resolución dimensionan los daños y discriminan la

corrosión exterior o interior, se recomiendan para inspeccionar ductos de

difícil acceso, o bien, que al fallar pudieran causar daños graves en áreas

urbanas y al entorno ecológico. El registro obtenido de los diablos

instrumentados nos proporciona información que permite realizar actividades

de mantenimiento preventivo con la oportunidad debida.

Existen diablos instrumentados “Geómetras” empleados para detectar

deformaciones, defectos de construcción, obstrucciones en el ducto y

cambios de espesor. Antes de enviar el diablo instrumentado por el ducto,

se enviará el Diablo Simulador “Dummy” cuyo propósito es de verificar que el

diablo instrumentado pasará a lo largo de todo el ducto. Figura II.2.6.9 Dimensiones principales de las trampas de diablos de envío y recibo

V W

B A

D

LK

Q

Envío Recibo



Figura II.2.6.10 Trampas de diablos de envío y recibo

Figura V.2.1-8. Trampas de diablos de envío y recibo

Trampa Ø nominal de la tubería Dimensiones principales

A B D V Envió 10” 1.50 4.30 0.51 5.80 K L Q W Recibo 10” 3.96 4.30 2.10 4.98



III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.

III.1 Descripción del (los) Sitio(s) o Área(s) Seleccionada(s). Esta sección puede ser omitida en caso de que el Estudio de Riesgo Ambiental este

ligado a una Manifestación de Impacto Ambiental, tal es el caso del presente Estudio

de Riesgo Ambiental.

Flora Fauna

Suelo Hidrología Densidad Demográfica del Sitio

III.2 Características Climáticas

Clima.

El clima que se presenta en la zona de estudio corresponde a un Aw1, cálido subhúmedo, con lluvias de verano del 5 al 10.2% de la anual.

Temperaturas promedio mensual, anual y extremas.

El registro de las variables climáticas para el área de interés, se efectuó sobre la base de lo reportado por la estación climatológica Tlalixcoyan, a partir del registro histórico de esta estación se identificó el siguiente comportamiento.

Cuadro III.2-1 Temperaturas mensuales

Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio

anual

° C

21.3 23.9 25.7 27.9 29.1 28.8 27.2 27.7 26.8 25.8 24.3 22.3 25.8

Fuente: Comisión Nacional del Agua, 2001



Como se observa en el cuadro anterior, la temperatura promedio mínima

registrada es de 21.3 °C durante el mes de Enero, mientras que la máxima

fue de 29.1 °C durante Mayo. Debido a las características tropicales que

presenta el área de interés, las mayores temperaturas se registran durante los meses de Mayo y Junio, mientras que en el inicio del periodo de lluvias de Julio se nota una ligera disminución, mientras que en Diciembre, Enero y Febrero se registran las más bajas temperaturas. Precipitación promedio mensual, anual y extremas (mm).

Los datos de precipitación pluvial (pp) se muestran en la siguiente tabla:

Cuadro III.2-2 Precipitación total mensual (mm)

Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio

anual

pp

15.0 11.0 12.0 11.5 39.0 295.2 280.3 252.7 260.5 80.0 98.0 17.0 114.3

Fuente: Comisión Nacional del Agua, 2001.

La precipitación pluvial mínima registrada fue de 11.0 mm durante el mes de Febrero y la precipitación pluvial máxima de 295.2 mm durante el mes de Junio. De acuerdo a los datos históricos, el régimen de precipitación pluvial anual en el intervalo de registro fue de 1,372.2 mm. Dirección y velocidad del Viento.



Debido a que no existen datos meteorológicos del municipio en donde se localiza el campo en estudio (Tlalixcoyan, Ver.), se tomarán como referencia las características climáticas de la Ciudad de Veracruz, por ser la ciudad más cercana que cuenta con registros meteorológicos.

El gasoducto se construirá aproximadamente a 50 km de la Ciudad de Veracruz. Los datos climáticos fueron aportados por el Centro de Previsión del Golfo de

México, perteneciente a la Comisión Nacional del Agua.

Analizando el comportamiento de los vientos dominantes mensuales en el puerto de Veracruz para la década de 1992 al 2001, se observó que provienen del Norte (N) y Nornoroeste (NNW) en un 25.83% y 33.33% respectivamente. En la tabla III.2 –3 se muestran las direcciones y las frecuencias de la velocidad

del viento dominante, observada a intervalos mensuales correspondientes a la

Ciudad de Veracruz para el periodo de referencia.

La tabla III.2-3 Frecuencia de la velocidad del viento dominante para el periodo 1992-2001

Velocidad m/s Dirección

0 0.3-1.6 1.7-3.2 3.3-5.4 5.5-7.9 8-10.7 10.8-13.7 Total %

N 0 1 0 19 9 2 0 31 25.83 NNE 0 0 2 8 1 0 0 11 9.16 NE 0 0 11 5 0 0 0 16 13.33

ENE 0 0 0 3 0 0 0 3 2.5 E 0 0 3 10 4 0 0 17 14.17

NW 0 0 0 1 0 1 0 2 1.7 NNW 0 0 1 2 25 11 1 40 33.33 Total 0 1 17 48 39 14 1 120 100

III.3. Intemperismos Severos ( Si ) Terremotos (sismicidad)?



La República Mexicana se encuentra dividida en cuatro zonas sísmicas. Esto se realizó con fines de diseño antisísmico. Para realizar esta división (Figura III.3) se utilizaron los catálogos de sismos de la República Mexicana desde inicios de siglo, grandes sismos que aparecen en los registros históricos y los registros de aceleración del suelo de algunos de los grandes temblores ocurridos en este siglo. Estas zonas son un reflejo de que tan frecuentes son los sismos en las diversas regiones y la máxima aceleración del suelo a esperar durante un siglo. La zona A es una zona donde no se tienen registros históricos de sismos, no se han reportado sismos en los últimos 80 años y no se esperan aceleraciones del suelo mayores a un 10% de la aceleración de la gravedad a causa de temblores. La zona D es una zona donde se han reportado grandes sismos históricos, donde la ocurrencia de sismos es muy frecuente y las aceleraciones del suelo pueden sobrepasar el 70% de la aceleración de la gravedad. Las otras dos zonas (B y C) son zonas intermedias, donde se registran sismos no tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que no sobrepasan el 70% de la aceleración del suelo. El mapa que aparece en la Figura III.3 se tomó del Manual de diseño de Obras Civiles (Diseño por Sismo) de la Comisión Federal de Electricidad.

A continuación se muestra el mapa de sismicidad para la República Mexicana:

Figura III.3 División Sísmica en la República Mexicana.



( No ) Corrimientos de tierra?

De acuerdo a la topografía y orografía de la zona donde se ubicará el gasoducto,

la probabilidad de que ocurra algún movimiento o corrimiento de tierra es muy

baja ya que es una región ubicada dentro de la zona sísmica “B”.

( No ) Derrumbamientos o hundimientos?

Derrumbes

El proyecto se efectuará en una zona donde no se presentan estos fenómenos

por encontrarse situada en una cuenca sedimentaria aluvial y palustre estable, sin

orografía susceptible a deslizamientos o elevaciones con peligro potencial de

derrumbes.

Inundaciones La regionalización fisiográfica del área, ubicada entre gran llanura aluvial y llanura

con lomeríos y su altitud de 10 msnm dan como resultado que el proyecto se

encuentre en una zona propensa a sufrir algunas inundaciones.

( Si ) Inundaciones (historial de 10 años)?

Las zonas bajas de los ligeros lomeríos son susceptibles a inundación bajo

régimen extraordinario de precipitación pluvial, sin embargo, las características de



drenaje natural del suelo de la zona determinan la rápida desaparición de áreas

inundables.

( No ) Pérdidas de suelo debido a la erosión? Actualmente en el entorno del sitio del proyecto no se han identifican áreas

erosionadas.

( No ) Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos y erosión?

En el área de interés actualmente hay ausencia de este tipo de contaminación.

( No ) Riesgos radioactivos? En la zona del estudio no existe la presencia de actividades o materiales

radioactivos que pudieran representar riesgos para la población o las

instalaciones. La única actividad radioactiva controlada, es la efectuada por las

empresas contratistas de PEMEX que realizan radiografiado de soldaduras en los

ductos.

( Si ) Huracanes? Durante los últimos 6 años la ocurrencia de huracanes dentro del estado de

Veracruz, que afectan en cierto grado el área del proyecto por su cercanía al

puerto de Veracruz, ya que este fenómeno por lo general se ha manifestado en la

costa con el Golfo de México, y su internamiento hacia tierra hasta la zona de

interés a ocasionado lluvias torrenciales perdiendo a su vez la categoría de

huracán. Las estadísticas históricas indican que en los últimos 25 años para el

estado de Veracruz han ocurrido 93 huracanes, de los cuales 31 ingresaron a

tierra firme.

En forma particular las regiones matriciales de los huracanes que afectan estas

zonas provienen tanto de la que se genera en el Caribe oriental que inicia en el

mes de Julio, como de la región matricial proveniente de la Sonda de Campeche

que inicia por lo regular en la primera quincena de Junio.



IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN EL PROGRAMA NACIONAL DE DESARROLLO URBANO. IV.1 Programa Nacional de Desarrollo Urbano 2001 – 2006. Dentro de este programa se mencionan los criterios de desarrollo urbano con

respecto a la actividad petrolera. El criterio marcado con la letra O, sobre

ocupación del territorio, en su apartado 9 señala que no se deberá permitir el

desarrollo urbano en zonas de extensión petrolera, previa determinación precisa

de sus límites. El criterio U, sobre regulación general de los usos de suelo, en el

apartado 3, indica las distancias mínimas para establecer cualquier uso

habitacional. Si se trata de asentamientos industriales o de almacenamiento de

alto riesgo, estarán separados del uso habitacional por cincuenta metros de

distancia como mínimo; diez metros si son zonas industriales ligeras o medianas, y

veinticinco metros, en el caso de zonas industriales pesadas y semipesadas o

zonas de almacenaje a gran escala de bajo riesgo.

El proyecto se realizará en pleno cumplimiento de lo establecido en este programa.

Plan Veracruzano de Desarrollo 1999-2004. Este plan tiene como finalidad distribuir en forma equitativa el crecimiento

poblacional y el crecimiento industrial, evitando el deterioro ambiental. Dentro de

este plan se despliega una política de promoción de empleos, de innovaciones

tecnológicas, de desarrollo de infraestructura regional y de modernización de los

equipos y los servicios urbanos. La estrategia estatal busca asignar recursos a las

instituciones de fomento al desarrollo y a los proyectos de inversión de las

empresas públicas.

Las estrategias de desarrollo sustentable que plantea el Plan Veracruzano de

Desarrollo 1999-2004 parte de una visión integradora en la que se contempla la



cohesión de la política social y económica con la estrategia de recuperación,

preservación y desarrollo del medio ambiente con base en un marco jurídico

moderno y eficaz que hace compatible el crecimiento de actividades

agropecuarias, industriales y de desarrollo de infraestructura con el cuidado del

ambiente.

Considerando lo anterior, el Estado de Veracruz es una de las contadas entidades

de la República Mexicana en el que existen yacimientos comercialmente

aprovechables de hidrocarburos del petróleo, los cuales desde décadas pasadas y

hasta la fecha de hoy han apoyado en forma determinante el desarrollo

socioeconómico municipal y de la misma entidad.

Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano 1999- 2004. El Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano 1999-2004, es un

instrumento de planeación que surge en respuesta a una demanda ciudadana.

En el marco que deriva del Plan Veracruzano de Desarrollo 1999-2004, este

programa brinda respuesta en materia de desarrollo regional a las necesidades

organizacionales que la administración pública enfrenta, para atender de forma

oportuna y eficiente la compleja problemática estatal compuesta por una gran

diversidad de condiciones naturales, sociales, culturales, políticas y económicas.

La importancia del Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano radica

en la definición e integración de las políticas públicas relativas al ordenamiento

territorial y de los asentamientos humanos, medio ambiente, suelo, infraestructura

de vivienda, así como las de agua y saneamiento, certidumbre jurídica y la

tenencia de la tierra y de desarrollo social. Tales políticas comparten su orientación

para:



• Normar y fundamentar la toma de decisiones.

• Establecer plataformas de coordinación interinstitucional entre las

dependencias y entidades asociadas al ejecutivo estatal entre las instancias

federal y municipal

• Para promover la concurrencia de esfuerzos voluntades y recursos y brindar

una oportuna y eficiente atención regional a los problemas

• Para gestionar un efectivo control de los recursos públicos bajo criterio de

racionalidad presupuestal, eficiencia operativa y mayor beneficio social.

