CAPÍTULO I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.
I.1.- Proyecto.
I.1.1.- Nombre del proyecto.
Oleogasoducto de 16” de diámetro x 10.3 Km. de Costero a May-B.
I.1.2.- Ubicación del proyecto.
El oleogasoducto inicia en la zona terrestre, cerca de la localidad conocida como ”Ejido Nuevo Centla” perteneciente a Frontera, Tab., a 0.52 Km. de la línea de costa y posteriormente su trazo continua mar adentro con dirección norte, en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México hasta llegar a la plataforma May-B; la obra se ubicará a una distancia aproximada de 67.0 Km. de la Terminal Marítima Dos Bocas de PEMEX y a 19.0 Km. de la ciudad de Frontera, Tab. En el plano de la página 7, al final de éste capítulo, se señala su ubicación.
Calle, número o Colonia o barrio.
La ubicación de la obra carece de calle y número, como referencia geográfica se señala el origen del ducto en un predio propiedad privada, aledaño al “Ejido Nuevo Centla” de la ciudad de Frontera Tab., el cual se localiza aproximadamente en el Km. 20 de la carretera federal 180 Frontera-Cd. del Carmen.
Código postal.
La ubicación del oleogasoducto carece de código postal. Localidad o delegación.
La parte del oleogasoducto que corresponde a la zona terrestre se ubica a 4 Km. aproximadamente del “Ejido Nuevo Centla, Tab.”
Municipio.
El tramo del oleogasoducto que se ubica en zona terrestre, se localiza dentro del municipio de Centla, Tab.
Entidad federativa.
Como se mencionó anteriormente, el oleogasoducto iniciará en el estado de Tabasco y posteriormente se dirige mar adentro en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México.
I.1.3.- Tiempo de vida útil del proyecto. Duración total.
Se estima un periodo de 20 años de vida útil del oleogasoducto. Etapas que cubre la evaluación del estudio.
Este proyecto consiste en la instalación y puesta en operación de un oleogasoducto, por lo que el presente estudio abarca, las diversas etapas de desarrollo de la obra, desde la preparación del sitio, hasta su instalación, operación y abandono.
I.1.4.- Presentación de la documentación legal.
El proyecto de construcción del oleogasoducto, se realizará en su mayor parte a lo largo de 10.3 Km. en zona marina del mar territorial en la Zona Económica Exclusiva de nuestro país, la cual tiene una extensión de 200 millas náuticas (370 400 m), según se establece en el articulo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, que “corresponde a la Nación el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataforma continental”, así mismo, “son propiedad de la nación, las aguas de los mares territoriales, en la extensión y términos que finque el derecho internacional, así como las aguas marinas interiores; por lo que el Gobierno Federal, a concesionado a PEMEX Exploración y Producción la realización de las actividades de exploración, perforación, producción y transporte de hidrocarburos”.
El tramo que corresponde a la zona terrestre, se ocupa en un predio bajo el régimen de propiedad privada, para lo que PEMEX, cuenta con un Permiso de Paso a favor de PEMEX Exploración y Producción (Ver Anexo No. 1), con la propietaria del terreno que será afectado con la realización del proyecto cuyo nombre es:
Nombre Superficie total afectada (m2)
29,685.028 Protección de datos personales LFTAIPG
I.2.- Promovente.
I.2.1.- Nombre o razón social. PEMEX - Exploración y Producción.
I.2.2.- Registro Federal de Contribuyentes del promovente. PEP920716-7XA. (Ver Anexo No.1).
I.2.3.- Nombre y cargo del representante legal.
En el Anexo No. 2 se presenta el poder notarial, que lo acredita como representante legal de la empresa.
I.2.4.- Dirección del promovente o de su representante legal. Subdirección Región Marina Suroeste.
Edificio del Activo Integral Litoral de Tabasco Terminal Marítima Dos Bocas, Paraíso, Tabasco. Código postal.
86600. Localidad.
Ranchería “El Limón”. Municipio o delegación. Municipio de Paraíso. Entidad federativa.
Teléfono(s). Directo: 01(933) 33 3 14 32 Conmutador: 01(933) 33 3 51 00 Extensiones: 24800 Fax. 01(933) 33 3 51 00 Ext. 24802. Correo electrónico.
I.3.- Responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental. I.3.1.- Nombre o razón social.
PEMEX - Exploración y Producción.
I.3.2.- Registro federal de contribuyentes o CURP. PEP920716-7XA.
I.3.3.- Nombre del responsable técnico del estudio.
Protección de datos personales LFTAIPG
Protección de datos personales LFTAIPG
I.3.4.- Dirección del responsable técnico del estudio.
Calle y número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer de dirección postal.
Edificio del Activo Integral Litoral de Tabasco. Interior de la Terminal Marítima Dos Bocas. S/N.
Colonia o barrio.
El edificio no se ubica dentro de alguna colonia o barrio. Código postal.
86600. Localidad.
Ranchería “El Limón”. Municipio o delegación. Municipio de Paraíso.
Entidad federativa. Tabasco. Teléfono. Directo: 01(933) 33 3 25 70 Conmutador: 01(933) 33 3 51 00 Extensiones: 24884 y 24912 Fax. Correo electrónico.
Protección de datos personales LFTAIPG
II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO.
Los incisos de éste capítulo, incluyen las actividades consideradas para las etapas de preparación del sitio, construcción, operación y mantenimiento de la obra, y se relacionaron con las regulaciones ambientales vigentes, que serán consideradas como instrumentos de control para prevenir y mitigar el impacto ambiental que ocasionará el desarrollo de la obra.
La información referente a éste oleogasoducto se obtuvo de planos de Ingeniería, bases de diseño y bases de usuario elaborados por PEMEX Exploración y Producción (PEP), específicamente para esta obra.
II.1.- Información general del proyecto.
El Campo Costero se encuentra localizado geográficamente a 19 Km. de la ciudad de Frontera, cerca del ejido Nuevo Centla que pertenece al municipio de Centla, Tabasco; éste es uno de los nueve campos de explotación que conforman el proyecto “Crudo Ligero Marino”, el cual fue evaluado en materia de impacto ambiental y autorizado por la SEMARNAT con el Oficio No. SGPA-DGIRA-002559, así mismo, se cuenta con la autorización en materia de Impacto y Riesgo Ambiental del proyecto “Construcción de infraestructura para perforar los pozos de desarrollo costero 12, 13, 31 y 33”, emitida por SEMARNAT mediante oficio No. S.G.P.A.-DGIRA.-1918/02 de fecha 12 de diciembre de 2002 que se presentan en el Anexo No. 3.
La explotación del campo Costero, a través de la instalación de un oleogasoducto que llegará a la plataforma May-B, es parte de la estrategia integral de PEMEX para aumentar la oferta y subsanar la demanda de gas, respondiendo al crecimiento interno planteado por la Secretaría de Energía y que compensará la declinación en la producción regional, que se estima se presente en el año 2007. Para ello, la infraestructura de explotación necesaria en la producción del Campo Costero, requiere de la construcción de un oleogasoducto de 16”Ø x 10.3 Km, que transportará la producción de hidrocarburos condensados desde el cabezal general del pozo 12 del Campo Costero al cabezal de recolección de la plataforma May-B. La salida del cabezal se ubica aproximadamente a 0.52 Km. de la línea de costa y posteriormente, el ducto continuará su trazo mar adentro con dirección norte en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México.
II.1.1.- Naturaleza del proyecto.
por lo que en este inciso se describen las actividades de cada una de las etapas, para ambas zonas. En las Tablas No. 1 y 2 se presenta la matriz de actividades de proyectos petroleros, aplicable a esta obra.
Tabla No.1. Matriz de actividades de proyectos petroleros terrestres (tramo terrestre del ducto).
Etapas de desarrollo
Obras tipo Preparación del
sitio Construcción Operación y Mantenimiento Abandono -Despalme en el derecho de vía (incluye desmonte en zona de manglar). -Apertura de zanja en trayectoria del ducto. -Monitoreo del sistema de protección catódica. -Corte y taponado del ducto.
-Relleno para vialidad
en el derecho de vía.
-Transporte de
material y equipo.
-Soldado del ducto -Radiografiado del
ducto.
-Tendido del ducto. -Relleno de zanja.
