abkatum integral caan integral, kanaab integral y - sinat

I
I.
DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE
DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.
I.1.
Datos Generales del Proyecto.
I.1.1. Clave del Proyecto.
Con base en la Clasificación Mexicana de Actividades y Productos (CMAP99) para la Extracción de Petróleo Crudo
y Gas Natural, al presente proyecto le corresponde la Clave CMAP99 220011 y el Código Ambiental CA 10.
I.1.2. Nombre del Proyecto.
Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las Obras de los Proyectos: Abkatún Integral,
Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral.
I.1.3. Datos del Sector y Tipo de Proyecto.
I.1.3.1 Sector.
Las obras contempladas en el presente manifiesto, corresponde al Sector Secundario.
Específicamente pertenece al sector de Minería y Extracción de Petróleo, Subsector Petróleo y Gas Natural,
Rama Extracción de Petróleo y Gas Natural y su Actividad es la Extracción de Petróleo Crudo y Gas Natural.
I.1.3.2 Subsector.
El Organismo Subsidiario Pemex Exploración y Producción (PEP), Región Marina Suroeste se dedica a la
Exploración y Explotación del Petróleo y Gas Natural.
I.1.3.3 Tipo de Proyecto.
Proyecto Marino de Explotación de Hidrocarburos por medio de la perforación de cinco pozos y la conducción
de hidrocarburos, mediante un gasoducto que va de Abkatún-A hacia Caan-A; así como la instalación de un
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Modulo Habitacional con capacidad para 40 personas y Tetrápodo para un Módulo de Compresión de 70 a 250
kg/cm2.
I.1.4. Estudio de Riesgo y su Modalidad.
Se desarrollará un Informe Preliminar de Riesgos Perforación en el Campo Abkatún del Pozo 57D, Perforación en
el Campo Caan del Pozo 1001, Perforación en el Campo Kanaab del Pozo 125 y Perforación en el Campo
Taratunich de los Pozos 24 y 61.
I.1.5. Ubicación del Proyecto.
Las instalaciones objeto de este proyecto se localizarán en la Sonda de Campeche, en el Sur del Golfo de México,
a aproximadamente 150 km al noreste de la T.M.
Dos Bocas, Tabasco y a 100 km al noroeste de Cd. del Carmen, Campeche.
Tabla I.1.5.1 Localización Puntual de Obras.
Proyecto
X
Y
Latitud
Longitud
Campo Abkatún
Perforación Pozo 57D
587 100
2 134 100
19°17’59’’
92°10’15’’
Reparación Pozo 223
581 993
2 138 669
19°20’29’’
92°13’09’’
Taponamiento Pozo Abkatún 11
586 832
2 131 875
19°16’47’’
92°10’25’’
Taponamiento Pozo Abkatún 12
586 108
2 131 309
19°16’29’’
92°10’49’’
Taponamiento Pozo Abkatún 14
585 234
2 132 634
19°17’21’’
92°11’19’’
Taponamiento Pozo Abkatún 16
584 662
2 132 144
19°16’56’’
92°11’39’’
Taponamiento Pozo Abkatún 31
587 242
2 132 559
19°17’09’’
92°10’10’’
Taponamiento Pozo Abkatún 225
585 136
2 137 387
19°19’47’’
92°11’22’’
92°11’09’’
Taponamiento Pozo Abkatún 245ª
585 506
2 136 706
19°19’24’’
Taponamiento Pozo Abkatún 287
587 239
2 135 708
19°18’52’’
92°10’10’’
Taponamiento Pozo Abkatún 17
589 181
2 131 880
19°16’47’’
92°09’04’’
Taponamiento Pozo Abkatún 19
589 681
2 131 880
19°16’47’’
92°08’47’’
Taponamiento Pozo Abkatún 178
589 595
2 133 991
19°17’55’’
92°08’50’’
Taponamiento Pozo Abkatún 198
589 050
2 134 489
19°18’12’’
92°09’08’’
Taponamiento Pozo Abkatún 79
588 514
2 134 043
19°17’57’’
92°09’27’’
Taponamiento Pozo Abkatún 34
584 796
2 132 865
19°17’20’’
92°11’34’’
Taponamiento Pozo Abkatún 72
584 777
2 134 015
19°17’57’’
92°11’35’’
Taponamiento Pozo Abkatún 94
583 533
2 134 691
19°18’19’’
92°12’17’’
Puente Enlace
Abkatún-A Habitacional
587,279
2 133,750
19°17’48’’
92°10’09’’
Abkatún-B
587,474
2 134,205
19°18’03’’
92°10’02’’
Campo Caan
Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A
Instalación Octápodo para Modulo Compresión
595,790
2 125 525
19°13’19’’
92°05’19’’
595 794,72
2 125 528,45
19°13’19.63”
92°05’19.19”
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I
Perforación Pozo 1001
596 574
2 125 261,11
19°13’43.13”
92°05’52.40”
Gasoducto
Punto Salida Abkatún-A
587,418
2 133 574
19°17’42’’
92°10’04’’
Punto llegada Caan-A
595,790
2 125 525
19°13’19’’
92°05’19’’
Puente Enlace
Octápodo Caan-A (Mod. Habitacional)
Octápodo Nuevo (Mod. Compresión)
595,790
2 125 525
19°13’19’’
92°05’19’’
595 794,72
2 125 528,45
19°13’19.63”
92°05’19.19”
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla I.1.5.1 Localización Puntual de Obras.