En el Programa Veracruzano de Desarrollo Regional y Urbano 1999-2004 se

establecen los siguientes objetivos generales:

1. Ordenar el territorio y los asentamientos humanos en una estructura regional

que permita singularizar la realidad de cada ámbito como medio operacional

necesario para el diseño de políticas públicas que guíen la visión institucional y

social.

2. Establecer la base para promover el desarrollo integral y sustentable de las

regiones de la entidad con una perspectiva a largo plazo, misma que

consoliden la posición estratégica de Veracruz en el panorama nacional e

internacional.

3. Ofrecer un marco de organización para que las acciones de administración

pública estatal se dirijan hacia estrategias de desarrollo regional planificadas,

que permitan el uso racional, oportuno y transparente de los recursos públicos,

a fin de lograr mejores condiciones de vida para los veracruzanos.

Este programa, además propone un modelo espacial que se traduce en la

delimitación de 7 agregados municipales bajo un esquema territorial de

contrapesos y equilibrios.



Dicha regionalización persigue ser marco de operación y, en consecuencia es

flexible e incluyente, propone para efecto del diseño de políticas públicas las

siguientes regiones: Huasteca Veracruzana, Totonacapan, Región Central, Región

Centro Norte, Sotavento, Región de las Grandes Montañas, Región de las Selvas.

Este modelo de regionalización, versátil desde su concepción, ofrece distintas

posibilidades de manejo intraregional; respeta la autonomía municipal y permite la

conjunción de esfuerzos institucionales e intereses sociales y privados en pro del

desarrollo integral y sustentable de la entidad.

En complemento al ordenamiento territorial del estado, el programa plantea un

sistema de asentimientos humanos que se estructura a partir del reconocimiento

de que las ciudades son el eje del desarrollo regional que se pretende inducir. Así,

tomando en cuenta la ubicación geográfica, el tamaño demográfico, el nivel actual

y potencial de prestación de servicios, así como el perfil funcional y su nivel de

especialización económica, el sistema estatal de asentimientos humanos se

estructura en cinco categorías que son:

1 - Ciudades medias.

2 - Ciudades intermedias.

3 - Ciudades básicas.

4 - Nodos rurales.

5 - Centros prestadores de servicios.

Estas categorías refieren para el estado los niveles urbanos reconocidos por la

federación e integran a las localidades que se visualizan como indispensables para

promover el cambio estructural necesario en la entidad.

A continuación se exponen de manera abreviada las políticas públicas para la

región de Sotavento, debido a que el proyecto “Construcción gasoducto de 10”Ø x

6 km, localización pozo Madera 1 hacia el margen izquierdo del injerto Río



Blanco”, se localiza en el municipio de Tlalixcoyan, el cual forma parte de la región

antes nombrada.

Región de Sotavento.

En esta región se asienta la zona conurbada de Veracruz de manera compartida

con la cuenca baja del Río Papaloapan, generándose un ámbito de contrastes,

para los cuales se proponen las siguientes estrategias:

• Desarrollar las potencialidades de la zona conurbada de cara al comercio

exterior como centro financiero y de abasto para el estado y el resto de la

república.

• Impulsar el sistema de comunicaciones terrestre, marítima y aérea, para ello

será necesario modernizar la red carretera de enlace con el altiplano, así

como las redes locales con el resto de la región.

• Prever la zona de servicios auxiliares al puerto y el sistema ferroviario,

además de la construcción de la terminal internacional multimodal del,

aeropuerto de Veracruz.

• Fortalecer la infraestructura productiva necesaria reactivar la economía

regional de pesquerías, del cultivo de plantación y básicos, así como tecnificar

la actividad ganadera de la cuenca.

• Realizar obras de protección y alivio para los ríos de la región, reduciendo el

nivel de vulnerabilidad social y productiva existentes.

• Consolidar centros de población de los rangos básico e intermedio.

• Aprovechar el potencial turístico de playa y río, además de la oferta cultural e

histórica de Veracruz, Tlacotalpan, Tlalixcoyan y La Antigua.

Programa de Desarrollo Región de Sotavento.



El Programa de Desarrollo Regional de Sotavento forma parte de la política de

planeación que ha asumido el Gobierno del Estado como el instrumento rector

de su actuación en el territorio Veracruzano.

Este programa fue diseñado con la finalidad de revertir dinámicas con impactos

negativos en la población, su economía y entorno, y por otro, conducir

adecuadamente los procesos con impacto positivo.

La región del Sotavento se localiza en la franja central del Estado de Veracruz y

comprende una extensión territorial de 9,005 Km2, lo que representa el 12.1 % del

territorio estatal. Hacia el Norte, tiene al mar del Golfo de México como límite

natural, al Poniente delimita con la región de las Grandes Montañas y el Estado de

Oaxaca, al Norponiente con la región Central y al Sur con la región de las Selvas.

La región incluye a 28 municipios e integra a 2541 localidades que representan el

12% del total estatal. Las principales ciudades son Alvarado, Cosamaloapan,

Carlos A. Carrillo, Lerdo de Tejada, Cardel, Tlacotalpan y la zona conurbada de la

ciudad de Veracruz.

Objetivos de ordenamiento territorial de los asentamientos humanos.

• Propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la

población conforme a las potencialidades de las ciudades y su entorno.

• Rescatar, proteger, restaurar y conservar recursos naturales y áreas

ambientalmente sensibles.

• Garantizar la continuidad e integridad de funciones ambientales

irremplazables y necesarias para el desarrollo social.

• Evitar futuros impactos ambientales irreversibles.



• Ofrecer opciones de aprovechamiento sustentable de los recursos naturales

de la región.

• Fortalecer el desarrollo de las áreas rurales mediante localidades de apoyo en

zonas con potencial productivo.

• Transmitir el desarrollo de los centros de población y de las áreas rurales más

dinámicas hacia el resto del territorio y atender prioritariamente a las zonas

con mayor rezago, con el propósito de reducir los desequilibrios al interior de

la región en los niveles de bienestar de la población.

• Mejorar las condiciones de vida de la población mediante la ampliación de la

oferta de suelo, infraestructura, transporte, equipamiento y servicios urbanos,

de conformidad con la jerarquización aprobada en este plan, preferentemente

en los aspectos de agua potable, alcantarillado, educación y salud.

• Contar en el mediano plazo con un sistema de enlaces carreteros regionales y

locales que comunique de manera eficiente y adecuada a todas las

localidades de la región, buscando una mejor integración al interior de esta,

fortaleciendo así, su vocación productiva.

Estrategia de Ordenamiento Territorial.

La propuesta de ordenamiento territorial pretende articular los diferentes procesos

de orden económico, social y cultural que se viven en la Región de Sotavento, con

el componente natural que forma parte del sustento y capital fundamental para el

desarrollo de cualquier estrategia futura de crecimiento y desarrollo.

Estrategia particular.

Con base en las determinaciones de la estrategia demográfica, la estrategia de

ordenamiento territorial se orienta a definir el sistema de localidades por medio del

cual se busca la distribución equilibrada de población y actividades económicas,

así como las áreas que son necesarias proteger o restaurar dado su valor

ambiental.



Como parte importante de la estrategia de ordenamiento territorial se encuentra la

necesidad de impedir la ampliación de la frontera agrícola, que significaría la

pérdida de los pocos relictos de selva que se presentan en la región. Por otra

parte, se considera inadecuado hacer obras de infraestructura que provoquen el

desecamiento de terrenos y se impida el patrón natural de ocupación del agua en

las partes bajas del Papaloapan.

Muy por el contrario, se propone que los relictos de terrenos naturales se

aprovechen de acuerdo a su vocación y sean parte de un proyecto integral de

protección ambiental y desarrollo ecoturístico.

Como parte de las determinaciones de esta estrategia de ordenamiento territorial

se definen siete micro regiones que son conformadas por zonas con composición

y comportamiento homogéneos en los que se refiere a su escenario natural, base

económica, perfil demográfico y tradiciones, usos y costumbres.

El proyecto objeto de este estudio se localiza en la micro región de “Piedras

Negras”, la cual esta formada por Tlalixcoyan, Ignacio de la Llave y Cotaxtla.

Zonificación primaria del suelo.

La zonificación primaria de suelo es el instrumento básico para controlar y

condicionar su uso, con la finalidad de cumplir con los objetivos de racionalización

del uso de los recursos, su restauración y protección. La zonificación es la base de

cualquier política de desarrollo sustentable por lo que la región se ha clasificado y

cuantificado de la siguiente manera:

IV.2-1 Zonificación primaria del suelo de la Región de Sotavento

Uso Superficie (Km) % Aprovechamiento 7,380 82 Restauración 900 18 Conservación 720 8 Total 9000 100



Fuente: Medición con base en el Plano de Zonificación Primaria del Programa de Desarrollo Región de Sotavento.

De acuerdo con la zonificación primaria del suelo establecida en el plano PE-3

“Ordenamiento Territorial”, del Programa de Desarrollo Región de Sotavento, el

área de influencia del proyecto (tanto indirecta, como directa) se clasifica como

“Suelo de Aprovechamiento”.

Para las áreas denominadas de aprovechamiento se deberán considerar políticas

de impulso a la actividad económica intensiva, teniendo como limitantes el

adecuado manejo de los recursos, fundamentalmente agua y suelo. La gran

mayoría de la región de Sotavento está compuesta por este uso que se conforma

con la suma de pastizales naturales e inducidos, agrícola de temporal y riego, así

como uso urbano.

III.2. Normas Oficiales Mexicanas. A continuación se listan las Normas Oficiales Mexicanas aplicables al proyecto

durantes las diferentes etapas y sus actividades correspondientes.

Además, es importante resaltar que el proyecto estará regido por normas,

certificaciones, códigos de construcción y seguridad vigentes, emitidos por Pemex

Exploración y Producción y por otros organismos internacionales.

Etapa: Preparación del Sitio. Actividades.

Apertura del derecho de vía.

• Trazo y levantamiento topográfico.

• Desmonte y despalme.

Normas Oficiales Mexicanas.



• Norma Oficial Mexicana NOM-117-SEMARNAT-1998, Que establece las

especificaciones de protección ambiental para la instalación y mantenimiento

mayor de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y

petroquímicos en estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía

terrestre existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales. Punto 4.

Especificaciones, 4.1 Preparación del Sitio y Construcción, numerales 4.1.1,

4.1.2, 4.1.4, 4.1.5, 4.1.6, 4.1.7.

• Norma Oficial Mexicana NOM-041-SEMARNAT-1999, Que establece los

límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes

del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina

como combustible. Punto 4. Especificaciones, numerales 4.1, 4.1.1 y 4.1.2.


límites máximos permisibles de emisión de hidrocarburos no quemados,

monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno y partículas suspendidas

provenientes del escape de vehículos automotores nuevos en planta, así como

de hidrocarburos evaporativos provenientes del sistema de combustible que

usan gasolina, gas licuado de petróleo, gas natural y diesel de los mismos, con

peso bruto vehicular que no exceda los 3,856 kilogramos. Punto 4.

Especificaciones, numerales 4.1, 4.2 y 4.3.


niveles máximos permisibles de emisión de hidrocarburos, monóxido de

carbono, óxidos de nitrógeno, partículas suspendidas totales y opacidad de

humo proveniente del escape de motores nuevos que usan diesel como

combustible y que se utilizan para la propulsión de vehículos automotores con

peso bruto vehicular mayor de 3,857 kg. Punto 5. Especificaciones, numerales

5.1 y 5.2.


niveles máximos permisibles de opacidad del humo proveniente del escape de



vehículos automotores en circulación que usan diesel o mezclas que incluyan

diesel como combustible. Punto 4. Especificaciones, numerales 4.1 y 4.2.


niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes

del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gas licuado

de petróleo, gas natural u otros combustibles alternos como combustible. Punto

5. Especificaciones de los niveles máximos permisibles de emisiones por el

escape de vehículos en circulación, numerales 5.1 y 5.2.


niveles máximos permisibles de emisión de hidrocarburos no quemados,

monóxido de carbono y óxidos de nitrógeno provenientes del escape, así como

de hidrocarburos evaporativos provenientes del sistema de combustible, que

usan gasolina, gas licuado de petróleo, gas natural y otros combustibles

alternos y que se utilizarán para la propulsión de vehículos automotores con

peso bruto vehicular mayor de 3,857 kilogramos nuevos en planta. Punto 4.

Especificaciones, numeral 4.1.


límites máximos permisibles de emisión de ruido provenientes del escape de

los vehículos automotores, motocicletas y triciclos motorizados de circulación, y

su método de medición. Punto 5. Especificaciones, numeral 5.9.1.