Oleogasoducto
-Colocación de
accesorios para interconexiones.
Tabla No. 2. Matriz de actividades de proyectos petroleros marinos (tramo marino del ducto). Etapas de desarrollo Obras tipo Construcción Operación y Mantenimiento Abandono -Uso de embarcaciones,
transporte de material, equipo y otras actividades.
-Dragado de la línea regular
(ducto). -Operación del oleogasoducto. -Protección anticorrosiva de ductos ascendentes. -Limpieza de hidrocarburos. -Llenado de agua de mar.
-Soldado de ducto. -Monitoreo del sistema de protección catódica. -Corte y taponado del ducto. -Radiografiado del ducto. -Limpieza interior del ducto.
-Tendido del ducto. -Calibración de válvulas. -Colocación de curvas de expansión. -Aplicación de inhibidor de corrosión. -Colocación de accesorios para interconexiones. -Colocación de ductos ascendentes. Oleogasoducto -Prueba hidrostática.
Según el estudio de factibilidad 2002; editado por el Activo de Explotación Litoral Tabasco, el Proyecto Integral Crudo Ligero Marino (PCLM) involucra la explotación y exploración de nueve campos, dentro de la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, en la Región Marina Suroeste de PEMEX Exploración y Producción (PEP), en donde con obras como el oleogasoducto de Costero a May- B, se busca cumplir con las expectativas de producción requeridas par el año 2007.
El Campo Costero, fue descubierto con el pozo Costero-1, resultando productor de condensado de 47º API; su reserva es del orden de los 109.6 Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE), a esta reserva le corresponden 59.5 MMBPCE en la parte marina y 50.1 MMBPCE en la porción terrestre; en donde se espera alcanzar una producción máxima de 56.7 millones de pies cúbicos de gas y 9,829 barriles de aceite, promedio anual en el año 2004.
Con base en lo anterior, PEMEX Exploración y Producción ha decidido desarrollar la infraestructura de explotación necesaria en la producción del Campo Costero, lo cual requiere de la construcción del oleogasoducto de 16”Ø con una longitud total de 10.3 km. para transportar la producción a partir del cabezal de recolección de los pozos productores para interconectarse al cabezal general de recolección de la plataforma May-B (autorizada en materia de impacto ambiental en el resolutivo No. S.G.P.A-DGIRA-O2559); considerando instalar un disparo de 12”Ø aproximadamente a 2.0 km. de la línea regular en dirección a la plataforma May-B, para una futura interconexión de la plataforma Costero-A.
En la zona terrestre el transporte de equipo y material, contará con medidas de seguridad que evitarán en gran medida no causar daño a las piezas que se enviarán a la zona de construcción.
En la zona marina, las embarcaciones que se utilizarán para el tendido del ducto, contarán con estaciones de soldadura, áreas de almacenamiento y equipos necesarios para el desarrollo de estas actividades; así también, tendrán un control de posicionamiento con la finalidad de controlar en forma automática por medio de un sistema computarizado G.P.S, la orientación y avance de la embarcación durante las operaciones de anclaje en el tendido del ducto; esta información se describe a mayor detalle en el punto II.2.4 Etapa de construcción, en el apartado “Tendido de la línea regular en zona marina”.
La tubería que se utilizará en la instalación del ducto, será de acuerdo con los requerimientos establecidos en la especificación API-5L. Gr. X-52.
aplicación será de vital importancia durante el proceso de construcción y vida útil del ducto que es de 20 años.
Se utilizará un equipo de dragado para la zona marina, el cual actuará en forma sincronizada con el lanzamiento de la tubería dejando la parte superior del tubo revestido, un metro como mínimo debajo del nivel del lecho marino. La interconexión de la línea regular a la plataforma se realizará por medio de la curva de expansión, ya que es una parte del ducto que permite el ascenso a cubierta de la plataforma. En la zona terrestre se excava la zanja con maquinaria y posteriormente se coloca el ducto, el cual se interconectará en la salida al cabezal del pozo costero 12.
Posteriormente, iniciará la etapa de operación; el programa de esta etapa se presenta en forma detallada en el punto II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento. Durante la vida útil de la obra se inicia el mantenimiento, en donde se llevarán a cabo diversos procedimientos con la finalidad de asegurar la funcionalidad de la operación del oleogasoducto. Estas actividades se describen en el punto II.2.5, apartado “Programa de mantenimiento”.
De acuerdo con la naturaleza de este proyecto, el único recurso natural aprovechado será el petróleo, para su explotación y comercialización. Los aspectos ambientales y su interacción con la obra, se describen en el Capítulo V.
Justificación.
En los estudios realizados del Campo Costero, se determinó que la forma más conveniente de explotar los hidrocarburos, será a través de la infraestructura integral que se desarrolle para el proyecto “Crudo Ligero Marino”.
Los resultados de los estudios exploratorios del campo costero demuestran que su reserva es del orden de los 109.6 Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE), a esta reserva le corresponden 59.5 MMBPCE en la parte marina y 50.1 MMBPCE en la porción terrestre.
La mezcla a extraer está constituida por gas y condensado con una densidad de 47º API, por tales características y la necesidad de atender una parte considerable de la creciente demanda de gas, surge la necesidad de desarrollar la construcción del oleogasoducto con un diámetro de 16” y una longitud de 10.3 km.
Así mismo, se dejará para una futura interconexión un disparo de 12”Ø y trampas para diablos en ambos extremos de la línea, así como un disparo de 16” Ø en la salida del cabezal del campo Costero a la plataforma May-B, para diversas infraestructuras que se desarrollarán en corto plazo.
Objetivo
El objetivo de la construcción del oleogasoducto es transportar un flujo de gas y condensados en condiciones normales de operación de 6 MBPD de gasto de aceite y 35 MMPCD en gasto de gas, a una presión de 97 kg/cm² y una temperatura de 60º C procedente del cabezal de recolección del Campo costero-1 al cabezal general en cubierta de la plataforma tipo Octápodo May-B; para contribuir a subsanar el déficit de gas, cada vez más marcado en nuestro país; debido a su gran demanda y a la reducción en el uso de combustóleo.
II.1.2.- Selección del sitio.
Para la selección del sitio de instalación de la obra se tomaron en cuenta diferentes criterios, los cuales permitieron elegir la alternativa más viable tanto operativa como ambientalmente.
Los criterios técnicos para seleccionar la ubicación del trazo del ducto, fueron los que a continuación se indican:
a.- Se consideraron los estudios meteorológicos/oceanográficos; así como geofísicos y geotécnicos del campo entero para establecer criterios de trazo y diseño; para el tramo terrestre se realizó también el estudio topográfico.
b.- La ubicación de los puntos de envío y recepción, del cabezal del campo Costero a la plataforma May-B.
Estudio Geofísico.
En el estudio geofísico, se obtuvieron los registros sísmicos de alta resolución acústica, para determinar los aspectos siguientes:
-Batimetría del lugar.
-Las características del piso marino.
-Definir la unidad de sedimentos no consolidados y factores que la afectan.
-Detectar a profundidades someras la presencia de rasgos geológicos y eventos anómalos relevantes.
-Identificar cualquier riesgo geológico significativo que represente riesgo para una tubería terrestre-submarina o que tenga un impacto en su diseño final.
instalación y operación de una tubería terrestre-marino y no se identificaron condiciones o procesos geológicos que afecten adversamente el alineamiento propuesto durante la vida de una tubería. Los aspectos evaluados fueron los siguientes:
Topografía del fondo marino: Los valores de tirante de agua en el área de instalación del oleogasoducto, fueron corregidos por mareas y referidos al Nivel de Bajamar Media (N.B.M.), varían de 0.00 m. en el extremo correspondiente a la salida del campo Costero, hasta 12.97 m. en el extremo de la llegada a la plataforma May-B; lo cual indica una pendiente con tendencia hacia el Noreste. El plano del corredor geofísico se presenta en el Anexo No. 4.