Campo Kanaab
Perforación Pozo 125
580 700
2 139 075
19°20’42’’
92°13’54’’
Campo Taratunich
Perforación Pozo 24
577 294
2 144 279
19°33’32’’
92°15’50’’
Perforación Pozo 61
576 866
2 143 329
19°23’01’’
92°16’04’’
Reparación Pozo 32D
574 339
2 145 008
19°23’56’’
92°17’31’’
Reparación Pozo 301
574 972
2 144 818
19°23’50’’
92°17’09’’
Reparación Pozo 52
573 892
2 145 195
19°24’02’’
92°17’46’’
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
I.1.6. Dimensiones del Proyecto.
Las dimensiones para las obras llevadas a cabo se mencionan en la Tabla I.1.6 Superficie Total Requerida por
Campo y Total.
Tabla I.1.5.2 Superficie Total Requerida por Campo y Total.
Campo Abkatún
Obra
Tipo
Cantidad
Instalación
Unitaria km2
0,001240
0,001274
0,001240
0,0003
0,001485
Plataforma de Perforación (Abkatún-B)
Octápodo
1
Reparación Pozo (Abkatún-H)
Octápodo
1
Taponamiento de Pozos
Octápodo
16
Soporte para Puente de Enlace
Trípode
3
Puente de Enlace
--1
Superficie Requerida Campo Abkatún
Campo Caan
Instalación Módulo de Compresión
Tetrápodo
1
0,001
Instalación de Módulo Habitacional en
Octápodo
1
0,000966
Octápodo Caan-A
Plataforma de Perforación (Caan-A)
Tetrápodo
1
0,000966
Puente de Enlace
--1
0,0003
Gasoducto
11,6 km Longitud X 0,013 km Derecho de Vía
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Superficie Total
Requerida km2
0,001240
0,001274
0,01984
0,0009
0,001485
0,032839
0,001
0,000966
0,000966
0,0003
0,1508
I
Superficie Requerida Campo Caan
0,154032
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla I.1.5.2 Superficie Total Requerida por Campo y Total.
Campo Kanaab
Obra
Tipo
Cantidad
Plataforma de Perforación (Abkatún-H)
Octápodo
1
Superficie Requerida Campo Kanaab
Campo Taratunich
Plataforma de Perforación (Taratunich 201)
Trípode
2
Reparación Pozo (Taratunich-TD)
Trípode
3
Superficie Requerida Campo Taratunich
Instalación
Unitaria km2
0,001274
Superficie Total
Requerida km2
0,001274
0,001274
0,000441
0,000169
0,000882
0,000507
0,001389
0,189534
Superficie Total
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Con base en la información anterior se determina que el área total requerida por las obras de los proyectos
Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral será de 0,189534 km2 (189 534 m2).
I.2.
Datos Generales del Promovente.
I.2.1. Nombre o Razón Social.
Pemex Exploración y Producción (PEP), Activo de Explotación Abkatún, Región Marina Suroeste.
I.2.2. Registro Federal de Causantes (RFC).
PEP-920716-7XA; Ver Anexo I.1.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.2.3. Nombre del Representante Legal.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
En el Anexo I.2 se presenta la solicitud de expedición de poder para elDATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG como
representante legal del activo Abkatún.
I.2.4. Cargo del Representante Legal.
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I
Administrador del Activo de Explotación Abkatún.
I.2.5. RFC del Representante Legal.
POR LA
DATOS DATOS PROTEGIDOSPOR
LALFTAIPG
LFTAIPG
I.2.6. Clave Única de Registro de Población (CURP) del Representante Legal.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.2.7. Dirección del Promovente para Recibir u Oír Notificaciones.
I.2.7.1. Calle y Número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer
de dirección postal.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG .
I.2.7.2.
Colonia, Barrio.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.2.7.3.
Código Postal.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
Federativa.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.2.7.5.
Municipio o Delegación.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
(s).
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I
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.2.7.7.
Fax.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.2.7.8.
Correo Electrónico.
No Disponible.
I.3
Datos Generales del Responsable del Estudio de Impacto Ambiental.
I.3.1. Nombre o Razón Social.
UNACAR (Universidad Autónoma del Carmen).
I.3.2. RFC.
UAC670613393.
I.3.3. Nombre del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.3.4. RFC del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
.
I.3.5. CURP del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
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I
I.3.6. Cédula Profesional del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.3.7. Dirección del Responsable del Estudio.
I.3.7.1. Calle y Número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer
de dirección postal.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG .
I.3.7.2.
Colonia, Barrio.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG .
I.3.7.3.
Código Postal.
DATOS
DATOS
PROTEGIDOS
PROTEGIDOS
PORPOR
LA LFTAIPG
LA LFTAIPG
I.3.7.4.
Entidad Federativa.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.3.7.5.
Municipio o Delegación.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.3.7.6.
Teléfono(s).
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.3.7.7.
Fax.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG
I.3.7.8.
Correo Electrónico.
DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG .
II.
DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS O ACTIVIDADES Y, EN SU CASO, DE LOS PROGRAMAS
O PLANES PARCIALES DE DESARROLLO.
II.1.
Información General del Proyecto.
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II.1.1 Naturaleza del Proyecto.
El presente Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras de los proyectos: Abkatún
Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral contempla la ejecución de obras pertenecientes al
Sector Petrolero; dichas actividades se llevarán a cabo en cuatro Campos.
Ø Campo Abkatún Integral.
Ø Campo Caan Integral.
Ø Campo Kanaab Integral.
Ø Campo Taratunich Integral.
A continuación se específica las obras contempladas en cada uno de los Campos mencionados anteriormente.
CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.
Ø Perforación de 1 pozo en la parte central del Campo (57 D), el cual se profundizará a la formación
Jurásico Superior Kimmeridgiano cuya reserva probable se estima en 39 Millones de Barriles de Petróleo
Crudo Equivalente (MMBPCE).