Etapa: Construcción.

Actividades. • Cortes.

• Excavación de la zanja.

• Tendido de la tubería (Carga, transporte y descarga de tubería).

• Doblado de la tubería.

• Alineado y soldado de la tubería.

• Inspección radiográfica de soldadura.



• Protección mecánica anticorrosiva.

• Parcheo, bajado y tapado.

• Protección catódica.

• Prueba hidrostática a la tubería.

• Obras especiales.

Normas Oficiales Mexicanas. • Norma Oficial Mexicana NOM-117-SEMARNAT-1998, Que establece las





Especificaciones, 4.1 Preparación del Sitio y Construcción, numerales 4.1.3,

4.1.5, 4.1.6, 4.1.7, 4.1.8, y 4.1.9.

• Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y

gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-

1997, Distribución de gas natural). Punto 8 Construcción de la red de

distribución, numerales 8.4 Excavación de zanjas, 8.6 Señalización en los

sistemas de distribución, 8.6.1 Señalización de tubería de distribución, 8.6.2

Señalización durante la construcción, 8.7 Instalación de tubería de acero, 8.7.1

Tendido, 8.7.2 Doblado, 8.7.4 Limpieza, 8.7.5 Soldadura, 8.7.6

Procedimientos, 8.7.7 Requisitos generales para realizar trabajos de soldadura,

8.7.8 Calificación de soldadores, 8.8 Protección contra corrosión en tuberías de

acero, 10 Inspección y pruebas.

• Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gas natural.

Punto 8. Soldadura, Punto 9. Construcción de los ductos de transporte, 9.1

Cumplimiento de especificaciones o estándares, 9.2 Inspección de materiales,



9.3 Actividades sobre el derecho de vía del ducto, 9.4 Curvas y nodos, 9.5

Protección contra factores externos, 9.6 Instalación de Tubos en zanja, 9.7

Encamisado, 9.8 Reparaciones de soldadura y estrías en campo, 9.9

Abolladura, mellas y hendiduras, 9.10. Reparaciones por parche, Pruebas de

presión.

Etapa: Operación y Mantenimiento.

Actividades. • Transportar el gas.

• Inspección de espesores.

• Sistema de protección mecánica.

• Sistema de protección catódica.

• Sustitución de tramos de tubería.

• Prevención de fugas.

• Celaje terrestre.

• Integridad mecánica.

• Reacondicionamiento del derecho de vía.






Especificaciones, 4.2 Operación y Mantenimiento, numerales 4.2.1, 4.2.2,

4.2.3, 4.2.4, 4.2.5.



• Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gas natural.

Punto 11. Operación, mantenimiento y reclasificación. I. Operación, II.

Mantenimiento, A. Patrullaje, B. Señalamientos, C. Reparaciones, D. Control de

corrosión.

Etapa: Abandono de Sitio.

Actividades. • Clausura y limpieza del gasoducto.






Especificaciones, 4.3 Abandono del Sitio, numerales 4.3.1, 4.3.2, 4.3.3, 4.3.4.

IV.3. Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales. Señalar si el proyecto se encuentra dentro de un Área Natural Protegida y la categoría a la que pertenece. En el área que abarca el proyecto no se encuentran áreas naturales protegidas

según el Volumen 2 de la Publicación de Áreas Naturales Protegidas de México

con Decretos Estatales, en el cual se encuentran los decretos de las áreas

naturales protegidas pertenecientes al estado de Veracruz cuya publicación se

realizó en agosto del 2002.

III.4. Bandos y Reglamentos Municipales.

El área de influencia del proyecto “Construcción gasoducto de 10”Ø x 6 km,

localización pozo Madera 1 hacia el margen izquierdo del injerto Río Blanco”, se



encuentra localizada en el municipio de Tlalixcoyan, Veracruz. Este municipio no

cuenta con ordenamientos legales en materia de uso de suelo aplicables al

proyecto.

V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. V.1 Bases de Diseño

Indicar las bases de diseño y normas utilizadas para la construcción del ducto, así como los procedimientos de certificación

de materiales empleados, los límites de tolerancia a la corrosión, recubrimientos a emplear y bases de diseño y ubicación

de válvulas de seccionamiento, venteo y control, etc., así como la infraestructura requerida para la operación del ducto

(bombas, trampas, estaciones de regulación, puntos principales de interconexión, y/o venteo, entre otros).

El objetivo primordial para la construcción del gasoducto de 10” x 6 km, es contar

con sistemas adecuados para el transporte de la producción de los pozos Madera

1, 2, 4, 11 y 21.

Este gasoducto contará con los requisitos mínimos de seguridad que deben

cumplirse para el diseño, selección de materiales, construcción, pruebas,

operación, mantenimiento e inspección del mismo.

Especificaciones:

La construcción del gasoducto estará apegada a la norma CID-NOR-N-SI-0001.

Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación y

mantenimiento de ductos terrestres, además se deberá tomar en cuenta lo

establecido en la referencia ASME B31.8 párrafo 802.1 para los Sistemas de

Ductos para el transporte y distribución de Hidrocarburos Gaseosos. En la tabla

V.1 se mencionan algunas de las normas que se utilizarán en la construcción del

gasoducto de 10” x 6 km de la Localización Madera 1 hacia el margen izquierdo

del Injerto Río Blanco.



Tabla V.1 Normas de Construcción Normas Pemex

Identificación Descripción

PEMEX No.3.102.01

Trazo y nivelación.

PEMEX No. 2.421.01 Sistemas de tuberías para transporte y recolección de hidrocarburos. PEMEX No.3.120.00 Terracerías: desmontes, despalmes, excavaciones, cortes, rellenos para excavaciones,

terraplenes, préstamos y acarreos. PEMEX No.3.121.08 Clasificación de materiales para pago de excavaciones. PEMEX No.4.311.00 Clasificación AWS de metales de aporte en soldadura. PEMEX No.3.413.01 Sistemas de protección catódica. PEMEX No.2.411.01 Aplicación e inspección de recubrimientos para protección anticorrosiva. CID-NOR-N-SI0001 Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e

inspección de tuberías de transporte. Normas Oficiales Mexicanas

NOM-002-SCT2-1994

Listado de sustancias y materiales peligrosos más usualmente transportados.

NOM-005-SCT2-1994 Información de emergencia en transportación para el transporte de materiales y residuos peligrosos.

NOM-028-SCT2-1994 Disposiciones especiales para las sustancias, materiales y residuos peligrosos de la Clase 2, Líquidos inflamables.

NOM-043-SCT2-1994 Documento de transporte de sustancias, materiales y residuos peligrosos NOM-117-ECOL-1998 Que establece las especificaciones de Protección Ambiental para la instalación y mantenimiento

mayor de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado liquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales

En virtud de que el gasoducto de 10”∅ x 6 km se incluye dentro de una

Localización de Clase 1, pero como medida de seguridad se diseña para

localización Clase 2, se tomarán como base los siguientes criterios de diseño:

La tubería en su totalidad será de acero de acuerdo a las normas contenidas en el

código ANSI/ASME b.31.8. El gasoducto de 10” ∅ será de tipo API 5LX-52

servicio estándar (gas dulce seco) por 6 km de longitud aproximada y 0.35” de

espesor.

Todos los accesorios deberán apegarse a los establecido en las normas de

código ANSI/ASME b.31.8. última edición para sistemas de tuberías, para



transporte y distribución de hidrocarburos y los códigos API para medición de

hidrocarburos.

Todas las válvulas de compuerta serán de paso completo para clase ANSI 600

RTJ, bridas de anclaje, así como todos los componentes requeridos de acuerdo a

lo indicado por la norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001(antes No. 07.3.13).

Procedimientos de certificación de los materiales empleados.

Cuando los materiales son aportados por Pemex Exploración Producción, estos

ingresan al almacén de la empresa, una vez que se recibe el certificado de cada

uno de ellos verificándose las condiciones físicas de cómo se están recibiendo.

A su vez, para los materiales que aportan las compañías que contrata PEP, su

requisición y aceptación se hace mediante exhibición y entrega del certificado de

calidad al personal de PEP que lo solicite.

Para el caso específico del proyecto, los materiales que se utilizarán deberán

estar certificados, además de cumplir con lo estipulado en la norma CID-NOR-N-

SI-0001.

Recubrimientos internos y externos.

Tanto los tramos enterrados como los aéreos deben llevar recubrimiento

anticorrosivo y deben cumplir con lo establecido en las normas NRF-004-

PEMEX-2000 y NFR-033-PEMEX-2002 respectivamente.

Protección catódica

Se debe determinar y diseñar el tipo de protección catódica realizando un

levantamiento de resistividades del terreno, mediante la toma de potenciales del

ducto en el suelo (de tal forma que los potenciales: ducto – suelo, tengan un valor

mínimo acorde a la Norma PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 y la Norma PEMEX No.

2.413.01 “Sistemas de Protección Catódica”).

La infraestructura requerida



1. Un gasoducto de 10”Ø con especificación API 5LX-52 para servicio estándar y

longitud aproximada de 6 km y un espesor de 0.35”.

2. Trampa de envío para diablo instrumentado

3. Válvulas de pateo que tendrán un arreglo que incluye una válvula macho de

8” Ø ANSI 600 RTJ.

4. La trampa de envío tendrá toma de indicador de presión (cubeta y línea de

pateo).

5. Tapa de la trampa accionada con sistema neumático, incluyendo tablero de

control, instrumentación y cobertizo.

6. Barda perimetral y alumbrado en área de trampas con accesos.

7. Sistema de inyección de reactivos inhibidores de corrosión.

8. Sistema de protección catódica de acuerdo a la normatividad vigente.

9. Todas las válvulas deberán ser de compuerta de paso completo continuado

con actuador neumático ANSI 600 RTJ.

10. El desfogue de la trampa de envío de diablos estará interconectada con la

línea de desfogue hacia el quemador

11. Interconexión del gasoducto de 10” de Madera con el gasoducto existente en

Río Blanco - Playuela de 10” , donde posterior se colocara una ”TEE” con

rejilla Irving de 10”x8x10” donde se interconectará la producción esperada de

los pozos Apertura a perforar.

V.1.1 Para la etapa de construcción; indicar agua requerida (cruda y potable), energía y combustibles necesarios (solo aplica

para proyectos).

El requerimiento de agua cruda para el proyecto es lo que se indica en la tabla

V.1.1.

Tabla V.1.1. Agua Requerida Consumo ordinario

Etapa

Agua Volumen Origen

Cruda 0.3 m3* Contratista

Tratada No Aplica No Aplica Preparación del

sitio Potable 80 l/Día Autoservicio



Cruda 304.02 m3** Contratista

Tratada No Aplica No Aplica Construcción

Potable 260 l/Día Autoservicio

Cruda No Aplica No Aplica

Tratada No Aplica No Aplica Operación

Potable 5 l por recorrido Autoservicio


Tratada No Aplica No Aplica Mantenimiento

Potable 5 l por recorrido Autoservicio


Tratada No Aplica No Aplica Abandono

Potable 20 l/Día Contratista

**Agua requerida para la prueba hidrostática

El agua cruda se obtendrá de fuentes externas y la compañía contratista se hará

cargo del suministro.

La energía eléctrica para las soldaduras será generada mediante generadores de

combustión interna.

El combustible para la obra será principalmente Diesel, el consumo estimado de

este líquido por día es de 80 litros, los cuales se utilizarán para maquinaría y

equipos destinados para el proyecto, este no será almacenado en el área del

proyecto, por lo que su abastecimiento será diario.

Las unidades móviles como camionetas y camiones, utilizan gasolina. La

gasolina se obtiene de las estaciones de servicio más cercanas y se estima que

durante las etapas de construcción consumirán 400 litros por semana.

V.2 Procedimientos y Medidas de Seguridad.

Describir el procedimiento y medidas de seguridad contempladas para el manejo de sustancias o materiales peligrosos

durante la operación del ducto, así como equipo requerido.

La construcción de las instalaciones de PEMEX está regulada por normas,

reglamentos de calidad de materiales y procedimientos de construcción que



garantizan las condiciones de seguridad de las mismas. A continuación se

describen las medidas, dispositivos y equipos de seguridad con que contará la

instalación evaluada.

Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones

Programas de capacitación al personal en materia de operación y

mantenimiento de líneas de descarga

Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios.

Señalización a lo largo del derecho de vía.

Protección Mecánica

Protección Catódica

Derecho de vía

En caso de presentarse un evento inesperado y/o extraordinario (incendio y/o

explosión) Pemex Exploración y Producción cuenta en el Activo Veracruz con

una Central Contra Incendio que se encuentra ubicada en la "Batería Mata

Pionche", localizada en el municipio de Cotaxtla aproximadamente a 15 km del

proyecto. En el Anexo “D” se encuentra el plano con la ubicación de la

Central Contra Incendio Matapionche.