Suelo (lecho marino): El espesor de sedimentos no consolidados, medidos desde el lecho marino hasta el primer estrato resistente, presenta un comportamiento uniforme con tendencia definida hacia el Noreste. Los espesores fluctúan aproximadamente de 0.00 a 8.70 m. en los extremos de la línea de costa hasta la llegada a la plataforma May-B. En los planos P319SNM0018P003-1 y P319SNM18P003-2 planos de isopacas del Anexo No. 5, se muestra la variación de estos espesores en el área explorada. Cabe mencionar, que aproximadamente a 2,100 m. de la línea de costa, se localizó una zona de probable transición en el tipo de materiales de depósito, en el cual el espesor de arcilla, característico de la unidad de sedimentos no consolidados, disminuye súbitamente aproximadamente de 5.0 a 2.0 m. lo cual hace suponer la presencia de estratos granulares, subyacentes a la unidad de sedimentos no consolidados, a profundidades menores de 2.0 m. en dirección hacia la línea de costa, de acuerdo al plano de corredor geofísico del Anexo No. 4, esta observación es importante ya que a esta altura aproximadamente estará ubicado el disparo de 12” Ø que interconectará a la plataforma Costero-A en un futuro; sin embargo, no presentará dificultades de apoyo para la colocación o instalación de la tubería.
En cuanto a la zona terrestre se consideraron las condiciones topográficas del terreno, en donde se presentan condiciones de una planicie con ligeras depresiones de inundación y con una ligera inclinación del terreno hacía la línea de costa.
Rasgos geológicos y riesgos: No existe ningún riesgo geológico relevante que pueda afectar el tendido en zona terrestre y marina.
Socavación del fondo marino: No se encontraron evidencias de socavación reciente o de transporte de sedimentos. Se deduce que cualquier socavación futura bajo condiciones naturales durante la vida de la tubería propuesta, no es suficiente para afectar negativamente el desarrollo del proyecto.
Condiciones causadas por el hombre u otras: Con las pruebas realizadas se obtuvieron valores de resistencia al corte de alta calidad, que podrá ser utilizados en
los análisis y diseños de tuberías submarinas. Los datos obtenidos proporcionarán a los ingenieros especialistas, un panorama bastante confiable de la variación de este parámetro con la profundidad necesaria para normar criterios de ingeniería que se aplicarán en el desarrollo del proyecto.
Riesgos potenciales: De acuerdo a los rasgos geológicos y la situación del lecho marino, así como los objetos y alcances del proyecto se determinó que no existen eventos relevantes naturales localizados sobre la línea central del proyecto que puedan afectar el tendido de la línea sobre el lecho terrestre-marino.
Estudio geotécnico.
La ejecución de este estudio nos indica si existen áreas con fallas en la ruta del tendido de la tubería, para que se considere un transporte confiable durante su vida útil.
Los criterios ambientales para la elección de la trayectoria del ducto, se refieren principalmente a las características naturales del área y a las condiciones bajo las cuales se llevarán a cabo las actividades en las diferentes etapas de la obra considerando la prevención y/o mitigación de los posibles impactos; entre otros se consideraron los siguientes aspectos:
a.- El área en donde se ubicará el ducto, la temperatura mínima no es inferior a los 9.5ºC, por lo que los intemperismos más severos son los nortes y tormentas tropicales y en menor grado la ocurrencia de huracanes. La región, no se encuentra afectada por actividad sísmica. De acuerdo con datos símicos obtenidos en estudios de Fugro McClelland, 1996, el área en donde se instalará el ducto constituye una zona tectónicamente estable y no existen corrimientos, hundimientos, etc. En general, el área del proyecto tiene baja susceptibilidad a riesgos de origen natural. b.- En la zona marina, debido a la naturaleza y ubicación del proyecto, no se prevé la afectación a especies de flora y fauna incluidas en la NOM-059-SEMARNAT-2001 y en la zona terrestre se reporta una sola especie de fauna dentro de esta Norma; con respecto a la vegetación, en el arribo costero del ducto, se ubica un relicto de manglar en el cual el trazo del ducto atraviesa en aproximadamente 60m lineales. Por otra parte, para los criterios ambientales se tomaron en cuenta los siguientes criterios técnicos, ya que la ocurrencia de algún evento que pudiera afectar a la obra, tiene incidencia sobre el medio circundante:
-No se identificaron condiciones o procesos geológicos que afecten adversamente el alineamiento propuesto durante la vida del ducto.
-La resistencia del suelo no presentará dificultades de apoyo para la colocación o instalación de la tubería.
-En la zona terrestre, se presentan condiciones de una planicie con ligeras depresiones de inundación y con una ligera inclinación del terreno hacía la línea de costa.
-No existe ningún riesgo geológico relevante que pueda afectar el tendido en zona terrestre y marina.
-Se determinó que no existen eventos relevantes naturales localizados sobre la línea central del proyecto que puedan afectar el tendido de la línea sobre el piso terrestre-marino.
Con respecto a los criterios socioeconómicos, se consideró lo siguiente:
La realización de la obra no afectará las pesquerías de la zona; ya que esta actividad se ha venido realizando en esta área desde hace varias décadas, a la par de las actividades petroleras que se llevan a cabo.
El desarrollo de la obra, generará empleos temporalmente, de mano de obra calificada y no calificada, a través de las compañías contratistas que realicen los trabajos para PEMEX.
Con la explotación de éste campo y transporte a través del ducto de 16” x 10.3 Km. se atenderá una parte considerable de la creciente demanda de gas, en el país.
II.1.3.- Ubicación física del proyecto y planos de localización.
El oleogasoducto se caracteriza por ser de tipo lineal con una longitud de 10.3 Km.; en donde 0.52 Km. se ubican en la zona terrestre con tres puntos de inflexión y 9.78 Km. en la zona marina.
El tramo de la zona marina del ducto, se ubica frente a las costas del Estado de Tabasco, el tramo de la zona terrestre se ubica aproximadamente a 19 km. al noreste de la ciudad de Frontera, Tabasco; específicamente en el ejido Nuevo Centla del municipio de Centla, Tabasco.
Las coordenadas extremas de localización de la salida en el Campo Costero y llegada en la plataforma May-B se indican en el Cuadro No. 1.
Cuadro No. 1. Coordenadas geográficas y UTM de localización del ducto de 16”Ø x 10.3 Km.
UTM. GEOGRÁFICAS.
ORIGEN Y
DESTINO. X Y LATITUD N. LONGITUD W.
Campo
Costero. 551,786.30 2,060,400 18º´ 40' 33.00” 92º´ 30' 50.00”
Plataforma
May-B. 545,000 2,068,000 18º´ 24' 14.21” 92º´ 34' 23.54”
Nota: Datos obtenidos de las bases de usuario. (PEMEX,2002).
El plano en donde se aprecia la ubicación física del ducto, se presenta en el Capítulo I página 7, en éste se señalan las coordenadas extremas del mismo. Cabe señalar, que para este proyecto no se realizarán obras asociadas, por lo cual no se indican en el plano.
II.1.4.- Inversión requerida.
Los costos estimados para la obra están descritos con base en el Ciclo de Planeación 2004-2018 de PEMEX, realizado para la planeación de presupuestos para sus proyectos de inversión y operativos; para esta obra se tienen los siguientes datos:
a.- Inversión total.
La inversión total requerida para el proyecto integral Crudo Ligero Marino, se indica en el Cuadro No. 2 y en particular para el ducto de 16” x 10.3 Km., el costo total de la infraestructura a instalar será de 225.4 millones de pesos de acuerdo al estudio de factibilidad del mencionado proyecto.
Cuadro No. 2. Costo del proyecto Integral Crudo Ligero Marino en valor presente.
Presupuesto solicitado por tipo de inversión y actividad Costo planeado (MM$)
Inversión pidiregas (a) 17,782.4
Inversión programable (b) 25,117.1
Costo total del proyecto Crudo Ligero Marino (a + b) 42,899.5
b.-Periodo de recuperación de capital.
Los indicadores económicos antes y después de impuestos del 2004 al 2018 se muestran en la Cuadro No. 3, en la cual se resaltan los valores del periodo de recuperación del capital.
Cuadro No. 3. Indicadores económicos.
Indicadores Económicos Antes de
impuestos
Después de
impuestos Unidades
Valor presente neto VPN 68,696.00 949.00 MM Pesos
Valor presente de la inversión
Financiada VPIF 29,536.00 29,536.00 MM Pesos
Índice de rentabilidad VPN/VPI 2.33 0.03 Pesos/Pesos
Tasa interna de retorno TIR >800 14 %
Período de recuperación PR 2.0 6.0 Años
Relación Beneficio Costo B/C 3.3 Peso/Peso
Estos indicadores se evaluaron considerando flujo de efectivo y millones de pesos a precios del año 2003. La memoria de cálculo se presenta en el Anexo No. 6.
c.-Costos para aplicar medidas de prevención y mitigación.