Ø Reparación de un pozo en la formación Brecha Paleoceno (223).
Ø Taponamiento de 16 pozos para su desincorporación.
Ø Instalación de tres Trípodes para soporte de puente de enlace entre Abkatún-A y Abkatún-B.
CAMPO CAAN INTEGRAL.
Ø Perforación Pozo 1001.
Ø Instalación de un Gasoducto de 16 pulgadas de diámetro y 11,6 km de longitud, para transportar 150 Millones
de de Pies Cúbicos Diarios (MMPCD) de gas de descarga de módulos, a 70 kg/cm² y 40 °C de Abkatún-A a Caan-A.
Ø Instalación de Tetrápodo nuevo para Módulo de Compresión para recomprimir el gas de 70 kg/cm² a 250 kg/
cm², (el módulo incluye turbina motor, caja de engranes, tren de compresores, ductos de admisión y escape, sistema
de enfriamiento del gas, sistema de control de gas combustible, sistema recuperador de condensados, sistema
de protección gas-fuego, sistema de desfogue con quemador elevado, sistema y cuarto de control); dicho módulo
se localizará a 100 m del Octápodo Caan-A.
Ø Instalación de un módulo habitacional en el Octápodo Caan-A el cual tendrá capacidad para alojar a la plantilla
de operación del módulo, así como también a la plantilla completa de un equipo de perforación convencional
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I
con capacidad para 40 personas, con los servicios asociados a este tipo de instalación (comedor, oficinas,
dormitorio, planta potabilizadora, baños, helipuerto, gimnasio, salón de recreación, sala de juntas, etc.).
Ø Instalación de puente de enlace y servicios auxiliares entre Octápodo Caan-A y Tetrápodo Nuevo.
CAMPO KANAAB INTEGRAL.
Ø Perforación Pozo Kanaab 125.
CAMPO TARATUNICH INTEGRAL.
Ø Perforación de dos pozos (24 y 61) en el bloque 201 Jurasico Superior Kimmmeridgiano (JSK).
Ø Reparación mayor de los pozos 301 y 32D del TPD-301, cambiando a JSK y KM respectivamente.
Ø Reparación mayor del pozo 52 de TPD-TF a JSK.
Los Campos mencionados anteriormente se localizan en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal
a Petróleos Mexicanos para la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, de acuerdo
a lo prescrito por la Ley Reglamentaria, en los párrafos 4° y 5° del Articulo 27 constitucional en el ramo del petróleo.
La zona concesionada contempla 2 600 km2 en el Golfo de México, en la llamada Sonda de Campeche, por lo que
el uso actual que se le da es de exploración y explotación de hidrocarburos.
A continuación se presenta la Figura II.1.1.1 donde se localizan los Cuatro Campos considerados en el presente estudio.
Figura II.1.1.1 Localización de Campos en la Sonda de Campeche.
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
II.1.2. Justificación y Objetivos.
Los objetivos del presente proyecto son la construcción e instalación de plataformas, gasoducto, perforación de
pozos y reparación de pozos con la finalidad de incrementar la explotación racional de la reserva de hidrocarburos
del Complejo Abkatún en la Sonda de Campeche, Golfo de México.
El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al incorporar reservas de hidrocarburos,
el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre las prioridades gubernamentales para el desarrollo como
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factor base de la política económica nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo 20002006. En este proceso, la captación de divisas y el desarrollo de la industria extractiva para consumo nacional y
de exportación son objetivos primordiales de la actividad petrolera.
Por medio de las obras planteadas, se incrementará la extracción de hidrocarburos y aumentarán las
reservas nacionales, por lo tanto se generarán más divisas, las cuales traerán mayores beneficios económicos y
sociales para toda la nación.
A continuación se describen de manera particular la justificación y los objetivos para el desarrollo de las
obras propuestas para cada uno de los proyectos integrales en los campos citados.
CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.
El Campo Abkatún es productor de aceite de 28 °API y gas asociado, ubicándose a 140 km al noreste del Puerto
de Dos Bocas, Tabasco. Este Campo fue descubierto a finales de los 70’s por los pozos Abk-1 y Abk-178.
Al optimizar las condiciones de operación de los pozos y del campo se recuperarán 170,3 Millones de Barriles
(MMB) de aceite y 128,2 Miles de Millones de Pies Cúbicos (MMMPC) de gas. Así como también, se evaluará
el potencial de hidrocarburos de la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano en la parte central del
Campo Abkatún.
La reserva original del campo considerando los procesos de comportamiento primario y recuperación secundaria, es
de 2 365 MMBLS de aceite de los cuales a la fecha se han extraído 2 054 MMBLS, por lo que la reserva remanente
es de 311 MMBLS, esto es siempre y cuando se lleven a cabo las actividades propuestas en este proyecto.
Para lograr este objetivo se realizará la perforación del pozo 57D en la parte central del Campo, cuya reserva
probable se estima en 39 MMBPCE
(Anexo II.1 Estudio de Factibilidad Campo Abkatún).
CAMPO CAAN INTEGRAL.
El Campo Caan se localiza aproximadamente a 145 km al noroeste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco. El
yacimiento es un anticlinal con orientación oeste-noroeste – este-sureste, seccionado por fallas laterales
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I
con componentes normal e inversa con promedio norte-sur.
La explotación del Campo inició en septiembre de 1985, con el pozo
Caan–1, produciendo un fluido de 36 ° API, lo cual lo clasifica como aceite tipo Istmo.
Con la puesta en marcha de las obras contempladas se pretende incrementar el factor de recuperación de
hidrocarburos en cinco por ciento mediante la implantación de un sistema de mantenimiento de presión de fondo en
el yacimiento por recirculación del gas natural producido, para detener el avance del contacto agua-aceite y lograr
un barrido más eficiente en la zona productora. Así como optimizar las condiciones de explotación mediante
la perforación del pozo Caan-1001.