El personal y equipo con el cual esta integrada esta central Contra Incendio

se menciona en las siguientes tablas:

Tabla V.2-1 Plantilla de personal contra incendio

Personal Categoría Cantidad Especialista Técnico "C" 1 Atención a Emergencias Especialista Técnico "D" 1

Enc. Man. Opr. C.I. 1 Op. Especialista en Eq. C.I. 4 Contra Incendio

Aydte. Op. Man. C.I. 10 Total 17

Tabla V.2-2 Equipo de apoyo y contra incendio disponible para emergencias

Cantidad Descripción Capacidad 1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D85-A12 -



1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D65-A6 - 1 Motoconformadora, Marca Huber F-1400 - 1 Traxcavo, Marca Carterpillar - 1 Camión unimog, Marca Mercedes benz - 1 Maquina de soldar, Marca Lincoln - 1 Autotanque 1000008226, Marca Grove 8,000 Lts 1 Grúa, Marca Grove - 1 Tiro Directo, Marca Kemworth - 1 Quinta Rueda, Marca Kemworth - 1 Motobomba 10000011806, Marca Grumman 1,000 GPM 1 Motobomba 1000000406, Marca Grumman 1,000 GPM 1 F-350 1000002365 3 Toneladas 1 Lancha y remolque -

Válvulas de retención

Plan de emergencias

En el ANEXO “D” se incluye el Reglamento del Plan General de Emergencias

para los Sistemas de Transporte por Tubería cuyo objetivo es establecer las

acciones necesarias a realizar cuando se presenten emergencias motivadas

por fugas, incendios o explosión en los sistemas de transporte por tubería de

Petróleos Mexicanos, con la finalidad de proteger la integridad de los

trabajadores y las instalaciones de la Institución, así como evitar daños a

terceros y al medio ambiente.

Tubos de protección (camisas) en cruces con caminos y veredas.

Equipo mínimo de seguridad industrial:

Tabla V.2-3 Equipo mínimo de seguridad DESCRIPCION CARACTERISTICAS

Overol Ropa 100% algodón con logotipo de la empresa. Botas de seguridad Calzado impermeable con casquillo, suela antiderrapante y resistente a los ácidos. Guantes De carnaza ó dieléctricos Protección auditiva Tipo orejeras y/o tapones auditivos Casco Casco para uso en general. Faja lumbar Tipo industrial, de seguridad con tirantes Lentes De seguridad con protección a los rayos u.v. Protección respiratoria Respirador desechable para polvos



V.3. Incluir las hojas de datos de seguridad (MSDS) de las sustancias y/o materiales en el proyecto que presenten

características CRETI.

La hoja de seguridad del gas se muestra en el ANEXO “E”.

V.4. Condiciones de operación. V.4.1 Describir las condiciones de operación del ducto (flujo, temperaturas y presiones de diseño y operación), así como el

estado físico de la(s) sustancia(s) transportada(s). Anexar Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s).

Las condiciones de operación del gasoducto serán las que se muestran en la

Tabla V.4.1. Tabla V.4.1. Condiciones de operación del Gasoducto

Condiciones Flujo mmpcd Presión de diseño psi Presión de operación psi Temperatura (°C) MAXIMA 100 1,000 psi (70.30 kg/cm2) 32

NORMAL 50 910 psi (64.54 kg/cm2) 30 MINIMA 30

1,500 psi (105.46 kg/cm2) 900 psi ( 63.27 kg/cm2) 28

mmpcd: millones de pies cúbicos por día

El estado físico de la sustancia transportada será siempre en fase gas.

Para este proyecto no existen Diagramas de Tubería e Instrumentación, solo el

Diagrama de Trazo y Perfil, los Diagramas de las Trampas de Envío y Recibo de

Diablos Patín y el arreglo de la interconexión con el Injerto Río Blanco que se

muestran en el ANEXO “C”.

V.4.2 Pruebas de verificación.

Describir las condiciones en que se realizan las pruebas hidrostáticas, radiografiado, medición de espesores protección

mecánica, corrida de diablos, entre otros.

Pruebas hidrostáticas

Las pruebas hidrostáticas se realizan con la finalidad de probar la presión de

diseño de del gasoducto antes de iniciar la operación de esta, con el objetivo de

identificar posibles fallas de materiales o de uniones soldadas y detectar cualquier

posible fuga.

Presión de prueba. El valor de presión de prueba del sistema de ductos

corresponde al valor de la presión máxima permisible de operación multiplicado

por el factor correspondiente a su clase de localización, (6.2.2.17 Clasificación de

localizaciones CID-NOR-N-SI-0001), indicado a continuación:



Tabla V.4.2 Clase de localización Factor

Clase 1 Div. 1 1.25 Clase 1 Div 2 1.10

Clase 2 1.25 Clase 3 1.40 Clase 4 1.40

Cuando por alguna razón se utilice tubería de características superiores a las de

diseño, el valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1.25 la

presión de diseño.

Prueba hidrostática a la tubería.

Las pruebas hidrostáticas realizadas al gasoducto, se realizan de acuerdo al

procedimiento de PEMEX 249-28900-MA-117-0013 y la Norma CID-NOR-N-SI-

0001, apartados 6.1.5, 6.2.4, 6.3.10. (Ref. API RP 1110, capítulo 3). Consiste

básicamente lo siguiente:

El sistema de tuberías y accesorios de prueba debe ser herméticos.

La bomba debe ser de alto volumen para llenar las tuberías, asegurar una

presión adecuada, mantener la velocidad uniforme.

Los accesorios, sensores e indicadores de presión deben tener el rango de

presión y las divisiones de incrementos necesarios para indicar una presión

anticipada de prueba.

El probador de pesos muertos o accesorios sensores de la presión debe

tener certificada su exactitud y sensibilidad en incrementos de menos o igual

a 0.1019 kg/cm2 (10 kilopascales).

El agua desalojada y su disposición final es responsabilidad del contratista y

será reutilizada.

Presión de prueba • La presión de prueba debe ser aquella que produzca un esfuerzo

tangencial igual al 90% de la resistencia mínima especificada a la

cedencia correspondiente respecto a la especificación del material.



Llenado de la tubería.

• Llenar la tubería, utilizando como fluido agua neutra y libre de partículas

en suspensión, que no pasen por una malla de 100 hilos por pulgada.

Eliminar el aire de la tubería. • Constantemente se debe presurizar las tuberías para eliminar el aire

atrapado, abriendo y cerrando las válvulas de venteo, cuando se tenga

el 70% de la presión de prueba, se debe regular el gasto de la bomba

para minimizar las variaciones de presión.

Levantar presión. • Una vez llena la tubería y exenta de aire debe aplicarse la presión de

prueba de la tubería, se mantiene de 15 min a 1 hr y después se baja al

50 % de la presión de operación durante una hora sin que presente

variaciones sensibles de presión, después se vuelve a levantar la

presión de prueba de la tubería, y se mantiene durante 24 hrs sin que

sea necesario bombear más agua según norma ASME B31.4 párrafo

4.37.4.1.

Verificar que no haya fugas. • Verificar que la presión y temperatura se estabilicen, revisar que toda la

tubería, válvulas y conexiones no registren fugas, después de este

periodo se desconectara la bomba de inyección. Inspección radiográfica de soldadura. Se llevará a cabo con la selección de uno o varios especímenes dentro de un lote

de uniones soldadas de acuerdo a criterios establecidos y se procede a realizar la

inspección, calificando el procedimiento de soldadura y al soldador inicialmente. Protección anticorrosiva.

La protección anticorrosiva de los extremos de la tubería (aproximadamente

30 cm a cada lado del tubo) se debe efectuar limpiando el área en forma manual

usando cepillos de alambre y solventes químicos hasta eliminar totalmente la



herrumbre, costras, grasas y aceites. Tanto los tramos enterrados como los aéreos deben llevar recubrimiento

anticorrosivo y deben cumplir con lo establecido en las normas NRF-004-PEMEX-

2000 y NFR-033-PEMEX-2002 respectivamente.

Se hará limpieza con chorro de arena a metal blanco, aplicación de una mano de

RPO-6 Epóxico Catalizado 0.002” de espesor y dos manos de RA-26 Epóxico

Altos Sólidos 0.005” de espesor cada uno aplicando por espersión lo dispuesto en

la normatividad ANSI/ASME B.31.8. Protección mecánica anticorrosiva

Se utilizará la cinta Polyken 980-15, que es un polietileno rígido, para dar mayor

resistencia mecánica en las condiciones de operación de la tubería, para su

aplicación se deberá limpiar primero la superficie del tubo y aplicar una película de

3 milésimas de pulgada de recubrimiento primario, posteriormente se realiza un

sobre traslape del 50% (enrollado) resultando un espesor final del Polyken, de 30

milésimas de pulgada, la vuelta o punto final de la cinta debe aplicarse a mano sin

tensión. El espesor final del sistema Polyken exterior deberá ser de 63 milésimas

de pulgada (3 milésimas de primario, 30 milésimas de cinta anticorrosiva la cual

tiene un espesor original de 15 milésimas de pulgada y con un traslape del 50%

de un terminado de 30 milésimas). Protección Catódica

El gasoducto, es protegido catódicamente, como complemento al recubrimiento

anticorrosivo, por medio de un sistema de ánodos galvánicos o por un sistema de

corriente impresa, debiendo verificar que el sistema instalado proporcione la

protección total de la instalación. El diseño del sistema de protección catódica se

realiza de acuerdo al Capítulo 6 de la NORMA PEMEX No. 2.413.01. La protección catódica es un método que implementa el principio electroquímico,

en donde el ducto es utilizado como cátodo por medio del paso de corriente de

electrones provenientes de un ánodo galvánico (ánodo de sacrificio), el cual utiliza



metales fuertes como lo son Zn, Al y Mg anódicos conectados a la tubería, dando

origen al sacrificio de dichos metales por corrosión, descargando suficiente

corriente para la protección de la tubería, ya sea que se encuentre enterrada o

sumergida.

Los elementos que incluyen la instalación para la protección catódica son los

siguientes:

Cable No. 8 THW para puenteo eléctrico.

Postes de concreto para amojonamiento tipo “R” con dispositivo de medición.

Ánodos de magnesio de alto potencial con 3.00 m de alambre THW No. 12,

alambre THW No. 12 conectores, conexión, parcheo y relleno químico.

Ánodos de magnesio de 48 lbs.

Ánodos de magnesio de 32 lbs.

VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS. VI.1 Antecedentes de incidentes y accidentes ocurridos en la operación de las

instalaciones o de procesos similares, describiendo brevemente el evento, las causas, sustancias involucradas, nivel de afectación y en su caso, acciones realizadas para su atención. El Activo Integral Veracruz, tiene el registro de un accidente ocurrido el día 10 de

Mayo del 2002.

Protección Civil del Municipio de Cotaxtla reporta directamente al personal de la

Central Contra Incendio de la Batería Matapionche de una fuga en un ducto del

Campo Matapionche cercano al Colector 2. Al trasladarse personal operativo al

lugar de los hechos se encontró una tubería de 6” de ∅, con degollamiento total

en un extremo del cruce aéreo (arroyo Agüacayo) en el derecho de vía del

corredor Cópite – Matapionche a la altura del km 4+300, sin presencia de fuego y



solo manifestación de una nube de gas. El personal Contra Incendio que se

presento en el lugar de los hechos, constato que en el lugar se apreciaba olor a

gas; procediendo a verificar la explosividad en el área, donde el explosímetro no

registró mezclas explosivas. Cabe destacar que este ducto se encontraba fuera

de operación con líquidos y al tratar de desalojarlos se presento una fuga.

VI.2 Metodología de Identificación y Jerarquización. VI.2.1 Con base en los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI´s) de la

ingeniería de detalle, identificar y jerarquizar los riesgos en cada una de las áreas de proceso, almacenamiento y transporte, mediante la utilización de la combinación de dos o más de las siguientes metodologías: Análisis de Riesgo y Operabilidad (HazOp); Análisis de Modo Falla y Evento (FMEA) con Árbol de Eventos; Árbol de Fallas, o alguna con características similares a las anteriores y/o la combinación de éstas, debiéndose aplicar la metodología de acuerdo a las especificaciones propias de la misma. En caso de modificar dicha aplicación, deberá sustentarse técnicamente. Los puntos de riesgo de cualquier instalación se enfocan a todas aquellas áreas

de operación que en un momento dado pueden causar daño al personal, a las

instalaciones o al ambiente, ya sea por explosión, incendio o toxicidad.