Dentro de la planeación del presupuesto para los proyectos de PEMEX, se tiene un programa presupuestal para “Protección ecológica”; para el proyecto integral Crudo Ligero Marino, en el cual se incluye el oleogasoducto de Costero a May-B.
Por otra parte, dentro del alcance del contrato de construcción del ducto se incluyen las actividades para el control de aspectos ambientales identificados y que serán cotizados por la empresa a la cual se adjudique el contrato. En cuanto a la etapa de operación y mantenimiento, PEMEX Exploración y Producción, proporcionará los recursos necesarios para la mitigación de los impactos que se pudieran presentar durante esta etapa.
II.1.5.- Dimensiones del proyecto.
La superficie requerida para la instalación del oleogasoducto es la siguiente:
Longitud total del oleogasoducto: El tramo terrestre del ducto tendrá una longitud de 0.52 Km. y el tramo marino 9.78 Km., por lo que la longitud total es de 10.3 Km.
Derecho de vía: PEMEX no establece legalmente un derecho de vía para la instalación de ductos marinos; por lo que sólo el tramo terrestre del oleogasoducto tendrá un derecho de vía de 13 m. de ancho.
a) Superficie total del predio (m2): La distribución de las superficies requeridas para el oleogasoducto de 16” Ø con una longitud de 10.3 Km., se indican en el Cuadro No. 4.
Cuadro No. 4. Superficies requeridas para el ducto. Superficie de ocupación en zona
terrestre–marina. Superficie (ha o m²). Porcentaje.
Superficie total de seguridad durante el desarrollo de actividades de construcción, operación y mantenimiento.
6,760.0 m2.
(derecho de vía en zona terrestre) 9,780.0 m2.
(sección de ocupación del ducto en zona marina) 16,540.0 m2. (superficie total) 40.87% 59.13% 100% Superficie requerida para la infraestructura
operativa (alojamiento del ducto en el lecho marino y terrestre).
10,300.0 m². 100% de acuerdo a su requerimiento. Infraestructura de apoyo y servicios
(Instalaciones en donde se realizan las actividades complementarias a la actividad principal; por ejemplo: comedores para trabajadores, talleres de mantenimiento del equipo y maquinaria, casetas de vigilancia, etc.).
No requiere. No aplica.
Vialidades y estacionamientos. No requiere. No aplica. Áreas verdes o recreativas. No requiere. No aplica. Áreas naturales (zonas que serán destinadas
para un futuro crecimiento del proyecto).
No requiere. No aplica. Otras obras que no están especificadas en este
Cuadro.
No requiere. No aplica.
El área a ocupar por el oleogasoducto en la zona terrestre y zona marina se obtuvo de acuerdo a las siguientes consideraciones:
La primera área es de seguridad para la zona terrestre, el cálculo del área a ocupar, se realizó tomando en cuenta un derecho de vía de 13.0 m por la distancia en tierra que es de 520.0 m, por lo que se ocupará una superficie de 6,760.0 m2. Para la zona marina, se considera la sección que ocupará en el lecho marino que es de 1.0 m de ancho por la distancia del ducto a partir de la línea de costa, hasta la llegada a la plataforma May-B, que es de 9,780.0 m, por lo que se ocupará una superficie de 9,780.0 m2. De la sumatoria de las dos superficies, se obtuvo un área total de 16,540.0 m2.
Debido a las condiciones del sitio en donde se ubica el proyecto y a las dimensiones de la superficie que ocupará el ducto, se consideró pertinente incluir el plano del corredor geofísico del ducto en escala 1:5000 del Anexo No. 4 (considerando que las escalas que tiene en existencia INEGI, no se aprecian a detalle las condiciones topográficas del lecho marino en donde se instalará el ducto); así también, para la
zona terrestre se incluye el plano de salida del cabezal de costero a la línea de costa en el Anexo No. 7.
b.-Superficie a afectar con respecto a cobertura vegetal.
La superficie vegetal que ocupará el tramo terrestre del ducto es de 780m2 (4.7 %) de manglar y 5,330 m2 (32 %) de pastizal, los cuales corresponden a la longitud que atravesará el ducto por éstos tipos de vegetación (60 m en manglar y 410 m en pastizal) por el derecho de vía de 13 m.
c.-Superficie para obras permanentes y su relación en % con respecto a la superficie total.
No se realizará ningún tipo de obra asociada o de servicio permanente, únicamente será el oleogasoducto, por lo que el área de alojamiento tendrá una superficie de 10,300 m², la cual se refiere a la ocupada por un metro de ancho en todo la longitud del ducto y corresponde al 100% de la superficie para la operación de la misma.
II.1.6.- Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en sus colindancias.
Los usos actuales del suelo y actividades en los cuerpos de agua cercanos al proyecto se describen a continuación:
Usos del suelo.
El 95% (9.78 Km.), del ducto se ubica en el mar, en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, en donde no existe un uso definido del suelo; en tanto que el 5% (0.52 Km.), se ubica en zona terrestre, en donde a partir de la línea de costa 0.05 Km. (50 metros), corresponden a zona de playa, 0.06 Km. (60 metros) están ocupados por vegetación de manglar y 0.41 (410 metros) corresponden a pastizal en donde realizan actividades de pastoreo de ganado ovino.
En el plano de Uso del Suelo del apartado VIII.1.1, se aprecian las condiciones del uso del suelo y cuerpos de agua en la zona en donde se ubicará el ducto.
Cabe señalar, que de acuerdo al registro del Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SINAP) y del Sistema Estatal de Áreas Naturales Protegidas del Estado de Tabasco, se aprecia que en la zona en donde se ubica el proyecto, no existe algún área declarada o dentro del listado de ambos sistemas.
Para definir los usos predominantes del suelo en donde se ubica el ducto y que se mencionan en el Cuadro No. 5, se consideraron los criterios siguientes:
A.- El uso actual del suelo (uso predominante) en el sitio del proyecto y su área de influencia: se indicó de acuerdo al uso detectado en la zona.
B.- Para el uso del suelo permitido en el sitio o área del proyecto: se calificó el uso permitido en orden de prioridad con números enteros positivos.
C.- Para el uso del suelo propuesto por el proyecto: se indicó de acuerdo al giro del proyecto.
D.- Para el uso del suelo condicionado o restringido: de acuerdo con los instrumentos normativos de planeación, se consideró no aplicable al proyecto en virtud de que no existe algún plan de regulación en la zona. Algunas de las actividades descritas en el Cuadro No. 5, no se podrán desarrollar ya que no aplican en la ejecución del proyecto.
E.- En cuanto al uso prohibido del suelo de acuerdo con los instrumentos normativos y de planeación existentes: se considera que el proyecto, por su ubicación en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, no se prohíbe su instalación para la explotación de hidrocarburos.
Cuadro No. 5. Usos del suelo (uso predominante). No. Uso del suelo. Clave
Uso Predominante (A). Uso Permitido (B). Uso Propuesto (C). Uso Condicionado (D). Uso Prohibido (E). 1 Agrícola Ag X 2 Pecuario* P X (zona terrestre) 3 Forestal* Fo X 4 Pesquero Pe X¹ 5 Acuícola Ac 6 Asentamientos Humanos* Ah 7 Infraestructura* If 8 Turístico* Tu 9 Industrial In X² X 10 Minero* Mi 11 Conservación ecológica Ft,Cn 12 Áreas de atención prioritaria An 13 Actividades marinas M X 1 (zona marina)
Usos de los cuerpos de agua.
El ducto se ubica en la zona marina, en la plataforma continental frente a las costas del estado de Tabasco, en donde actualmente se desarrollan actividades de tipo industrial con la exploración y explotación de hidrocarburos de la industria petrolera; así también, se desarrolla la actividad de pesca comercial artesanal.