Para lograr este objetivo, se requiere construir un gasoducto de transporte de 16” de diámetro X 11,6 km del
complejo de producción de Abkatún–A permanente al Octápodo Caan–A, con una presión de operación de
70 kg/cm², así como la instalación de un Módulo de Compresión para comprimir de 70 a 250 kg/cm² en un
Tetrápodo adicional a 100 m de
Caan–A y la instalación de un Módulo Habitacional del tipo utilizado en los equipos de perforación en el
Octápodo existente en Caan-A.
Así mismo, el proyecto considera la perforación de un pozo para confirmar acumulación de hidrocarburos en
el horizonte Jurásico Superior Kimmeridgiano donde se calculó un volumen original de aceite de
92 MMBLS y 48,45 MMMPC de gas a condiciones estándar.
El programa propuesto permitirá prolongar la vida productiva del Campo con los consecuentes beneficios
económicos y de importancia estratégica para el país, al incrementar las reservas de hidrocarburos del Campo
(Anexo II.2 Estudio de Factibilidad Campo Caan).
CAMPO KANAAB INTEGRAL.
El Campo Kanaab se localiza a 140 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco y es productor de aceite y gas
de la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano.
Se pretende Incrementar el valor económico del Campo Kanaab al acelerar la explotación de la reserva de
Jurásico Superior Kimmeridgiano de
24,5 MMBLS de aceite y 18,0 MMMPC de gas, utilizando la infraestructura existente.
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Así como explorar la posibilidad de incorporar reserva adicional de la formación Jurásico Superior Oxfordiano.
Para lograr este objetivo se pretende perforar el pozo Kanaab-125 (Anexo II.3 Estudio de Factibilidad Campo Kanaab).
CAMPO TARATUNICH INTEGRAL.
El Campo Taratunich se encuentra aproximadamente a 143 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco y
es productor de aceite ligero de
32 ° API.
Se pretende continuar con el desarrollo del Campo, perforando nuevos pozos, optimizando la explotación
mediante reparaciones mayores, aprovechando la infraestructura existente y construyendo la necesaria, para acelerar
la explotación de la reserva remanente en los yacimientos del Campo.
El proyecto considera los programas estratégicos a los que se asocia producción incremental. Comprende
la perforación de dos pozos de desarrollo, realizar tres reparaciones mayores, lo cual permitirá la recuperación
de 110,7 MMBLS de aceite y 113,8 MMPCE de gas de la reserva remanente.
La realización de este proyecto permitirá anticipar la recuperación de una reserva antes que los problemas
severos, existentes en el Campo, puedan impedirlo (Anexo II.4 Estudio de Factibilidad Campo Taratunich).
II.1.3. Inversión Requerida.
A continuación se muestra la inversión requerida por las obras de cada uno de los Campos; así como el desglosé
de cada una de las partidas.
CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.
El proyecto requiere de $ 7 101,3 MM de pesos, de inversión financiada, los cuales serán ejercidos del 2003 al
2007; el programa de ejecución de las actividades a realizar con esta inversión se describe a continuación.
Tabla III.1.3.1 Inversión Campo Abkatún en Millones de Pesos.
Actividades
2003
2004
2005
MM$
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Total s
I
Perforación de Pozos
Perforación de Pozo Abkatún 57D
249,9
0
0
249,9
Equipo Superficial para operar el BEC
39,1
13,3
0
52,4
Equipo subsuperficial para 8 pozos
100,6
0
0
100,6
0
76,4
0
76,4
2,0
60,0
Sistema Artificial
Conversión de 8 pozos a BEC
Construcción de Puente entre
Abkatún-A y Abkatún –B incluyendo
trípodes
62,0
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Continuación Tabla III.1.3.1 Inversión Campo Abkatún en Millones de Pesos.
2003
Actividades
2004
2005
Total
MM$
Reparación de Pozos
Reparación pozo Abkatún-223
57,7
0
0
57,7
Estudio de Análisis de Riesgo
1,5
0
0
1,5
80,0
0
0
80,0
Taponamiento de 16 Pozos
Taponamiento de 16 Pozos
Optimización de Infraestructura de Explotación
Optimización en la separación y manejo
de Aceite
47,1
58,0
39,0
144,1
Optimización para el aprovechamiento de
Gas y Condensados
73,1
71,1
76,1
220,2
TOTAL
650,2
278,1
115,0
1 044,8
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Para mantener la cuota de producción del Campo es fundamental que se cuente con el presupuesto concerniente
al mantenimiento operacional. Por tanto, los requerimientos de inversión del proyecto durante los años 2003 a
2006 son los que se indican a continuación.
Tabla III.1.3.2 Inversión Total 2003 a 2006 en Millones de Pesos.
2003
2004
2005
Actividades
2006
2007
Total
MM$
Estratégica
650,2
278,1
115,0
0
0
1 044,8
Operacional
1 118,0
1 268,0
1 238,0
1 010,0
900,0
5 534,0
Intereses Capitalizables
36,6
99,4
114,3
144,3
129,4
524,0
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I
TOTAL
1 804,8
1 645,5
1 467,3
1 154,3
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Esto significa que durante este período de tiempo el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 7 102,8 MM
de pesos.
CAMPO CAAN INTEGRAL.
Para la implantación del proyecto Caan Integral se necesitará de una inversión estratégica de $ 944,8 MM de pesos,
de los cuales se plantea invertir $ 514,41 MM de pesos en el año 2002 y 430,39 MM de pesos en el año
2003, incluyendo $ 6,50 MM de pesos por los Estudios de Impacto Ambiental y de Riesgo.