Para poder llevar a cabo la identificación, la jerarquización y la evaluación de

riesgo en el Gasoducto de 10” de los pozos Madera fue necesario estudiar y

analizar información existente del proyecto.

El resultado que se obtiene es de carácter cualitativo, por lo que se recomienda

tener cuidado en su interpretación considerando que en la mayoría de los casos

las causas de un accidente son diversas y es necesario que se conjuguen varias

fallas de manera simultánea para que se alcance un riesgo mayor.



METODOLOGÍA DE IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS Selección de la metodología

Para seleccionar la metodología mas adecuada para la elaboración del estudio de

riesgo se utilizó la guía sugerida por el Centro de Seguridad en Procesos

Químicos (CCPs) del Instituto Americano de Ingenieros Químicos (AIChE)

publicada bajo el título de Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, segunda

edición con ejemplos desarrollados, 1995. Los factores que se involucran se

muestran en la Figura VI.2.1.

Los criterios para la selección de la metodología utilizada que se tomaron fueron

los siguientes: motivo del estudio (primer estudio); tipo de resultado requerido

(lista de problemas / accidentes y lista de acciones); información con que se

cuenta del proceso (experiencia similar, diagramas de la instalación, historial

operativo “en instalaciones similares”); características del problema (operación

simple, proceso mecánico, operación continua, peligro de inflamabilidad y

explosividad, situación falla aislada, accidentes proceso fuera de control); riesgo

percibido e historial (amplia experiencia, historial de accidentes actualizado,

riesgo percibido medio). FIGURA VI.2.1.

DEFINIR EL MOTIVO

No existen estudios previos Revisión de un estudio previo Requerimiento especial

Lista de peligros Lista de Acciones Monitoreo de peligros Prioritización de Resultados Lista de problemas / Accidentes Entrada para un Análisis Cuantitativo

DETERMINAR EL TIPO DE RESULTADOS REQUERIDOS

IDENTIFICAR LA INFORMACIÓN DEL PROCESO

Materiales Experiencia similar Proceso existente Química DFP´s Procedimientos Inventarios DTI´s Historial operativo

EXAMINAR LAS CARACTERISTICAS DEL PROBLEMA

Complejidad / Tamaño

Simple / Pequeño

Tipo de proceso Químico Eléctrico

Físico Electrónico



CONTINUA....... .........CONTINUACIÓN

FIGURA VI.2.1.

Las metodologías de evaluación de riesgo que se consideran, se muestran a

continuación:

CONSIDERAR RIESGO PERCIBIDO E HISTORIAL

Experiencia Historial de accidentes Relevancia de accidentes Riesgo percibido

Grande Actualizado Sin cambios Alto

Poca Algunos Algunos cambios Medio

No existe Varios Muchos cambios Bajo

Solo con procesos similares No existe

CONSIDERAR FUENTES Y PREFERENCIAS

Disponibilidad de persona Requerimientos de Tiempo Fundamento Preferencia del analista / Administrador

SELECCIONE LA TÉCNICA



1. Revisión de Seguridad, Safety Review (SR).

2. Análisis de Lista de verificación, Checklist Analysis (CL).

3. Ponderación Relativa, Relative Ranking (RR).

4. Análisis Preliminar de Riesgo, Preliminary Hazard Analysis (PHA).

5. Análisis que pasa sí, What if Analysis (WI).

6. Análisis Que pasa sí / Lista de verificación, What if / Check list (WI/CL).

7. Estudio de análisis de riesgo y operabilidad, Hazard and Operability Analysis

(HazOp).

8. Análisis de modo de falla y sus efectos, Failure Modes and Effects Analysis

(FMEA).

9. Análisis de árbol de eventos, Event Tree Analysis (ET).

10. Análisis de árbol de fallas, Fault Tree Analysis (FT).

11. Análisis Causa-Consecuencia, Cause Consecuence Analysis (CCA).

12. Análisis de confiabilidad humana, Human Reliability Analysis (HRA).

Considerar el estudio de

Use la técnica requerida

Inicio

Define la información para el proceso seleccionado

Use la figura 1 para recolectar información

¿Es el Estudio de Riesgo por fines normativos?

¿Es requerida una técnica específica de evaluación de

Riesgo?

¿Es esta una Revisión de un estudio previo?

Considerar revalidar

Sí

Sí

Sí

No

No No

Considerar el uso o validación del estudio previo Requerimientos para la revalidación

1. Es adecuada la información del estudio previo

2. No ha pasado mucho desde el último estudio

3. No han ocurrido cambios o incrementos en el proceso

4. Es bajo el riesgo asociado con el proceso

5. Han dejado de ocurrir accidentes operativos recientemente

Si todas son así



Primarios, una lista o monitoreo general de peligros

Considerar el uso de SR, CL, RR, PHA, WI, ó WI/CL

Es necesario realizar una

ponderación de áreas o de

procesos

Si

Considerar el uso de PHA Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una técnica en particular

Considerar el uso se SR, CL, WI, ó WI/CLRR

No

Es significante el

historial asociado

con el proceso

No Considerar el uso de WI o WI/CL

Use factores asociados con la figura 1 para seleccionar una técnica en particular

Si

Considerar el uso de CL o SR

Existe un CL disponible o se puede desarrollar alguno

Considere usar el SR

No

Si Considere usar el CL

A



Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una técnica en particular.

Primarios, una lista de implementaciones de seguridad alternativas

Considerar el uso de SR, CL, PHA, WI o WI/CL

Es significante el

historial asociado

con el proceso

No Considerar el uso de WI, PHA o WI/CL

Considerar el uso de SR o CL

Si

El proceso esta ya en operación

No Si

Considerar el uso de CL o SR

Considerar el uso de un CLPuede ser obtenido un CL de relevancia

Si No

B



Lista específica de situaciones de accidentes y medidas de

seguridad alternativas C

Los resultados serán usados

como entrada para un QRA

Considerar el uso de WI, PHA, WI/ CL, HAZOP, FMEA, FT,

ET, CCA o HRA

D

No

Sí

Considerar el uso de HAZOP, FMEA, FT,

ET o HRA

Incluye el Proceso acciones humanas. Son de gran efecto sus

Sí

Sí

No

Esta el proceso operando, existen Proc.O

Sí

No

No

F

Considere el uso de un HRA.

Considerar el uso de HAZOP, FMEA, FT ó ET

Se cuenta con información de diseño detallada

Alto Obtenga la información adecuada antes de desarrollar el estudio de Riesgo



E

Alto obtenga la información adecuada antes de desarrollar el estudio de Riesgo

D Considerar el uso de WI,

PHA,WI/CL, HAZOP, FMEA, ET, CCA, HRA

Esta el proceso operando,

existen Proc. Op.

Incluye el proceso acciones Humanas, Son de gran efecto

sus errores

Considere el uso

de un HRA

Se cuenta con información de diseño detallada

Considerar el uso de WI, PHA, WI/CL, HAZOP, FMEA, FT, ET

o CCA

Se encuentra disponible la información básica del proceso

Considere el uso de WI, PHA o WI/CL

Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una técnica en particular

Sí Sí

Sí

Sí

No

No

No

No



Eventos de falla simple Eventos de múltiples fallas

Considere el uso de WI,

PHA, WI /CL, FMEA, HAZOP Considerar el uso de HAZOP,

FMEA, FT, ET, o CCA

No

Si

No

No

Si

Si

Si

El riesgo es

perceptiblemente alto Es un proceso

simple o pequeño

El proceso es de un

sistema mecánico o

Es un proceso

simple o pequeño

Considerar el uso de

WI o PHA


WI/CL, Use factores adicionales

de la figura 1 para

seleccionar una técnica en


HAZOP, FMEA, FT o ET


FMEA


HAZOP o FMEA


CCA

Use factores

adicionales de la figura

1 para seleccionar una

té i ti l


FT o ET

Use factores adicionales

de la figura 1 para

seleccionar una técnica

ti l

Considerar el uso de WI/CL o

HAZOP

Use factores adicionales de la

figura 1 para seleccionar una

técnica es particular

Considerar el uso de WI,

PHA, WI/CL, FMEA,

Los accidentes son

causados por fallas de un

simple elemento o por la

combinación de eventos

E

No



Considerando que el presente análisis de riesgo para el proyecto de

“Construcción de Gasoducto de 10” ∅ x 6 km, Localización Pozo Madera 1

hacia el Margen Izquierdo del Injerto Río Blanco”, se refiere a la construcción

de una nueva instalación, y en base con el diagrama anteriormente presentado

para la selección de las metodologías de evaluación de riesgo, el Grupo Técnico

de Trabajo determino que la metodología que se utilizará para la jerarquización y

evaluación de los riesgos presentes en el Gasoducto será:

F Considerar el uso HAZOP,

FMEA, FT o ET

Los accidentes son causados por fallas de un simple elemento o por la combinación de

varios

Considerar el usar FMEA

Considerar el uso de HAZOP o FMEA

El proceso es de un sistema mecánico o

eléctrico

Considerar el uso de HAZOP

Considerar el uso de FT o ET

Use factores adicionales de la figura 1 para seleccionar una

técnica en particular

Si No

Si

No



ANÁLISIS HAZOP (HAZARD AND OPERABILITY) Para determinar los riesgos que se pueden presentar en las instalaciones, se

analizó la información proporcionada por PEP, observaciones de campo y

procesos de instalaciones similares, aplicando la metodología HazOp en la que se

identifican los riesgos potenciales asociados con el concepto, el diseño,

construcción, operación, mantenimiento y/o administración de cualquier proceso o

actividad.

La técnica para el estudio de Análisis de Riesgos Operacionales (HazOp), es una

metodología de análisis sistemático y crítico al proceso y a los propósitos de

diseño de las instalaciones, ya sean nuevas o existentes, y permite reconocer el o

los riesgos de una mala operación y/o las condiciones inseguras de los diferentes

equipos que constituyen la instalación, previniendo además las consecuencias

para el personal, la instalación misma y el entorno del lugar en el cual se ubica.

El HazOp requiere de la interacción de un grupo multidisciplinario, que a través de

su conocimiento de la instalación y del proceso, así como de los fenómenos

involucrados, revelará los detalles del proceso y su comportamiento bajo

diferentes circunstancias. El grupo de análisis de HazOp selecciona el sistema y

le aplica una serie de “palabras guía”, que al combinarse con las variables del

proceso representan fallas o desviaciones a la intención de diseño de las partes

del sistema, además identifica posibles causas de dichas fallas y determina sus

consecuencias como un evento de riesgo. Finalmente se dan recomendaciones

para mitigar o eliminar el riesgo.

Para la aplicación de la técnica HazOp se llevaron acabo las siguientes

actividades:

• Estudio de planos y diagramas de las instalaciones.

• Estudio de las bases de diseño y características del gasoducto.



• Lluvia de ideas de personal experto en el proceso.

• Definición de los nodos (secciones) de estudio como sigue a continuación:

1. Gasoducto de 10”ø desde la válvula de compuerta de 10”ø ubicada en la

trampa de envío de diablos hasta la válvula de compuerta de 8”ø en la interconexión con el Gto de 10”ø x 7.5 km Río Blanco – Playuela.

Parámetro de proceso y palabras guías utilizadas. Dentro de los parámetros de procesos más comúnmente encontrados se pueden

mencionar los siguientes: tiempo, frecuencia, separación, composición,

viscosidad, reacción, temperatura, pH, voltaje, nivel, velocidad, mezclado, presión

y flujo.

Para este caso en particular se utilizó, presión ya que de acuerdo a la actividad

que se realizará y a la sustancia manejada (gas natural y condensados) estos son

los más aplicables.

En lo esencial, las palabras guías se utilizan para que las preguntas que se

formulan, sirvan para analizar cada forma concebible en que el diseño se podría

desviar de su intención, con el fin de poner a prueba la integridad de cada parte

del diseño. Las palabras guías más usuales son: más, menos, no, inverso, en vez

de.

En este caso en particular se utilizó la palabra guía más, ya que de acuerdo a la

actividad que se realiza esta palabra es la más aplicable.

Tabla VI.2-1 Aplicación de las palabras guía a las variables

palabra guía variable desviación más (alto) +

presión alta presión

menos (baja) + presión

baja presión

más (alto) + nivel alto nivel



menos (baja) + nivel bajo nivel

Realización de las reuniones Hazop

Las reuniones Hazop se realizaron de acuerdo al protocolo propuesto. En

resumen, para cada nodo de estudio se definió su función y para sus variables

importantes (del nodo) se aplicaron palabras guía (desviaciones), analizándose

las causas/consecuencias de la desviación, las salvaguardas existentes y su

efectividad, así como las recomendaciones emanadas.