Estas actividades en la zona se desarrollan de la siguiente forma:
En cuanto a la exploración y explotación de hidrocarburos, PEMEX en su Región Marina Suroeste, según el anuario estadístico 2002, tiene en operación diversas instalaciones en donde sobresalen las siguientes: 787 ductos marinos de diferentes diámetros y longitudes, 23 plataformas de perforación, 4 plataformas de producción, 2 plataformas de compresión, 3 plataformas de enlace, 4 plataformas habitacionales y 40 plataformas recuperadoras de pozos. En general la mayor parte de esta infraestructura se localiza al norte y noreste del sitio de ubicación del ducto a distancias variables entre 20 y 60 km.
Las actividades pesqueras generalmente son de tipo artesanal y se realizan a través de comunidades asentadas en la zona costera, los productos extraídos generalmente de camarón y de especies diversas se destinan al consumo local y regional. Yáñez-Arancibia y Sánchez- Gil (1988), señalan que la zona esta catalogada con importante potencial de pesca demersal, en virtud de que la relación de abundancia de peces acompañantes es 15:1, sin embargo, consideran que los patrones de distribución e interrelaciones de las poblaciones de peces con los hábitats no están suficientemente definidos, lo que reduce las posibilidades de una explotación adecuada.
Con respecto al tráfico marítimo que existe en la zona, éste se realiza para llevar a cabo actividades de pesca por embarcaciones mexicanas de bajo calado, para la pesca de camarón y especies de escama.
Para la actividad industrial, se utilizan embarcaciones de diferente calado, utilizadas principalmente para las actividades de carga e instalación de la infraestructura petrolera; en tanto que el transporte de hidrocarburos; se realiza a través de buques tanques de nacionalidad extranjera; las actividades de estas embarcaciones son reguladas a través de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes, en coordinación con sus Áreas de Puertos y Marina Mercante, en apego a su reglamentación interior y la Ley de Navegación.
En el Cuadro No. 6, se enlistan los usos predominantes en la zona marina en donde se ubicará el ducto y en el plano de Uso del Suelo del Apartado VIII.1.1, se aprecia la ubicación de la obra en referencia al Golfo de México.
Los criterios considerados para integración del Cuadro No. 6, fueron los siguientes: A.- Se consideró el uso actual de agua de acuerdo a las actividades que se realizan o uso predominante, y que se podrían ver afectados por la realización del proyecto. B.- Se consultó el uso permitido de acuerdo con los instrumentos normativos y de planeación. Para el caso de la exploración y explotación de hidrocarburos, se consideran aplicables los lineamientos normativos de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente, Ley de Navegación, Ley de Aguas Nacionales, Reglamento de Trabajos Petroleros y los criterios establecidos para la realización de actividades en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México.
C.- Se consideró el uso restringido del agua de acuerdo con los instrumentos normativos que se indican en el inciso B.
D.- Se consideró el uso prohibido del agua de acuerdo con los instrumentos normativos que se indican en el inciso B.
Cabe mencionar, que en la zona terrestre, no se ocupará algún cuerpo de agua. Cuadro No. 6. Usos de los cuerpos de agua.
No. Uso de los cuerpos de
agua. Clave Uso actual (A). Uso Permitido (B). Uso restringido (C). Uso Prohibido (D).
1 Abastecimiento público.* Ap.
2 Recreación.* Re.
3 Caza, pesca, acuacultura. Pe. X (pesca comercial artesanal) X (pesca comercial artesanal)X 4 Conservación de la vida acuática. Co. 5 Industrial. In. X X 6 Agricultura. Ag. 7 Ganadería.* P. 8 Navegación. Nv. X X 9 Transporte de desechos. Td. 10 Generación de energía eléctrica.* Ge. 11 Control de inundaciones.* Ci.
12 Transporte de aguas
residuales.
Tr. 13 Otro.
Cambio de uso del suelo.
De acuerdo con lo indicado en éste Apartado y en conformidad con el Artículo 28 Fracción VII de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente y los Artículos 5º inciso O y Artículo 14 de su Reglamento en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental; en el Anexo No. 8 se presenta la información correspondiente para el trámite de cambio de uso del suelo en materia de impacto ambiental, con base en la Guía para la Manifestación de Impacto Ambiental en Materia de Cambio de Uso del Suelo o de Proyectos Agropecuarios, en el entendido que éste trámite es independiente del que PEMEX tendrá que realizar en materia forestal para el cambio de utilización de terrenos forestales.
II.1.7.- Urbanización del área y descripción de servicios requeridos.
Los servicios disponibles para el desarrollo de las actividades en cada una de las etapas del proyecto, son los siguientes:
Vías de acceso.
Las vías de acceso que serán utilizadas para la instalación del ducto se observan en el plano del Capítulo 1, página 7 y se describen a continuación.
Vías de acceso aéreas: Las operaciones aéreas se llevarán a cabo por helicóptero, el cual es el medio más utilizado para el transporte de personal de supervisión de PEMEX; Los vuelos proceden de Ciudad del Carmen, Campeche y el puerto de Dos Bocas en el municipio de Paraíso, Tabasco.
Vías de acceso marítimas: Los materiales, equipos y el personal que realiza las actividades de construcción, operación y mantenimiento del ducto en zona marina, se trasladará por vía marítima a partir del puerto de Cd. del Carmen, Campeche.
Vías de acceso terrestre: Los materiales, equipos y el personal que realiza las actividades de construcción, operación y mantenimiento del ducto en zona terrestre, se trasladará a través de la Carretera Federal No. 180 en su tramo Frontera-Cd. del Carmen.
Servicios existentes y requeridos.
Para la zona marina en las etapas de construcción, operación, mantenimiento y abandono, los servicios requeridos serán proporcionados por medio de embarcaciones.
Para la zona terrestre, se aprecia que el área es una zona rural en donde persisten pocos asentamientos humanos y no se encuentran disponibles servicios de energía eléctrica, agua entubada y drenaje; el contratista que lleve cabo la construcción del
ducto, deberá cumplir estrictamente con la normatividad aplicable para este tipo de servicios, considerando el requerimiento de energía eléctrica, suministro de agua potable y de servicios sanitarios para los trabajadores.
En cuanto a los servicios de recolección de residuos generados, para la zona marina se realizará con embarcaciones que los trasladarán al puerto de Dos Bocas, Tab., para su posterior manejo y disposición final a través de una empresa especializada; en tanto que en la zona terrestre la misma empresa los recolectará en el sitio en vehículos de 3 ton. para posteriormente trasladarlos por vía terrestre a su disposición final.
II.2.- Características particulares del proyecto.
El proyecto consistirá en la construcción de un ducto en zona marina y terrestre, las características particulares del desarrollo de cada una de las etapas de esta obra se describen en los incisos II.2.1 al II.2.10 de este apartado.
II.2.1.- Programa general de trabajo.
El programa de trabajo para la construcción de la obra, prevé iniciar en marzo de 2004; en el Cuadro No. 7, se presenta en el diagrama de Gantt el programa elaborado en base a la programación que ha establecido PEMEX Exploración y Producción, para el desarrollo de la explotación del Campo Costero, el cual puede variar de acuerdo a la autorización presupuestal que otorgue la Secretaría de Hacienda, para el desarrollo de los trabajos.
Cuadro No. 7. Programa calendarizado de actividades.
ETAPA 2003 2004 2005 2010 2025
Gestión y obtención de permisos.
Construcción
Operación y mantenimiento
Abandono ( ver nota No. 1)
Nota No. 1.- No se tiene establecido algún periodo para la etapa de abandono. Sin embargo se
considera una vida útil de 20 años para el ducto.
II.2.2.- Preparación del sitio.
Para la zona marina no se considera la actividad de dragado en la etapa de preparación del terreno, en virtud de que se realiza al mismo tiempo que el tendido
por lo que el dragado se describe en el inciso referente a la etapa de construcción II.2.4.
En la preparación del terreno para la zona terrestre, se considera el desmonte y despalme, y el relleno para vialidad en el derecho de vía, como se indica en la Cuadro No. 8.
Cuadro No. 8. Actividades del proyecto para la preparación del sitio.
Tipos de actividades. Aplicables al proyecto.
Desmontes y despalmes. X (ver nota 1)
Excavaciones, compactación y/o nivelaciones. Cortes.
Rellenos en zona terrestre.
Rellenos en cuerpos de agua y zonas inundables.
X (ver nota 2)
Dragados.