Tabla III.1.3.3 Inversión Estratégica Campo Caan en Millones de Pesos.
2003
2004
Actividades
Total
MM$
UDI1
Estudios de Impacto y Riesgo
6,50
0
6,50
169,26
0
169,26
Ingeniería
17,30
0
17,30
Adquisición e instalaciones de tanque
separador, compresor de aire INSTTOS, 2
endulzadoras de 10 MMPCD C/U
75,60
75,60
151,20
Campamento Habitacional en Caan-A
27,00
38,00
65,00
Pozo Caan 1001 JSK
Pozo Caan 1001 JSK
Ingeniería
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Continuación Tabla III.1.3.3 Inversión Estratégica Campo Caan en Millones de Pesos.
2003
2004
Actividades
Revisión y adecuación de Plataforma
Caan-A
Adquisición e Instalación de Compresores
de 70 a 250 kg/cm2 en Caan-A
Total
MM$
40,00
40,00
80,00
100,00
100,00
200,00
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1 029,4
7 102,8
I
Interconexión de módulos y equipo
auxiliar
Gasoducto de alta presión de ABK-A /
CAAN-A 16” X 11,6 km (70 kg/cm2)
TOTAL
0
35,00
35,00
78,75
131,75
220,54
514,41
430,39
944,8
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Para mantener la cuota de producción del Campo es fundamental que se cuente con el presupuesto concerniente
al mantenimiento operacional. Por tanto, los requerimientos de inversión del proyecto durante los años 2003 a
2006 son los que se indican a continuación.
Tabla III.1.3.4 Inversión Total 2003 a 2007 en Millones de Pesos.
2003
2004
2005
2006
2007
Total
Actividades
MM$
Estratégica
514,41
430,39
0
0
0
944,8
Operacional
858,0
595,0
966,0
836,0
836,0
4 091,0
Intereses Capitalizables
28,8
53,6
89,6
108,4
96,6
377,0
1 401.2
1 078,9
1 055,6
944,4
932,6
5 412,8
TOTAL
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Por lo que en el período 2003-2007 el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 5 412,8 MM de pesos.
CAMPO KANAAB INTEGRAL.
El proyecto requiere una inversión estratégica por $ 334,72 MM de pesos, de los cuales $ 304,68 MM pesos
serán ejercidos en el año 2003.
Tabla III.1.3.5 Inversión Estratégica Campo Kanaab en Millones de Pesos.
2003
2004
Total
Actividades
MM$
Estudios
Estudios Impacto Ambiental
6,00
0
6,00
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I
Análisis de Riesgo
1,50
0
1,50
327.22
0
327.22
304,68
0
334,72
Pozos
Perforación Pozo Kanaab 125
TOTAL
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Kanaab, 2002.
Para mantener la cuota de producción del Campo es fundamental que se cuente además con el
presupuesto concerniente al mantenimiento operacional. Por tanto, los requerimientos de inversión del
proyecto durante los años 2003 a 2007 son los que se indican a continuación.
Tabla III.1.3.6 Inversión Total 2003 a 2007 en Millones de Pesos.
Actividades
2003
2004
2005
2006
2007
Total
MM$
Estratégica
304,7
30,0
0
0
0
334,7
Operacional
2,6
2,1
1,7
1,6
1,5
9,5
Intereses Capitalizables
TOTAL
7,2
0
0
0
0
7,2
314,4
32,1
1,7
1,6
1,5
351,4
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Kanaab, 2002.
Esto significa que durante el periodo 2002-2006 el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 351,4 MM
de pesos.
CAMPO TARATUNICH INTEGRAL.
El proyecto contempla una inversión estratégica de $ 474,42 MM de pesos, a invertirse en los años 2003 y 2004.
Del monto antes señalado $ 266,42 MM de pesos corresponden a la perforación de los pozos 61 y 24, en el año
2004; mientras que las reparaciones mayores de los pozos 32-D, 301 y 52, representan una inversión de $ 175,88
MM de pesos, los cuales serán ejercidos en el año 2003. Estos conceptos se muestran en la siguiente tabla.
Tabla III.1.3.7 Inversión Estratégica Campo Taratunich en Millones de Pesos.
Actividades
2003
2004
Total
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I
MM$
Estudios
Estudios ambientales y análisis de riesgo
6,50
0
6,50
TPD-TD conductor adicional
1,31
0
1,31
TPD-201 dos conductores adicionales
1,31
0
1,31
TPD-TD conductor adicional
9,00
0
9,00
TPD-201 dos conductores adicionales
14,00
0
14,00
Construcción
Perforación de pozos
Taratunich-61
Taratunich-24
Reparaciones Mayores
Taratunich 32D
Taratunich 301
Taratunich 52
Total
128,86
137,56
0
0
67,82
59,78
48,28
208,00
128,86
137,56
67,82
59,78
48,28
474,42
0
0
0
266,42
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Taratunich, 2002.
Para mantener la cuota de producción del Campo es fundamental que se cuente con el presupuesto concerniente
al mantenimiento operacional. Por tanto, los requerimientos de inversión del proyecto durante los años 2003 a
2007 son los que se indican a continuación.
Tabla III.1.3.8 Inversión Total 2003 a 2007.
2003
2004
2005
2006
2007
Total
Actividades
MM$
Estratégica
208,00
266,42
0
0
0
474,42
Operacional
250,00
306,00
281,00
225,00
225,00
1 287,00
9,40
32,60
16,00
41,20
36,40
136,20
467,40
605,02
97,60
266,20
261,40
1 897,62
Intereses Capitalizables
TOTAL
Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Taratunich, 2002.