Documentación de los resultados:

• Nombre del nodo (sección).

• Descripción de la función.

• Número consecutivo de la desviación.

• Variable de estudio.

• Palabra guía.

• Desviación identificada mediante la combinación variable + palabra guía.

• Posibles causas de la desviación.

• Posibles consecuencias de la desviación.

• Salvaguardas con que cuenta el nodo para mitigar las consecuencias de la

desviación.

• Recomendaciones. En el Anexo “F” se encuentran los resultados y las recomendaciones obtenidas

de la aplicación del HazOp.

VI.2.2 Para la jerarquización de riesgos se podrá utilizar: Matriz de riesgos, ó

metodologías cuantitativas de identificación de riesgo s, o bien aplicar criterios de peligrosidad de los materiales en función de los gastos, condiciones de operación y/o características CRETIB, o algún otro método que justifique técnicamente dicha jerarquización.



Una vez identificados los puntos de riesgo en la Instalación, se emplea una

técnica semicuantitativa de riesgo llamada Matriz de Jerarquización de Riesgos.

La Matriz de Jerarquización de Riesgo relaciona la severidad de los escenarios

mediante el uso de índices ponderados de la severidad de las consecuencias (o

afectación) y de la probabilidad de ocurrencia del incidente. El índice de

evaluación de la consecuencia (Tabla VI.2-2), permite identificar la magnitud de

las consecuencias en relación con los daños probables tanto a la salud como a la

economía de la instalación. Por otro lado, la probabilidad de ocurrencia de un

incidente (Tabla VI.2-3), depende directamente del nivel de protección del equipo,

así como del historial de la frecuencia de fallas que funjan como eventos

iniciantes en el desarrollo de los escenarios evaluados.

A continuación se describen los diferentes grados de consecuencias y de

frecuencias con los que se llevará a cabo la evaluación:

Tabla VI.2-2 Índice de Severidad de las Consecuencias

Categoría Consecuencia Descripción

4 Catastrófico Fatalidad / daños irreversibles y pérdidas de producción mayores a USD $ 1,000,000,00

3 Severa Heridas múltiples / daños mayores a propiedades y pérdidas de producción entre USD $ 100,000,00 y USD $ 1,000,000,00

2 Moderada Heridas ligeras / daños menores a propiedades y pérdidas de producción entre USD $ 10,000,00 y USD $ 100,000,00

1 Ligera No hay heridas / daños mínimos a propiedades y pérdidas de producción menores a USD $ 10,000,00

Fuente: JBF Associates, Inc., Knoxville, TN. (CCPs,1995)

Tabla VI.2-3 Índice de Frecuencia del Escenario

Categoría Frecuencia Descripción 4 Frecuente Se espera que ocurra más de una vez por año 3 Poco Frecuente Se espera que ocurra más de una vez durante el tiempo de vida de

la instalación 2 Raro Se espera que ocurra NO más de una vez en la vida de la

instalación 1 Extremadamente Raro No se espera que ocurra durante el tiempo de vida de la instalación

Fuente: JBF Associates, Inc., Knoxville, TN. (CCPs, 1995)



La matriz de riesgo representa en forma gráfica la ponderación de riesgo que

pueden tomar cada uno de los escenarios. Se definen tres regiones que indican el

tipo de riesgo que tiene el escenario y las acciones que deben ser tomadas.

La matriz de jerarquización de riesgos resultante se muestra en la Tabla VI.2-4.

Tabla VI.2-4 Matriz de Jerarquización de Riesgos

CONSECUENCIA

LIGERO MODERADO SEVERO CATASTRÓFICOINDICE PONDERADO DE

RIESGO 1 2 3 4

FRECUENTE 4 IV II I I

POCO FRECUENTE 3 IV III II I

RARO 2 IV IV III II

FREC

UEN

CIA

EXTREMADAMENTE RARO 1 IV IV IV III


Finalmente el índice ponderado de riesgo, Tabla VI.2-5, nos permite jerarquizar

las áreas de proceso que requieren de acciones correctivas urgentes o bien,

interpretar el riesgo asociado de la instalación con sus posibles efectos.

Tabla VI.2-5 Índice de Riesgo

Categoría Riesgo Descripción

IV Aceptable Riesgo generalmente aceptable; no se requieren medidas de

mitigación y abatimiento

III Aceptable con controlesSe debe revisar que los procedimientos de ingeniería y control se

estén llevando a cabo en forma correcta

II Indeseable

Se deben revisar tanto procedimientos de ingeniería como

administrativos y en su caso modificar en un período de 3 a 12

meses

I Inaceptable

Se deben revisar tanto procedimientos de ingeniería como

administrativos y en su caso modificar en un período de 3 a 6

meses




Para la elaboración de la Matriz de Jerarquización de Riesgos, se evaluaron las desviaciones obtenidas en la técnica de identificación de Riesgos HazOp, donde se le asignó una frecuencia de ocurrencia y una severidad o consecuencia tomando en cuenta las medidas de seguridad con que cuenta la instalación. El índice ponderado de riesgo se utiliza para jerarquizar y determinar los escenarios que se consideren importantes para la simulación de consecuencias.

En el ANEXO “F” del presente estudio se encuentran los resultados de la

metodología Jerarquización de Riesgos.

VI.3 Radios potenciales de afectación. VI.3.1 Determinar los radios potenciales de afectación, a través de la aplicación de

modelos matemáticos de simulación, del o los eventos(s) máximos(s) probable(s) de riesgo(s) y evento(s) catastrófico(s), identificados en el punto VI.2 e incluir la memoria de cálculo para la determinación de los gastos, volúmenes y tiempos de fuga utilizados en las simulaciones, debiendo justificar y sustentar todos y cada uno de los datos empleados en estas determinaciones. Una vez identificados los riesgos que razonablemente pueden dar origen a

efectos adversos de cierta magnitud, la siguiente etapa viene marcada por la

pregunta: ¿Cuales son las consecuencias?.

Análisis de Consecuencias.

El Análisis de Consecuencias nos permite evaluar la magnitud de los efectos

negativos potenciales de la instalación y la propagación de un incidente que

generalmente involucra modelos de liberación accidental de sustancias



peligrosas, desarrollándose una variedad de escenarios y cuyo análisis nos

permite determinar el impacto potencial al personal, instalación y población

circundante.

Para el tipo de actividad que nos ocupa, es necesario considerar las

investigaciones del International Risk Institute en las cuales se ha reconocido que

una fuga de grandes cantidades de gases inflamables puede ocasionar una nube

explosiva en espacios abiertos que pueden causar severos o catastróficos daños

a extensas áreas de una planta o comunidad.

Los tipos de incidentes a considerar que pueden producir la pérdida de control

sobre las sustancias peligrosas y desencadenar consecuencias negativas para las

personas y las instalaciones son:

Fuga de sustancia peligrosa (Gas Natural Dulce).

Incendio.

Explosión.

En la figura VI.3.1 se muestra el Árbol de Eventos que explica la probabilidad de

comportamiento de una fuga típica del Gas Natural.

Figura VI.3.1

Incidente de fuga

Ignición inmediata

Jet Fire (Flamas de Chorro)

Si

No

Formación de una Nube de Gas Jet Fire

(Flamas de Chorro)

No

Incendio y explosión de la nube de gas

Si



Los eventos extraordinarios que pueden ocurrir en un pozo están relacionados

con descargas de gas no deseadas, estas fugas suelen ser ocasionadas por las

siguientes causas:

Corrosión externa.

Es ocasionada por la exposición de la superficie externa de válvulas, gasoducto y

trampas de envío y recibo de diablos a agentes oxidantes o corrosivos, los cuales

ocasionan pérdida de espesor y debilitamiento, pudiendo generar orificios.

Corrosión interna.

Es ocasionada por agentes oxidantes o corrosivos que son transportados a través

de válvulas, gasoducto y trampas de envío y recibo de diablos, esta corrosión

genera pérdida en el espesor de los materiales, produciendo debilitamiento de la

estructura y orificios.

Daños por agentes externos. Generalmente son ocasionados por factores ajenos a la operación normal del

pozo, gasoducto y trampas de envío y recibo de diablos, y pueden ser fenómenos

naturales como huracanes, tormentas eléctricas, desbordamiento de ríos,

deslaves, entre otros; y factores humanos como golpes o ruptura ocasionada por

maquinaria pesada, o algún otro tipo de incidente.



SUPOSICIONES (SELECCIÓN DE CASOS). Existen una serie de suposiciones inherentes que permiten efectuar las

estimaciones y predicciones de daños provocados por la fuga, incendio y

explosión del Gas Natural:

Peor Caso Creíble En términos generales este evento no es muy probable que ocurra, pero sus

consecuencias serían severas; su identificación requiere de hacer una serie de

consideraciones pesimistas, donde todo falla; y se ubica como la fuga de una

sustancia peligrosa del recipiente de mayor capacidad o de una tubería con un

mayor flujo dando como resultado consecuencias severas.

Casos más probables Son los incidentes con pérdida cuya probabilidad de ocurrencia es alta, no

obstante son consecuencias mucho menos graves que el peor caso creíble, se

debe considerar sin ser limitativo lo siguiente:

• Fugas en bridas / juntas, uniones roscadas, empaques.

Metodología de Análisis de Consecuencias.

La metodología para la evaluación de consecuencias consistirá en el análisis

mediante modelos matemáticos de eventos de riesgo identificados.

Modelo Process Hazard Analysis Software Tools (PHAST). El Análisis de Consecuencias (Análisis de Riesgos Cuantitativos), se realizará

mediante la aplicación de un software aceptado por la USEPA (United States

Environmental Protection Agency, Agencia para la Protección del Ambiente de los

Estados Unidos) y la OSHA (Ocuppational Safety Health Agency, Agencia para la



Seguridad y la Salud Ocupacional), denominado PHAST (Process Hazard

Analysis Software Tools) versión 6.2.1.

El PHAST permite predecir las consecuencias de acuerdo al tipo de producto por

diversas concentraciones de interés, límites de explosividad y daños a la salud;

además automáticamente selecciona el modelo correcto según el comportamiento

de la nube y predice todos los efectos físicos, radiación y nube explosiva.

El PHAST consiste en cuatro técnicas analíticas las cuales se describen a

continuación: Modelos de Flujo De fuga o escape determina la tasa, velocidad, temperatura y otras condiciones

de fuga ante una perdida de contención que puede ser instantánea o de descarga

continua. Modelos de Dispersión La turbulencia atmosférica se convierte en el principal mecanismo de mezcla y se

desarrolla un perfil de concentración en toda la nube, esto permite relacionar los

límites permisibles tolerables a distancias determinadas del punto de la fuga. Modelos de Explosión Determina los niveles de sobrepresión basados en la equivalencia de una

explosión de carga de TNT. Las explosiones de nubes de vapor no confinadas se

caracterizan por un frente de flama, que viaja por debajo de la velocidad del

sonido y se denomina deflagración. Modelos de Radiación Determina el alcance y niveles de radiación producidos por:

• Flamas de Chorro (Jet-Fire) Para definir los escenarios a simular se tomaron las consideraciones siguientes:



1. Resultados de la aplicación de las metodologías HazOp y Jerarquización de Riesgos.

2. El tiempo de duración de la fuga, se consideró tomando en cuenta el tiempo de detección y control.

3. La temperatura considerada fue: de 26 °C (temperatura promedio anual). 4. Los criterios para determinar la velocidad del viento relacionado con la

estabilidad de Pasquill, se basaron, tomando en cuenta la velocidad promedio anual registrada en la zona de influencia de 5.5 m/seg.

5. El orificio formado por corrosión y desgaste en las líneas de conducción analizadas es de forma regular, de un diámetro determinado. Los diámetros equivalentes del orificio varían desde 3.175 mm (0.125”), 12.7 mm (0.5”), hasta 25.4 mm(1.0”), y en algunos casos se analiza hasta el 20 % del diámetro de la tubería, para este estudio en particular, las simulaciones para los casos más probables se realizarán con los dos últimos para tener un mayor margen de seguridad.

6. Para el caso catastrófico la simulación se realizará analizando la ruptura total del gasoducto.

7. Las simulaciones se realizaron en sellos de válvulas, empaques y juntas bridadas de los equipos, estos eventos se pueden presentar en cualquier momento y en las diferentes condiciones climatológicas.

8. Se realizará la modelación para un orificio formado por golpe, y/o por agentes externos, sabotaje o errores humanos.

9. Para la realización de las simulaciones se tomaron en cuenta las condiciones de operación normales del gasoducto que son de:

910 psi (63.97 kg/cm2) y una temperatura de 30 ºC.