Desviaciones de cauces. Otros (describir).
Notas.- 1. Desmontes y despalmes. Se realiza sólo en la zona terrestre; el despalme tendrá una
longitud de 520 m desde el cabezal del campo Costero hasta la línea de costa, en donde es necesario eliminar la capa de materia orgánica del terreno con el uso de una retroexcavadora; el desmonte tendrá una longitud de 60 m., la actividad de derribo de árboles se realizará manualmente y en forma direccional al centro del derecho de vía para evitar daños a la vegetación adyacente.
2. Relleno en el derecho de vía para vialidad. En esta área es necesario rellenar con un área de 4 m.
de ancho por 1.5 m de altura y en una longitud de 60 m. (zona de manglar), para que la maquinaria pueda desplazarse cuando se desarrollen las actividades de construcción.
De acuerdo a las dimensiones a rellenar no se requerirá de la aplicación de taludes para la prevención de la erosión de la zona; así también, no se realizará obra pluvial en el área de instalación del ducto. El material que se utilizará en el relleno proviene de bancos de material de arena, previamente autorizados. El volumen necesario será de 360 m3.
II.2.3.- Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto.
Para la instalación del oleogasoducto en zona terrestre, no se consideran obras asociadas como; comedores provisionales para el personal, área médica, oficinas y almacenes temporales. En zona marina tampoco se consideran obras asociadas; ya que únicamente se utilizarán embarcaciones, las cuales, proporcionarán los servicios de apoyo necesarios para realizar las actividades y el personal. Sin embargo, en el Cuadro No. 9 se describe lo siguiente:
Cuadro No. 9. Obras y actividades provisionales.
TIPO DE INFRAESTRUCTURA. INFORMACIÓN ESPECÍFICA.
Descripción de centros de telecomunicaciones y cómputo.
En zona terrestre, la comunicación se realizará por radio y las oficinas se ubican en Cd. del Carmen.
En zona marina, las embarcaciones cuentan con compartimientos utilizados como oficina para realizar los trabajos administrativos necesarios, con equipos de cómputo, teléfono, sistema de radiocomunicación, para la comunicación con el personal de la compañía en tierra que se localiza en Cd. del Carmen.
Servicio médico y respuesta a emergencia. En zona terrestre, del servicio médico con equipo y medicamentos necesarios se ubica en Cd. del Carmen.
En zona marina, se cuenta con servicio médico abordo para accidentes menores presentados durante del desarrollo de la obra. Las embarcaciones cuentan con un equipo de primeros auxilios para atender accidentes menores, así como extintores en caso de incendio y lanchas salvavidas.
Cuando exista un accidente considerado riesgoso grave, la persona afectada, será atendido en el servicio médico de la plataforma más cercana y será trasladado a tierra a un hospital o centro de salud más cercano.
Almacenes, bodegas y talleres. En la instalación del ducto, en zona terrestre se colocará un área de almacenamiento provisional. En zona marina, no se construirán talleres provisionales ya que las embarcaciones de tendido están acondicionadas con un área en donde se desarrollan los trabajos; la tubería es almacenada en la cubierta de las embarcaciones hasta que es tendido el ducto.
Campamentos, dormitorios y comedores. En la instalación en zona terrestre, no se instalarán campamento, dormitorios o comedores. En zona marina se utilizarán embarcaciones en las cuales se alojan los trabajadores con dormitorios y área de comedor.
Instalaciones sanitarias. Cuando la instalación del oleogasoducto, se
realice en zona terrestre se deberá instalar letrinas móviles.
Cuadro No. 9. Obras y actividades provisionales. (Continuación).
TIPO DE INFRAESTRUCTURA. INFORMACIÓN ESPECÍFICA.
Instalaciones sanitarias. En zona marina, las embarcaciones tienen sus
servicios sanitarios fijos, para el personal cuyas descargas serán enviadas a la planta de tratamiento de aguas residuales, posteriormente, estas aguas residuales previamente tratadas será descargadas al mar.
Bancos de material. En la zona terrestre se utilizarán bancos de
material de arena para elaborar el relleno en la vialidad del derecho de vía; par lo cual será necesario obtener de un banco de material autorizado un volumen de 360 m3.
En la parte de construcción marina no se requerirá de bancos de materiales.
Planta de tratamiento de efluentes. En las embarcaciones, el proceso de tratamiento consiste básicamente en la reducción de materia orgánica mediante la acción de bacterias; la cual reducirá la concentración de los componentes, previo a la descarga al mar.
El efluente del agua residual en principio pasa por una bomba maceradora y después será enviada a una cámara de aeración en donde ocurrirá la reducción de materia orgánica, una vez reducida la DBO, el agua resultante será enviada a una cámara de desinfección, donde se incorporará hipoclorito de sodio y una sustancia deodorizante, y finalmente el agua será descargada al mar. La calidad del agua después del tratamiento deberá permanecer por debajo de los límites máximos permisibles de concentración para este tipo de descargas según la NOM-001-SEMARNAT-1996.
Instalaciones para la generación, transformación y conducción de energía.
Se requiere de generadores de energía que trabajan con diesel.
II.2.4.- Etapa de construcción.
Las actividades de la etapa de construcción del oleogasoducto en zona marina y terrestre, son las siguientes:
En la zona terrestre se llevarán a cabo los trabajos de apertura de zanja, transporte de material y equipo, soldadura, radiografiado, tendido, relleno de zanja y colocación de accesorios para interconexiones. Cabe señalar, que algunas actividades se realizan en forma similar en las dos zonas.
En la zona marina se realizará: dragado, uso de embarcaciones para transporte de materiales y equipos, desarrollo de las actividades de construcción, soldadura, radiografiado, tendido, colocación de curvas de expansión, colocación de ductos ascendentes y prueba hidrostática.
Respecto a la zona terrestre, es preciso definir previó a la construcción, el derecho de vía en el cual se desarrollarán las actividades y en donde para su apertura se necesitan llevar a cabo las indemnizaciones correspondientes. El trazo de los ejes será de acuerdo a la amplitud requerida para la obra; éste se muestra en el diagrama de derecho de vía del Anexo No. 9.
Cabe mencionar, que en la franja de terreno en donde se alojará el ducto, no se podrá construir ningún edificio destinado a servir de habitación, sitio de reunión o ser usado para fines industriales o comerciales; por otra parte, este sitio no podrá ser transitado por maquinaria pesada, ni se llevarán a cabo excavaciones de ninguna profundidad.
Desarrollo del procedimiento de construcción en zona terrestre y marina. Apertura de zanja.
Se realiza una excavación de zanja de un metro de ancho por un metro de profundidad a partir del nivel del terreno, la excavación se lleva a cabo con el uso de una retroexcavadora y el material extraído se deposita en el costado izquierdo del derecho de vía.
Dragado en zona marina.
La etapa de dragado, enterrado, acolchonamiento y recubrimiento o tapado de la tubería, se realizará de acuerdo a los resultados emitidos por los estudios geofísicos, geotécnicos y de estabilidad hidrodinámica. A continuación se indican los aspectos para el desarrollo de la actividad del dragado.
a).- La línea de dragado se realizará en el lecho marino en una longitud de 9.78 Km. de la plataforma May-B hasta la línea de costa, la zanja dragada varía de 1.0 a 3.0 m de profundidad y un ancho de 1.0 m.
b).- El dragado y enterrado de la tubería se realizará con base en los resultados de los estudios geofísicos, geotécnicos y de estabilidad hidrodinámica. Para esta actividad se utiliza equipo de posicionamiento GPS y alguna estación de apoyo en playa, así como remolcadores de poco calado o fondo plano que permitan la aproximación a la costa.