Esto significa que durante los primeros cinco años el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 1 897,62 MM
de pesos.
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I
II.2.
Características Particulares del Proyecto.
II.2.1. Descripción de las Obras y Actividades.
A continuación se describe la infraestructura y condiciones de operación actuales en cada uno de los Campos
que integran al presente estudio y se desarrolla la información requerida para cada una de las obras que los integran
de acuerdo al Apéndice I de la Guía para la elaboración de la manifestación de Impacto Ambiental en su
Modalidad Regional. Todas las obras contempladas en los campos integrales estarán reguladas por las
Normas Oficiales Mexicanas aplicables.
CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.
Actualmente para la explotación del Campo Abkatún se cuenta con
6 plataformas satélites (estructuras recuperadoras de pozos),
6 oleogasoductos (29,44 kms), 4 oleoductos (24,80 kms) y 8 gasoductos (58,04 kms) que permiten transportar
la producción del Campo Abkatún hacia el Complejo de Producción Abkatún-A, el cual cuenta con
7 plataformas unidas por puentes (Habitacional, Permanente, Compresión, Tetrápodo de apoyo, Enlace, Perforación
y Temporal). La producción de la Plataforma Satélite Abkatún-B, se envía hacia el Complejo de Producción
Abkatún-D, el cual cuenta con 3 plataformas unidas por puentes (Habitacional, Permanente y Perforación).
El Aceite y el Gas se envían de ambos complejos con destino hacia los puntos de entrega, que son la
Terminal Marítima Dos Bocas y el CPTG Atasta.
El 40% de la producción total de aceite y gas del Campo Abkatún se separa en la Plataforma Abkatún-A
Temporal utilizando una batería de separación y bombeo, la cual consta de 1 separadores de 1ª etapa, 1 separador de
2ª etapa (tanque de balance), Un rectificador de gas de 1ª etapa, un rectificador de gas de 2ª Etapa, y 5 turbobombas.
Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de 200 MBPD de aceite y 200 MMPCD de gas. El otro
60% de la producción total de aceite y gas del Campo Abkatún se separa en la Plataforma Abkatún-D
permanente utilizando una batería de separación y bombeo la cual consta de
2 separadores de 1ª etapa, 2 separadores de 2ª etapa (tanques de balance), un rectificador de gas de 1ª etapa,
un rectificador de gas de 2ª etapa y 4 turbobombas.
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I
Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de 220 MBPD de aceite y 300 MMPCD de gas, y en ella
se procesa también la producción de los Campos Och-Uech-Kax (Activo Litoral).
Actualmente las corrientes de entrada a la batería se manejan segregadas y se tiene medición independiente del
crudo del Campo Abkatún y de la corriente de Och-Uech-Kax.
Para el manejo del gas del Campo, lo que se separa en Abkatún-A Temporal normalmente se comprime en AbkatúnA Compresión, esta Plataforma cuenta con 4 módulos de compresión de 105 MMPCD, pero se tienen
las interconexiones para derivar el gas a los 4 módulos restantes del Activo, 2 instalados en Abkatún-A Permanente y
2 instalados en Abkatún-D Permanente o hacia los 4 módulos instalados en Pol-A.
Lo que se separa en Abkatún-D Permanente se comprime con los dos módulos existentes de 110 MMPCD cada uno
y también se tienen las interconexiones necesarias para derivar carga hacia el resto del equipo de compresión
existente en la Región Marina Suroeste dependiendo de los requerimientos operativos.
Figura II.2.1.1 Infraestructura actual del Campo Abkatún.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
A continuación se describe las obras contempladas en el Campo Abkatún y se desarrollan de acuerdo a la
información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto
Ambiental Modalidad Regional.
A)
Pozos e Infraestructura.
Dentro de este rubro se tienen las siguientes actividades para el Campo Abkatún.
A.1)
Perforación de Pozo 57D en la parte Central del Campo.
A.2) Reparación Mayor Pozo 223.
A.3) Taponamiento de 16 Pozos para su desincorporación.
B) Instalación de Trípodes de apoyo para Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B
(long. 469 m).
A continuación se describe cada una de las actividades mencionadas anteriormente.
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A.1)
Perforación de Pozo 57D en la parte Central del Campo.
El Campo Abkatún es productor de aceite de 28 °API y gas asociado, ubicándose a 140 km al noreste del Puerto
de Dos Bocas, Tabasco; En la Tabla II.2.1.1 se muestran las coordenadas geográficas del pozo a perforar, mientras
que en la Figura II.2.1.2 se muestra la localización de dicho pozo.
Tabla II.2.1.1 Localización Pozo 57D.
Instalación
UTM
Geográficas
X
Y
Latitud
Longitud
Conductor
587 460,00
2 134 187,00
19°18’02’’
92°10’03’’
Objetivo
587 100,00
2 134 100,00
19°17’59’’
92°10’15’’
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Figura II.2.1.2 Localización Pozos de Perforación y Reparación.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
La necesidad del pozo nuevo que requiere el proyecto, es única y esta avalada por el resultado del Estudio Integral
del Complejo Abkatún-Pol-Chuc el cual determinó áreas en la parte alta y central del Campo Abkatún, las cuales
no están siendo drenadas adecuadamente.
La profundidad se determinó como función del contacto agua/aceite y será profundizado hasta la formación
Jurásico Superior Kimmerigdiano, a una profundidad de 4 300 metros.
Las cuotas de producción se asignaron con base en el comportamiento actual de los pozos que serán vecinos a
los propuestos, siendo de 4 500 BPD. El tiempo de perforación para el Pozo Abkatún 57D será de 73 días
perforando y 40 días para su terminación, El pozo deberá de ser perforado en forma vertical, hasta el punto de inicio
de la desviación y continuar con la trayectoria programada; ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación de Pozos.