Estimación de consecuencias. Una vez determinados los efectos físicos negativos, se procederá a estimar las

consecuencias sobre los elementos vulnerables del entorno al escenario del



incidente, especialmente los daños a las personas, instalaciones y medio

ambiente.

Zona de afectación por escenario. Las consideraciones que se tomaron para definir la zona de alto riesgo y de

seguridad, e interpretar los resultados de la simulación son las siguientes:

♦ Zona de Alto Riesgo. Es la distancia a partir del punto de fuga, donde de acuerdo a los cálculos

realizados, en caso de presentarse el evento se requiere de ejecutar

acciones de combate, control y evacuación.

Efecto Explosivo 0.070 kg/cm2. Es la presión en la que se presenta

demolición parcial de casas.

Efecto de Radiación

(Radiación Térmica)

5.0 Kw/m2. Nivel de radiación térmica suficiente

para causar dolor al personal si no se protege

adecuadamente en 8 segundos, sufriendo

quemaduras hasta de 2º grado.

Toxicidad IDLH Equivalente a 100 ppm.

♦ Zona de Amortiguamiento Es la comprendida entre el límite de la Zona de Alto Riesgo y la distancia

que de acuerdo a los cálculos realizados, en caso de presentarse el evento

se requiere tomar medidas preventivas.

Efecto Explosivo 0.035 kg/cm2. Ventanas pequeñas o grandes

usualmente fracturadas, daño ocasional a los



marcos de las ventanas.

Efecto de Radiación

(Radiación Térmica)

1.4 Kw/m2. Es el flujo térmico equivalente al del

sol en verano y al medio día. No causará

incomodidad durante exposición prolongada.

Toxicidad TLV15 Equivalente a 15 ppm.

En las siguientes páginas se presentan los casos supuestos como los eventos

probables de ocurrencia.

CASO 1: Suposición: Se produce una liberación continua de gas natural a través de un orificio de 2” (50.8 mm) de Ø equivalente al 20% de Ø del Gasoducto de 10” Ø. Ubicación: La fuga se localiza en los empaques y/o cuerpo de la válvula de compuerta de 10”Ø ubicada en la trampa de envío de diablos de la localización del pozo Madera 1. Causas: La fuga es ocasionada hipotéticamente por corrosión, deterioro, o por golpe con maquinaria pesada, etc. Consideraciones

• Temperatura ambiente: 26 0C • Velocidad del viento: 5.5 m/s • Estabilidad atmosférica Pasquill: D

RESULTADOS: Tasa de

Descarga Duración de la Descarga Cantidad descargada

4.07 kg/s 2,908.06 seg. (48.46 min.) es el tiempo que tardaría en fugarse el gas entrampado. 11,835.80 kg

Radiación Térmica por Flamas de Chorro (Jet-Fire) Zona de alto riesgo (5 KW /m2) 19.05 m

Zona de Amortiguamiento (1,4 KW /m2) 37.52 m Sobrepresión por Explosión

Zona de alto riesgo (0.070 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosiónZona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosión

Toxicidad Zona de alto riesgo (100 ppm) No existe riesgo por toxicidad

Zona de Amortiguamiento (15 ppm) No existe riesgo por toxicidad

CASO 2: Suposición: Se produce una liberación continua de gas debido a un orificio de 1.5” (38.10 mm) de Ø. Ubicación: La fuga se localiza en la interconexión del gasoducto de 10”Ø con el gasoducto de 10”Ø existente Río Blanco – Playuela. Causas: La fuga es ocasionada hipotéticamente por corrosión, deterioro, o por golpe con maquinaria pesada, etc. Consideraciones

• Temperatura ambiente: 26 0C • Velocidad del viento: 5.5 m/s • Estabilidad atmosférica Pasquill: D

Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad

Descargada3.17 kg/s 3,600 seg. (60 min.) es el tiempo que tardaría en 11,412 kg



fugarse el gas entrampado. RESULTADOS:

Radiación Térmica por Flamas de Chorro (Jet-Fire) Zona de alto riesgo (5 KW /m2) 16.85 m

Zona de Amortiguamiento (1.4 KW /m2) 33.45 m Sobrepresión por Explosión

Zona de alto riesgo (0.070 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosiónZona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosión

Toxicidad Zona de alto riesgo (100 ppm) No existe riesgo por toxicidad

Zona de Amortiguamiento (15 ppm) No existe riesgo por toxicidad

CASO 3: Suposición: Ruptura total del Gasoducto de 10” Ø del pozo Madera 1. Ubicación: La ruptura se localiza en la llegada del gasoducto a la válvula de interconexión margen izquierda del Río Blanco. Causas: La ruptura es ocasionada hipotéticamente por golpe con maquinaria pesada. Consideraciones

• Temperatura ambiente: 26 0C • Velocidad del viento: 5.5 m/s • Estabilidad atmosférica Pasquill: D RESULTADOS:

Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad

Descargada

61.76 kg/s 156.44 seg. (2.6 min.) es el tiempo que tardaría en fugarse el gas entrampado ya que cuenta con válvulas de seguridad y de cierre rápido.

9,661.73 kg

RESULTADOS: Radiación Térmica por Flamas de Chorro (Jet-Fire)

Zona de alto riesgo (5 KW /m2) 96.84 m Zona de Amortiguamiento (1.4 KW /m2) 160.98 m

Sobrepresión por Explosión Zona de alto riesgo (0.070 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosión

Zona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2) No existe riesgo de sobrepresión por explosiónToxicidad

Zona de alto riesgo (100 ppm) No existe riesgo por toxicidad Zona de Amortiguamiento (15 ppm) No existe riesgo por toxicidad

Observaciones Este evento es improbable que ocurra, ya que solo se puede dar en la etapa de mantenimiento y para esto PEP cuenta con procedimientos operativos y cuanta con supervisión para realizar cualquier maniobra con equipo pesado dentro de sus instalaciones.

La memoria de cálculo de los escenarios evaluados se presenta en el ANEXO "G".



VI.3.2 Representar las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento obtenidas en un plano a escala adecuada, donde se indiquen los puntos de interés que pudieran verse afectados (asentamientos humanos, hospitales, escuelas, parques, mercados, centros religiosos, áreas naturales protegidas, y zonas de reserva ecológica, cuerpos de agua, etc.). En el Anexo "H" se encuentra la representación gráfica de los radios de afectación (Diagramas de Pétalos), denotando las zonas de amortiguamiento y alto riesgo para los eventos de riesgo máximos probables.

VI.4 Interacciones de riesgo. Realizar un análisis y evaluación de posibles interacciones de riesgo con otras áreas, equipos, o instalaciones próximas al proyecto que se encuentren dentro de la zona de Alto Riego, indicando las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo de las mismas. De acuerdo con el análisis de riesgo, apoyados en los radios que definen la zona

de alto riesgo obtenidos del simulador y conforme a las consideraciones más

creíbles y probables a la naturaleza de las instalaciones, de ocurrir un evento de

explosión o incendio los escenarios que podrían involucrar instalaciones

cercanas, son los siguientes:

Tabla VI.41 Interacciones de Riesgo

RADIO DE LA ZONA DE ALTO RIESGO ESCENARIO

Tipo Distancia (m) ÁREA O EQUIPO QUE AFECTARÍA

1 Radiación

térmica por Jet Fire

19.05

A esta distancia, el nivel de radiación térmica emitido (5 KW/m2), causaría dolor al personal operativo del equipo de mantenimiento en exposiciones de 15-20 segundos. Después de 30 segundos de exposición, sufrirían quemaduras hasta de segundo grado sin equipo de protección personal adecuado. La intensidad de radiación térmica a la cual se presenta este evento (5 KW/m2) no es suficiente para causar daño a la infraestructura existente en la macropera.



2 Radiación


16.85

A esta distancia, el nivel de radiación térmica emitido (5 KW/m2), causaría dolor al personal operativo del equipo de mantenimiento en exposiciones de 15-20 segundos. Después de 30 segundos de exposición, sufrirían quemaduras hasta de segundo grado sin equipo de protección personal adecuado. La intensidad de radiación térmica a la cual se presenta este evento (5 KW/m2) no es suficiente para causar daño al Injerto Río Blanco.

3 Radiación


96.84

Este evento es improbable que ocurra, ya que solo se puede dar en la etapa de mantenimiento y para esto PEP cuenta con procedimientos operativos y cuanta con supervisión para realizar cualquier maniobra con equipo pesado dentro de sus instalaciones y de suceder la intensidad de radiación térmica (5 KW/m2) afectaría significativamente cualquier vehículo o persona que transite cerca de la instalación.

Las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo son:

• Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones

• Programas de mantenimiento anticorrosivo.

• Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y

accesorios.

• Programa de protección Catódica.

• Llevar un registro, mediante bitácora de accidentes y/o fugas que se llegaran

a presentar en el gasoducto de 10”, para aplicar posteriormente un programa

específico que permita prevenirlas.

• Sensibilizar a la gente que transita cerca de las instalaciones, sobre los

peligros que implica la invasión a la instalación y la realización de trabajos en

forma irresponsable. Es necesario informar a estas personas mediante

pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se

presente un accidente y cómo actuar con prontitud de acuerdo al Plan de

Emergencia.

VI.5 Recomendaciones técnico-operativas.



VI.5.1 Indicar claramente las recomendaciones técnico-operativas resultantes de la aplicación de la metodología para la identificación de riesgos, así como de la evaluación de los mismos, señalados en los puntos VI.2 y VI.3. A partir de la identificación de los riesgos más probables y de mayor alcance que

puede presentar los procesos de transporte de gas, se han definido

recomendaciones destinadas a fortalecer los dispositivos de seguridad con los

que cuenta el Activo Integral Veracruz.

Tabla VI.5.1 Recomendaciones Técnico - Operativas

Evaluación del Riesgo Recomendaciones Desviación Posibles Consecuencias

(Riesgo) Salvaguardas

GASODUCTO DE 10”Ø DESDE LA VÁLVULA DE COMPUERTA DE 10”Ø UBICADA EN LA TRAMPA DE ENVÍO DE DIABLOS HASTA LA VÁLVULA DE COMPUERTA DE 8”Ø EN LA INTERCONEXIÓN CON EL GTO DE 10”Ø X 7.5 KM RÍO BLANCO - PLAYUELA

Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen: 1. Aplicar los programas de

mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.

2. Continuar con los recorridos del personal operativo

3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva

4. Aplicar los programas de capacitación de personal

Alta Presión ocasionada por el bloqueo de la válvula de compuerta de 8”Ø a la llegada a la interconexión con el Gto de 10”ø x 7.5 km Río Blanco – Playuela.

1. Sobrepresión del gasoducto.

2. Posible fuga en conexiones o uniones bridadas.

3. Posible incendio o explosión si la masa de gas descargada encuentra alguna fuente de ignición.

1. Válvula de seguridad ubicada antes de la interconexión con la trampa de envío de diablos. (aunado a esto se contará de Válvulas manumátic y de compuerta en los árboles de válvulas de los pozos Madera).

2. Desfogue al quemador elevado. 3. Procedimientos operativos. 4. Programas de capacitación al

personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.

5. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.

6. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios.

7. Programa de protección Catódica. 8. Señalamientos. 9. Calibración de espesores.



Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen: 1. Aplicar los programa de

mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.

2. Continuar con los recorridos del personal operativo

3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva

4. Aplicar los programas de capacitación de personal

Baja Presión ocasionada por Posible fuga de gas por corrosión interna y/o externa, o por golpe con maquinaria pesada.

1. Incendio o explosión en caso de encontrar alguna fuente de ignición.

1. Válvula de seguridad ubicada antes de la interconexión con la trampa de envío de diablos. (aunado a esto se contará de Válvulas manumátic y de compuerta en los árboles de válvulas de los pozos Madera).

2. Válvula de seccionamiento tipo compuerta ubicada en la trampa de envío de diablos.

3. Desfogue al quemador elevado. 4. Procedimientos operativos. 5. Programas de capacitación al

personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.

6. Programas de inspección y celaje del derecho de vía.

7. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.

8. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios.

9. Programa de protección Catódica 10. Calibración de espesores.

VI.5.2 Sistemas de seguridad. Describir a detalle las medidas, equipos, dispositivos, y sistemas de seguridad con que contará la instalación, considerados para la prevención, control, y atención de eventos extraordinarios.

♦ Válvula de corte rápido (SDV)

En la descarga del árbol de válvulas se instala una válvula de corte (SDV), la

cual actúa de manera instantánea cuando detecta incrementos o

decrementos en la presión. Al accionarse esta válvula el pozo queda

cerrado evitando así eventos inseguros.