Una vez que se han abierto los canales; la embarcación transita y toma posición en el área preestablecida, localiza la tubería y guía el dragado con buzos y sonar (equipo de medición de profundidad de dragado), calibrando profundidades y confirmando el tipo de suelo de manera continua mediante el sonar, así como la inspección periódica mediante el buceo (mínimo una inspección cada tres horas) para asegurar que la cobertura del dragado sea el requerido. Posterior al alojamiento, se realizará el tapado de la tubería con el mismo material producto de excavación.
c).- El tipo de material extraído, será de sedimentos no consolidados; la capa de los sedimentos en el lecho marino fluctúa aproximadamente de 0.00 a 8.70 m. en los extremos de salida (Campo Costero) y llegada a la plataforma (May-B) respectivamente.
d).- En los planos de alineamiento de la tubería que se presentan en el Anexo No. 10, se observa el perfil batimétrico de la localización del ducto y el perfil una vez enterrada la línea de tendido.
e).- Los tipos de comunidades de flora y fauna que se encuentran en la zona de instalación de la línea de tendido en zona terrestre-marina se describen en el capítulo IV apartado IV.2.2 Aspectos bióticos. Cabe mencionar, que en la zona de instalación del oleogasoducto existen comunidades de flora marina y las comunidades de fauna básicamente están conformadas por zooplancton y peces que se distribuyen de forma aleatoria en la zona, así como meiofauna (poliquetos, cangrejos, moluscos, etc).
f).- El material, producto de las actividades de dragado, se utilizará en el mismo sitio, para cubrir la tubería después de su enterrado, por lo que no se afectará otra área con la disposición del material.
g).- Como se mencionó anteriormente, no se consideran en este proyecto sitios para disposición del material, ya que será extraído y se utilizará para el enterrado del ducto en el mismo sitio de su ubicación, tanto en la zona terrestre como la marina. Transporte de materiales y equipos.
Transporte del material en zona terrestre.
El transporte de material y equipo para el tramo terrestre del ducto será por medio de tracto camiones automotores en la zona de instalación, evitando en gran medida que el material permanezca en áreas de almacenamiento provisional por mucho tiempo.
Transporte del material en zona marina.
En la etapa de construcción en zona marina, la recepción de los materiales y tubería se llevará a cabo en las áreas de trabajo de las embarcaciones, posteriormente, se enviará con ayuda de grúas al área de instalación en tramos de 12 m y finalmente serán trasladados a la rampa de lanzamiento para su instalación.
La compañía contratista deberá registrar y controlar el movimiento del material que se utilizará en la etapa de construcción del oleogasoducto. El material se deberá suministrar periódicamente durante el tiempo de instalación con ayuda de embarcaciones de apoyo o chalanes. La embarcación típica de tendido de tubería, mide aproximadamente 120 m. de largo (eslora) por 30 m. de ancho (manga) con capacidad para 200 personas aproximadamente.
En general la tubería debe ser suministrada con el recubrimiento anticorrosivo y el lastre de concreto, debiendo ser inspeccionado y certificado al 100% en sus actividades, conforme a las normas ISO-9001, por una empresa certificadora externa, reconocida por la Dirección General de Normalización (DGN), y se deberá contar en el área de aplicación con la presencia del fabricante con el objeto de validar físicamente la correcta aplicación del recubrimiento anticorrosivo.
Soldadura del ducto en zona terrestre y marina.
La soldadura en zona terrestre y marina se realiza bajo el mismo procedimiento, el que inicia con la identificación con números progresivos de los tramos de tubo, de los cuales cada tres tramos de 12 m de largo serán unidos por medio de la soldadura, para formar lindajes de 36 m.
La soldadura de los tramos de tubería deberá realizarse bajo el proceso denominado de arco eléctrico con electrodo revestido o mediante el proceso de alambre tubular con fundente interior inner ahield, como se señala en las bases de diseño y la especificación API-5L Gr. X-52, proporcionadas por PEMEX Exploración y Producción. El procedimiento de aplicación se realizará como mínimo con dos soldadores especializados para cada soldadura.
Radiografiado del ducto en zona terrestre y marina.
El radiografiado de soldadura del ducto, es un procedimiento obligatorio que se realizará con el objeto de asegurar que los procesos de soldado se realicen adecuadamente para la acreditación de la aplicación de la soldadura, para ello deberá ser inspeccionada con radiografía y cumplir con la especificación API-1104, además, se realiza para detectar defectos en la superficie interna y externa del ducto.
Los equipos que forman la fuente radiográfica, son empleados con apego riguroso a las recomendaciones establecidas en los manuales de operación. El personal técnico encargado de tomar, revelar e interpretar radiografías de uniones soldadas, pertenece a una empresa especializada autorizada por la Secretaría de Energía. Los resultados de la inspección serán entregados al personal de PEMEX Exploración y Producción y antes de tomar una exposición radiográfica, se realizará una inspección visual con la finalidad de detectar irregularidades que puedan enmascarar o confundirse con defectos. El tiempo de exposición será de acuerdo con la actividad de la fuente, espesor del material, tipo de material, tipo de película, distancia y tipo de pantallas; esta actividad la deberá desarrollar el inspector de soldadura.
Protección catódica aplicada en zona terrestre y marina.
Para la protección catódica, los ánodos de sacrificio tipo brazalete Galvanium III, se instalarán en el punto medio en los tubos removiendo el revestimiento de concreto y dejando una cavidad de longitud aproximada al ancho del brazalete con una tolerancia máxima de 1 cm. y procurando no dañar el recubrimiento anticorrosivo según especificación P.3.413.01 para instalación de sistemas para protección catódica. Asimismo, esta actividad se realizará de acuerdo con la norma NFR-047-PEMEX-2002 (Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica).
Aplicación de inhibidor de corrosión.
Los servicios auxiliares requeridos en el Campo Costero serán generados en el campo de aplicación tanto en zona terrestre como marina y consisten básicamente en la inyección de agentes químicos en el cabezal principal ubicado entre las coordenadas de la trampa de diablos (esto datos los podremos conocer en el procedimiento de trampa de diablos posteriormente descrito). El Campo Costero contará con un sistema de inhibidor de corrosión, con el objeto de formar una película sobre el ducto, provocando un descenso en la velocidad de corrosión y prolongando de esta forma la vida del ducto. El sistema es básicamente un paquete de Inhibidor de corrosión, con clave PA-1250 y estará formado principalmente por tuberías, instrumentación, un tanque de inhibidor de corrosión FB-1250, según especificaciones del proyecto F-33737-5 del IMP. (Desarrollo de ingeniería básica de detalle del oleogasoducto del 16” Ø X 10.3 Km. del Campo Costero hacia May-B). La inyección del inhibidor de corrosión, se realizará a través de la línea de ¾” CI 1910 E39A a la línea de tendido o ducto.
Tendido del ducto.
Tendido de la línea regular en zona terrestre.
que avance la excavación de la zanja en donde se alojará la tubería. Al inicio de la instalación se colocará una junta monoblock de 900 lb. ANSI para servicio amargo de 16” que unirá el cabezal del campo Costero a la línea regular. En el proceso de instalación de la tubería se deberá verificar que el doblado de la tubería se realice en frió, que quede recta en los extremos y que cumpla con el radio mínimo de doblez, la tubería deberá ser depositada en el fondo de la zanja teniendo cuidado en los procesos de carga, descarga, colocación y tendido de la tubería para evitar daño es su recubrimiento, para esto se deberá asegurar que la tubería sea bajada al fondo de la zanja con ganchos de caucho o bandas de lona según procedimiento de PEMEX 249-28900-CO-117-0004 (Procedimiento constructivo de una línea regular terrestre). Tendido de la línea regular en zona marina.
Previo al inicio de las actividades de tendido, se verifica que operen en óptimas condiciones, los siguientes equipos: el sistema de la cama de alineamiento de la tubería (conveyor), la estación de alineamiento (line-up-station), la estación de soldadura, la estación de RX (incluyendo el equipo necesario), los tensiónadores, el malacate de suspensión temporal y de recuperación de la línea, los tapones de abandono e inicio con sus válvulas, el detector de dobles, alineador interior y el ajuste de las alturas de los rodillos de la rampa de tendido de acuerdo a las curvas de radio constante, según procedimiento de PEMEX para construcción de una línea regular marina clave 252-28300-CO-117-0001.
Una vez que se cumpla con los requisitos mencionados, se inicia el trabajo de instalación con el posicionamiento de la embarcación durante el tendido de las líneas, el cual se realizará a través de un sistema de anclaje controlado en forma automática por medio de un sistema computarizado G.P.S. con el que se realizará la orientación, posicionamiento y avance de la embarcación.
Durante el posicionamiento de las anclas, la embarcación será asistida por remolcadores auxiliares que permitirán a la embarcación posicionarse y mover correctamente, mientras que los chalanes abastecerán de tubería a la barcaza o embarcación y posteriormente esta será colocada al inicio de la rampa de lanzamiento.