Los recortes de perforación serán almacenados en contenedores especiales y transportados por una
empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación
para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por descontrol
del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con
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I
la Norma
CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche”.
Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.
En la plataforma de Perforación Abkatún-B (Octápodo), desde donde se perforara el nuevo pozo, se dispone de
los conductores necesarios y actualmente se tiene el equipo empaquetado No.4044, para las actividades de
perforación y terminación, sobre el cual se está gestionando su estadía permanente en esta localización.
La perforación del Pozo Abkatún 57D será llevada a cabo desde la Plataforma de Perforación Abkatún-B;
a continuación se describe el procedimiento de perforación de un pozo tipo.
Durante el proceso de perforación de pozos se llevan a cabo diversas actividades, la principal es la perforación
propia, sin embargo, simultáneamente se llevan a cabo actividades intermedias que son necesarias para la
terminación y el mantenimiento de los pozos; dichas actividades intermedias se describen a continuación.
Revestimiento.
Consiste en la instalación de una tubería protectora, o revestimiento, que evita que haya flujos hacia dentro y
hacia fuera de las formaciones geológicas y usualmente se cementa con el objeto de asegurar una barrera continua a
la presión fuera de la tubería en el intervalo cementado.
Para completar el pozo se instala aparte una tubería adicional, usualmente recuperable y que sirve como línea de
flujo vertical entre el yacimiento en el que se produce el petróleo y el gas y la cabeza del pozo, que se encuentra en
la superficie.
Esta tubería, la sarta de producción, aísla las diversas sartas de revestimiento del fluido producido. Está diseñada
para ser recuperada del pozo, para así permitir las reparaciones del mismo.
Las tuberías de revestimiento y producción desempeñan ocho funciones importantes durante la vida de un pozo:
Ø Evitan el colapso de pozo.
Ø Evitan la contaminación de agua fresca en zonas altas por los fluidos de zonas bajas.
Ø Evitan la contaminación de los fluidos que se producen por substancias externas como agua, arena, etc.
Ø Evitan la contaminación de áreas problema (como por ejemplo ácido sulfhídrico H2S, ácido carbónico CO2, sal).
Ø Restringen la producción a la sarta de flujo.
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I
Ø Suministran un medio de control de la presión, tanto interna como externa y entre zonas.
Ø Facilitan la instalación de equipo para elevar artificialmente el petróleo y lograr la producción del pozo.
Ø Sirven como vía de flujo para los fluidos producidos.
El programa de revestimiento ideal tendría una sola sarta de revestimiento que iría desde la superficie hasta
la formación productiva. Sin embargo, debido a la variedad de formaciones geológicas que deben ser penetradas
hasta llegar a la profundidad deseada, se tienen que instalar sartas protectoras especiales de revestimiento. Cada una
de estas sartas sirve a un propósito definido, las cuales se definen a continuación:
Revestimiento Conductor.
Esta sarta es un revestimiento de corta longitud que se utiliza en un pozo en el caso en que la tierra de la superficie
sea suave, como en los pantanos o en localizaciones en alta mar. Se usa en primer lugar para evitar la erosión o
el lavado o deslave del pozo alrededor de la base de la torre y para suministrar un conducto por el cual se pueda
elevar el fluido de perforación a suficiente altura para regresarlo al tanque de lodo.
El conductor también sirve para proteger las subsecuentes sartas de revestimiento de la corrosión y se pueden usar
para soportar parte de la carga en la cabeza del pozo en las localidades en donde la resistencia del terreno no
es adecuada. Se puede perforar el agujero para el conductor y se puede instalar la tubería de la manera usual (ya
sea soldada o ensamblada por medio de conexiones roscadas), pero usualmente se forza con equipo de
hincado. Cuando se utiliza el equipo de hincado, se pone tubería con extremo para soldar (tubería lisa) y se sueldan
las juntas a medida que se añaden tubos a la sarta.
El conductor es la tubería de mayor tamaño en un pozo. Los tamaños más comunes van desde 16” hasta 48” ∅.
El tamaño depende usualmente de la profundidad total del pozo y del programa de tuberías de revestimiento.
Revestimiento Superficial.
Se corre una vez que se ha fijado el tubo conductor y que se ha hecho el agujero superficial. Es de un diámetro
menor que el tubo conductor y usualmente se instala a suficiente profundidad para proteger al pozo de derrumbes
en las formaciones sueltas que con frecuencia se encuentran cerca de la superficie y para protección de las arenas
de agua dulce.
La profundidad del revestimiento superficial, puede ser más o menos de 60,0 m, pero a veces llega a tener
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I
varios cientos de metros, dependiendo de las formaciones que se encuentren. Sin embargo, en algunos lugares,
la legislación que protege las reservas subterráneas de agua dulce es bastante específica acerca de la longitud
del revestimiento superficial.
Sartas Adicionales.
Siguiendo la colocación del revestimiento superficial adecuado, se requerirán una o dos sartas más, de
revestimiento adicional. Ese número depende de la profundidad del pozo y de los problemas que se encuentren en
la perforación.
Si el pozo es excepcionalmente profundo o si se encuentran severos problemas de perforación, tales como una
presión anormal en las formaciones geológicas o zonas de circulación perdida, puede llegar a ser necesario colocar
una o más sartas intermedias de revestimiento para lograr aislar o sellar las zonas que están causando problemas.
Los revestimientos intermedios generalmente se usan para sellar formaciones que pudieran fracturarse con el
lodo pesado que es necesario para barrenar las formaciones geológicas de elevadas presiones, a veces se cementan
a través de zonas de elevadas presiones para permitir el uso de lodos más ligeros o aire para barrenar las
formaciones más profundas, pero de bajas presiones.