♦ Válvulas de compuerta

Estas válvulas permiten aislar las líneas de conducción, por motivos

operacionales, mantenimiento o emergencia.



♦ Válvulas de retención (check)

Estas válvulas permiten el flujo en una sola dirección, sellándose

automáticamente cuando el flujo se invierte. La dirección del flujo se indica

mediante una flecha en un costado de la válvula.

♦ Medidas de seguridad en cruces con caminos y corrientes intermitentes

El Gasoducto se colocará dentro de los tubos de protección (camisas), a una

profundidad de cuando menos 1.50 m más el diámetro del gasoducto, el

tubo y la camisa son concéntricos y se conservan en esa posición por medio

de aisladores y centradores. El espacio anular entre la tubería y el tubo

protector va sellado en los dos extremos del tubo. La camisa es diseñada

para soportar cargas externas de acuerdo a su ubicación.

La camisa lleva orificios en los que se colocan ventilas hacia el exterior. El

constructor es responsable de que el tubo de la camisa quede

eléctricamente aislado de la tubería de conducción. (Ref. ASME B31.8,

Capítulo IV, párrafo 841.144 y ASME B31.4, Capítulo V, párrafo 434.13.4.).

♦ EQUIPOS

En caso de presentarse un evento inesperado y/o extraordinario (incendio

y/o explosión) Pemex Exploración y Producción cuenta en el Activo Veracruz

con una Central Contra Incendio que se encuentra ubicada en la "Batería

Mata Pionche", localizada en el municipio de Cotaxtla a 70 km del proyecto

(ver ANEXO “D”). El personal y equipo con el cual esta integrada esta central

Contra Incendio se menciona en las siguientes tablas:

Tabla VI.5.2-1. Plantilla de Personal Contra Incendio

Personal Categoría Cantidad Especialista Técnico "C" 1 Atención a Emergencias Especialista Técnico "D" 1

Enc. Man. Opr. C.I. 1 Op. Especialista en Eq. C.I. 4 Contra Incendio

Aydte. Op. Man. C.I. 10 Total 17



Tabla VI.5.2-2. Equipo de apoyo y Contra Incendio disponible para Emergencias

Cantidad Descripción Capacidad 1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D85-A12 1 Tractor Buldozer, Marca Komatsu D65-A6 1 Motoconformadora, Marca Huber F-1400 1 Traxcavo, Marca Carterpillar 1 Camión unimog, Marca Mercedes benz 1 Maquina de soldar, Marca Lincoln 1 Autotanque 1000008226, Marca Grove 8,000 Lts 1 Grúa, Marca Grove 1 Tiro Directo, Marca Kemworth 1 Quinta Rueda, Marca Kemworth 1 Motobomba 10000011806, Marca Grumman 1,000 GPM 1 Motobomba 1000000406, Marca Grumman 1,000 GPM 1 F-350 1000002365 3 Toneladas

Tabla VI.5.2-3 Equipo mínimo de seguridad industrial que deberán utilizar el personal que realice

operaciones de mantenimiento del Gasoducto DESCRIPCION CARACTERISTICAS

overall Ropa 100% algodón con logotipo de la empresa. botas de seguridad calzado impermeable con casquillo, suela antiderrapante y resistente a los ácidos. guantes de carnaza ó dieléctricos protección auditiva tipo orejeras y/o tapones auditivos casco casco para uso en general. faja lumbar tipo industrial, de seguridad con tirantes lentes de seguridad con protección a los rayos u.v. protección respiratoria respirador desechable para polvos

♦ Derecho de vía

Los derechos de vía o franja de terreno donde se aloja la tubería tienen

especificaciones de señalización. No se podrá transitar por él con

maquinaria pesada ni se llevarán a cabo excavaciones de ninguna

profundidad. Por cada tubería que se adicione se aumenta a cada corredor



afectado una distancia de dos metros, mas el diámetro correspondiente a

dicha tubería.

Todos los trabajos de mantenimiento que se realicen en el derecho de vía

deben de ser supervisados por personal calificado y tenga pleno

conocimiento de los riesgos existentes.

VI.5.3 Medidas preventivas. Indicar las medidas preventivas, incluidos los

programas de mantenimiento e inspección, así como los programas de contingencias que se aplicarán durante la operación normal del proyecto, para evitar el deterioro del ambiente, además de aquellas orientadas a la restauración de la zona afectada en caso de accidente. La construcción de las instalaciones de PEMEX está regulada por normas,

reglamentos de calidad de materiales y procedimientos de construcción que

garantizan las condiciones de seguridad de las mismas. A continuación se

describen las medidas, dispositivos y equipos de seguridad con que contará la

instalación evaluada.

Procedimientos y programas • Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones

• Programas de capacitación al personal en materia de operación y

mantenimiento del gasoducto de 10”.

• Programas de mantenimiento anticorrosivo.

• Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y

accesorios.

• Señalización a lo largo del derecho de vía.

• Programa de protección Catódica

• Llevar un registro, mediante bitácora de accidentes y/o fugas que se llegaran a

presentarse en el gasoducto de 10”, para aplicar posteriormente un programa

específico que permita prevenirlas.



• Sensibilizar a la gente que transita cerca de las instalaciones, sobre los

peligros que implica la invasión a la instalación y la realización de trabajos en

forma irresponsable. Es necesario informar a estas personas mediante

pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se

presente un accidente y cómo actuar con prontitud de acuerdo al Plan de

Emergencia.

• Es necesario que PEMEX - Exploración y Producción, mantenga informado al

personal involucrado en la operación y mantenimiento del gasoducto de 10”,

acerca del Plan de Emergencias y la coordinación con el Comité de Protección

Civil, para favorecer los tiempos de respuesta y la eficacia de ésta.

• Los responsables de la operación del gasoducto de 10” deberán apegarse a

las medidas de seguridad con que cuenta el mismo, así como conocer los

procedimientos de operación normal y de emergencia.

• Señalamientos

Señalamiento Tipo Informativo.

Señalamiento Tipo Restrictivo

Señalamiento Tipo Preventivo

Dentro de sus políticas de Protección Ambiental y Seguridad, PEMEX a

instrumentado el Programa de Mantenimiento a ductos que se presenta en la tabla

V.5.3-1, el cual es de aplicación anual (excepto la medición de espesores y la

corrida de diablos instrumentados) para todo este tipo de instalaciones que se

encuentren bajo jurisdicción de PEMEX Exploración y Producción.

Tabla VI.5.1 Programa de Mantenimiento Anual

Programa de ejecución Nº C o n c e p t o 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 OBSERVACION

1 INSPECCION DE ESPESORES (CRUCES AEREOS):

CADA 5 AÑOS

2 SISTEMA DE PROTECCIÓN INTERIOR EVALUACIÓN CADA MES INYECCIÓN DE INHIBIDOR DIARIO

3 SISTEMA DE PROTECCION MECÀNICA CADA 4 AÑOS 4 SISTEMA DE PROTECCION CATODICA SEMESTRAL 5 PRUEBA DE HERMETICIDAD NO APLICA



6 PRUEBA RADIOGRAFICA NO APLICA 7 SUSTITUCION DE TRAMOS DE TUBERIA CUANDO SE REQUIERA8 PREVENCION DE FUGAS CUANDO SE REQUIERA9 CELAJE TERRESTRE: UNA VEZ AL MES REVISION DE SEÑALAMIENTOS INDICATIVOS Y RESTRICTIVOS

10 INTEGRIDAD MECÀNICA CUANDO SE REQUIERA

VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del ducto. En la fase de operación no se generan residuos, salvo en las actividades de

mantenimiento, donde los encargados de dicha actividad se harán cargo de la

recolección y disposición de los residuos que se generen.

VI.6.1 Caracterización. Caracterización de los residuos generados, señalando los volúmenes, sistemas de tratamiento y control, y disposición final.

Tabla VI.6.1 Caracterización de los residuos generados RESIDUO CARACTERÍSTICA VOLUMEN SISTEMA DE TRATAMIENTO Y CONTROL

Aceites lubricantes gastados No disponible No Disponible El tratamiento y disposición final es responsabilidad del

contratista.

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento. Indicar la factibilidad de reciclaje o tratamiento de los residuos generados

durante la operación del proyecto. En la fase de operación no se generan residuos, salvo en las actividades de

mantenimiento, donde los encargados de dicha actividad se harán cargo de la

recolección y disposición de los residuos que se generen.

VI.6.3 Disposición final de los residuos, señalando volumen y composición. La disposición de los residuos generados estará a cargo de compañías contratadas

para proporcionar dicho servicio, y se harán en base a lo estipulado en el contrato y

a lo establecido por la autoridad correspondiente.



Tabla VI.6.3 Disposición final de los residuos RESIDUO COMPOSICIÓN VOLUMEN DISPOSICIÓN FINAL

Aceites lubricantes gastados No disponible No Disponible El tratamiento y disposición final es responsabilidad

del contratista.

VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

V.II.1 Señalar las conclusiones del Estudio de Riesgo. De acuerdo con los resultados del estudio "Construcción Gasoducto de 10” Ø x 6

km, localización pozo Madera 1 hacia el margen izquierdo del Injerto Río Blanco”,

Activo Integral Veracruz y fundamentado en la ingeniería, condiciones de

operación y medidas de seguridad, se puede establecer que el gasoducto dispone

de la infraestructura necesaria para operar con seguridad y eficiencia, minimizando

los riesgos al personal, al ambiente y a las instalaciones propias y aledañas. Para

ello, la empresa deberá aplicar los programas de operación, mantenimiento y

seguridad mencionados, y observar las recomendaciones emitidas en este

documento.

La jerarquización de los eventos de riesgo máximos probables identificados y

evaluados, corresponde a un nivel de riesgo IV; es decir, Riesgo generalmente

aceptable; no se requieren medidas de mitigación y abatimiento, y de acuerdo a

los resultados de la simulación matemática en su mayoría, no afectarán

asentamientos humanos o características importantes del entorno natural.

VII.2 Hacer un resumen de la situación general que presenta la instalación o el proyecto, en materia de riesgo ambiental, señalando las desviaciones encontradas y posibles áreas de afectación. Con base en los resultados del análisis de riesgo, se puede afirmar que en general

el proyecto cumple con las especificaciones técnicas, de normas y procedimientos

que permiten una operación de bajo riesgo. Sin embargo, el análisis bajo la

metodología HazOp, ha permitido identificar algunas posibles desviaciones con



respecto a los propósitos de diseño y operación, que podrían generar una

situación de riesgo. Estas desviaciones son:

Referencia en HazOp Desviación Localización Causa Frecuencia Consecuencia Nivel de

Riesgo

1 Alta Presión

1. Bloqueo de la válvula de compuerta de 10”Ø a la llegada a la trampa de recibo de diablos.

1 2 IV

1 Baja Presión

Gasoducto de 10” desde la válvula de compuerta ubicada en la trampa de envío de diablos hasta la válvula de compuerta de 10”Ø en la trampa de recibo de diablos.

1. Posible fuga de gas por corrosión interna y/o externa. 2. Posible fuga de gas por golpe con maquinaria pesada.

1 2 IV

La matriz de jerarquización de riesgos para los escenarios asociados a las

desviaciones indica un nivel IV. Riesgo generalmente aceptable; no se requieren

medidas de mitigación y abatimiento.

El tipo de fuga más frecuente es causada por erosión o corrosión de los

materiales, por lo que los diámetros de orificios generados no son de gran tamaño

y se pueden presentar una o más veces durante la vida útil de la instalación.

En caso de ruptura total en la línea, la afectación podría ser mayor si se produce

un incendio o explosión, pero la probabilidad que se genere este evento es baja,

ya que sólo puede esperase que se dé por un golpe lo suficientemente fuerte para

causar la ruptura total en la línea y esto sólo se puede dar en algún incidente con

maquinaria o equipo pesado.



Las áreas de afectación para cada uno de los escenarios son las siguientes:

Área de afectación por sobrepresión (m2) Distancia de afectación por toxicidad Escenario Área de afectación por

radiación térmica (m2) Explosión inmediata Ignición tardía 1 1140.09 No existe riesgo por sobrepresión No existe riesgo por toxicidad 2 891.96 No existe riesgo por sobrepresión No existe riesgo por toxicidad 3 29,467.96 No existe riesgo por sobrepresión No existe riesgo por toxicidad

VII.3 Presentar el informe Técnico debidamente llenado El informe técnico se presenta en el ANEXO “I”.

Documents

Pemex Exploración y Producción, Subdirección Región …sinat.semarnat.gob.mx/dgiraDocs/documentos/ver/estudios/2004/30VE... · requeridos de acuerdo a lo indicado a la norma PEMEX