Al inicio del procedimiento de lanzamiento de la tubería se colocará en su interior un detector de pandeo; su colocación será con el objeto de asegurar que la línea no presente deformaciones en su interior, asegurándose de verificar que se deslice correctamente al ser jalado cuando la tubería sea lanzada hacia el mar para su posicionamiento dentro de la zanja.
Durante el tendido de la línea se tiene un continuo control de la tubería suspendida, ya que este es uno de los aspectos más importantes durante esta actividad. Por lo anterior, se colocarán tensionadores que servirán para controlar la sustentación de la tubería y evitar su caída. Generalmente se utilizan dos tensionadores, ambos mantienen una fuerza de restricción entre el tubo y la embarcación, conforme esta se desplaza hacia adelante sobre sus anclas de forma perfectamente sincronizada. Cabe señalar, que se instalará un disparo submarino de 12”Ø, el cual es una infraestructura que servirá para interconectar en el futuro la plataforma Costero-A; el disparo se ubicará a 2+370.226 Km. de la línea regular de acuerdo al plano N-F.33737-5-1815-30-00492 (disparo submarino 12”Ø hacia costero-A) del Anexo No. 11 y tendrá las coordenadas de ubicación X = 550 335.096 y Y = 2 062 140.042. Antes de instalar este cabezal submarino, se hará una limpieza de la zona y se deberá remover el lastre de concreto de la línea regular, posteriormente se instalará una cama a base de sacos de 1 X 0.5 X 0.2 m., los cuales estarán llenos de una mezcla de arena/cemento 80-20 o equivalente y relación agua/cemento de 0.50 empleándose agua y arena que será llevada a la zona terrestre; dichos sacos, estarán apoyados hasta un estrato firme, para evitar futuros hundimientos o socavaciones y de esta forma asegurar su estabilidad. Además se colocarán abrazaderas para sujetar el disparo submarino a la línea regular, estas tendrán una especificación de acero al carbón ASTM-A-36 de acuerdo al plano N-F.33737-5-1815-30-00492, del disparo submarino 12”Ø hacia Costero-A del Anexo No. 11.
Relleno de zanja en zona terrestre.
El relleno de la zanja en zona terrestre se realizará una vez que se haya tendido el ducto y utilizando el material producto de la excavación. En el caso de la línea en zona marina no se necesitará este procedimiento ya que el mismo oleaje que se presente en la zona hará que quede cubierta con el mismo material extraído en la formación de la zanja.
Instalación de curva de expansión en zona marina.
En el proceso de instalación de la curva de expansión, se deberá localizar la zona de anclaje de la embarcación que realizará esta actividad, debido a que se encuentra cerca de la plataforma. Se utilizará para la colocación el sistema GPS y dos remolcadores que servirán para posicionar el ancla de la embarcación de tendido y sostendrán el cable para evitar causar daño por golpeteo del cable en el mar y por el movimiento constante de la embarcación que se encontrará cerca de la plataforma May-B.
La curva de expansión que se instalará para interconectar el oleogasoducto de 16”Ø a la sección ascendente en la pata de la plataforma May-B, será de tipo Z y tendrá dos codos de 90° cada uno en posición horizontal y un tercer codo de 90° en posición perpendicular para conectarse con el ducto ascendente de acuerdo a plano de diseño No. N-F.33737-5-1815-30-00462G de detalles constructivos de curva de expansión de 16”Ø en plataforma May-B del Anexo No. 12.
El ángulo de rotación entre el ducto ascendente y la curva de expansión se deberá mantener para apoyarlo horizontalmente en el lecho marino, con el de los atiesadores que son colocados en la cubierta de la embarcación y que servirán como soporte para la estabilidad durante la instalación; el atiesador es un tubo de acero al carbón ASTM-501 de 10.75” con un espesor 0.13 mm. (0.500”) de acuerdo a plano de diseño No. N-F.33737-5-1815-30-00462G del Anexo No. 12.
La curva de expansión se instalará con ayuda de grúa hasta apoyarla en el fondo de la zanja en el lecho marino, hecha previamente con el procedimiento del dragado, y será inspeccionando mediante buzos que verificarán el alineamiento de la brida de la línea regular. Al final de la instalación de la curva de expansión, los atiesadores y materiales de obra falsa deberán retirarse.
Instalación de ducto ascendente y colocación de accesorios para interconexiones en zona marina.
La instalación del ducto ascendente, se realizará con ayuda de buzos que tomarán los niveles y perímetros de la pierna de la plataforma, en donde se ubicarán las abrazaderas que sujetarán la línea regular y verificarán que no existan obstrucciones provocadas por los nodos de la plataforma May-B, debiendo limpiar las superficies en las que se han adherido diversos organismos marinos.
Se bajará el ducto con apoyo de grúas y revisión visual de los buzos; con la grúa se transferirá el ducto a la plataforma y se enviará al área preparada para realizar la maniobra y lograr que la brida del ducto ascendente quede exactamente sobre la brida de la curva de expansión la cual terminará en una brida de cuello soldable y de esta forma lograr que se una el ducto que llegará a la plataforma May-B.
Se deberá cuidar que coincida con las abrazaderas y verificar que los orificios de ambas bridas queden exactos y que el empaque metálico de la curva de expansión y del ducto ascendente quede bien colocado en la ranura de la brida; posteriormente se atornillarán los espárragos. El ducto ascendente en la plataforma May-B quedará ubicado al oeste de la pierna B-2.
Prueba hidrostática aplicada a la línea regular en zona terrestre y marina.
Previó a realizar la prueba hidrostática, se deben llevar a cabo corridas de diablos. El diablo es una estructura tubular de acero que sostiene en cada extremo una copa de hule entre dos discos de acero que quedan herméticos al diámetro interno del tubo; este dispositivo se mueve a través del ducto por medio de una diferencia de presión. Las estaciones de entrada y descarga del diablo se les llaman trampas de diablos y deberán colocarse armadas completamente, con todos los componentes necesarios para su operación. El lanzador de Diablos HR-1100, contará con una línea de pateo de 4” hacia el lanzador de diablos HR-1100. Este lanzador de diablos se encontrará ubicado en la macropera del Campo Costero.
Después de la aplicación de la corrida de diablos se deberá realizar una prueba hidrostática de acuerdo al código ASME B31.3 y previó al inicio de la operación del oleogasoducto.
El tiempo de duración de la prueba hidrostática para el caso de gasoductos y/o oleogasoductos marinos es de 24 horas con revisión de registros cada 4 hrs. al momento de alcanzar la presión de prueba y su estabilización. El volumen de agua que se utilizará para esta actividad es de 1336.07 m³ (es la operación de multiplicar el área obtenida 0.1297 m² por la longitud total del ducto 10300 m). Esta prueba consiste básicamente en elevar el agua limpia y libre de materia en suspensión en el interior del tubo 1.25 veces la presión máxima por lo menos 4 horas continuas, con el fin de verificar fugas o deformaciones por esfuerzos en el material del tubo y garantizar un buen funcionamiento cuando se encuentre en servicio.
La prueba hidrostática se desarrolla en la aplicación de presión al ducto en forma constante y moderada, cuando se tenga el 70% de la presión de prueba se debe regular el gasto de la bomba para minimizar las variaciones y garantizar incrementos no mayores de 0.0704 kg/cm2 (10 lb/pulg). La presión de prueba será la presión máxima de operación aumentada en un 25%.
Como medida de seguridad, se deberán realizar inspecciones con buceo para verificar posibles fugas en las áreas de interconexión y trampas de diablos presurizados, para esto las áreas deberán ser acordonadas y señalizadas restringiendo al paso exclusivo del personal encargado de la prueba hidrostática. Al finalizar la prueba, se deberá desalojar el líquido utilizado al desfogar el sistema de presión y con la ayuda de un compresor se realizará una corrida de diablos de limpieza, al inyectar aire a presión para deslizar el diablo a través de la tubería arrastrando el agua hasta la salida de la trampa de diablos en donde se cuantificará al agua desplazada con un medidor de flujo instalado al final del ducto. Los resultados obtenidos deberán ser registrados y graficados para entregarlos al área operativa de PEMEX Exploración y Producción.