Cementada.
Esta sarta, en lo referente a pozos de gas o petróleo, es la más importante. Sirve para aislar el petróleo o el gas en
la formación geológica o productora de todos los fluidos indeseables como agua o exceso de gas, que pueden existir
en los yacimientos adyacentes. Esta es la cubierta protectora de la tubería de producción y es el único acceso a
la formación productiva para trabajos de reparación del pozo.
Tuberías Cortas (Liners) y Sartas (Tie-backs) de Enlace.
Hay instalaciones especiales de revestimiento que no utilizan una sarta completa que se extienda desde la
superficie hasta el fondo del pozo.
Este revestimiento abreviado se llama tubería corta y se extiende desde el fondo del pozo hasta un punto a
varios centenares de metros (o a veces más) arriba del extremo inferior de la última sarta de revestimiento.
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I
Una tubería corta en una perforación, como un revestimiento intermedio, se instala para aislar una pérdida
de circulación o formaciones de alta presión. Aunque pudiera servir como extremo inferior de la última
tubería cementada, generalmente se aísla al terminarse el pozo. Una tubería corta que posteriormente formará parte
de la última tubería cementada, se instala a través del intervalo de formación productiva. Como tal, tiene que
diseñarse para aguantar las presiones de estimulación y de formación geológica y los flujos de fluidos anticipados.
Las tuberías cortas se suspenden de la sarta superior por medio de un colgador. Generalmente se cementan en su
lugar, pero ocasionalmente se suspenden en el pozo sin cementarlas. La principal ventaja de una tubería corta, es
su costo inferior, puesto que se instala una longitud corta en lugar de una sarta completa hasta la superficie.
Sin embargo, se pueden presentar problemas de fugas en los sellos del colgador, o al correr la tubería o en
el cementado.
En adición, el revestimiento arriba de la tubería corta tiene que ser capaz de resistir las presiones que encuentran
al perforar abajo de la tubería corta.
Una vez colocada la tubería corta y que se ha barrenado el pozo a la profundidad deseada, ésta se puede conectar
de nuevo a la superficie por medio de una sarta (tie-back string) de enlace, completando así la última sarta
de revestimiento cementada.
Una ventaja de la tubería corta y de la sarta de enlace es que la parte alta del pozo tiene así una sarta de revestimiento
a través de la cual no se ha perforado. De esta manera se eliminan los problemas del desgaste del revestimiento,
debido a la rotación de la tubería de perforación.
También se pueden efectuar ahorros en los programas de pozos profundos, porque así se permite el uso
de revestimientos de peso más ligero o de menor grado, debido a los requerimientos menores de resistencia a la tensión.
En general, la sarta más económica de revestimiento, es la de menor peso y del grado más bajo que pueda cubrir
los esfuerzos y las condiciones ambientales a las que estará expuesta, suficientes para que no falle:
Ø Por ruptura o reventón bajo presión interna.
Ø Por colapso bajo presión externa.
Ø Bajo tensión (desprendimiento bajo el esfuerzo axial).
Ø Debido a fugas.
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Ø Debido al efecto de compresión.
Ø Debido al doblado (efectos de pandeo).
Ø Debido a efectos de torsión.
Ø Mas tarde por corrosión o debilitado por desgaste.
El diseño de los programas para tubería de revestimiento y de producción para un pozo, es decir, seleccionar
los tamaños, pesos, grados y tipos de conexiones roscadas para una situación dada, requiere de la aplicación
de criterios de ingeniería. Se consideran tres criterios primarios en el diseño de los programas tubulares:
Aplastamiento.
La presión de aplastamiento (colapso del revestimiento) existe cuando la presión por fuera de la tubería es superior a
la presión en el interior de la tubería. Muchas empresas operadoras han aceptado el factor de diseño de colapso
de 1,125. Este factor de diseño representa la resistencia calculada a la presión exterior para el revestimiento,
dividido entre la presión diferencial aplicada en el exterior.
Se basa en la suposición de que no haya presión dentro del revestimiento y de que el fluido externo o el entorno
tienen una presión hidrostática que corresponde a la densidad real de los lodos al tiempo de colocarlo.
Los terremotos o fallas y el flujo plástico de algunas formaciones salinas, crean tremendas fuerzas que pueden
dar como resultado un revestimiento colapsado.
Es difícil prevenir el colapso de un revestimiento por el movimiento lateral de las formaciones geológicas;
sin embargo, por medio de un diseño adecuado del revestimiento es posible prevenir el colapso de un
revestimiento debido al flujo plástico, seleccionando revestimientos de más peso o de mejor grado. Esto
también aumenta el costo y el peso.
Además del colapso por carga hidrostática resultante de la presión del fluido externo, una de las fallas más comunes
es la que se ocasiona durante una cementación a presión. Normalmente, en las operaciones de cementación a
presión, se fija la herramienta en el revestimiento arriba o abajo del intervalo que se va a llenar.
Si la cementación original atrás de la tubería es defectuosa y la presión a la que se sube durante el llenado sobrepasa
en exceso la presión mínima de colapso para la tubería, es posible que la presión se canalice a través de la
cementación defectuosa a un punto más allá del empacador, en donde causaría el colapso del revestimiento.
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Otros factores que ejercen influencia en la resistencia del revestimiento al colapso son las deformaciones
mecánicas. Estas pueden ocurrir cuando la tubería se transporta o cuando está siendo colocada en el pozo.
Cualquier deformación mecánica en la tubería normalmente da como resultado una considerable reducción en
su resistencia al colapso.
Otro importante factor que afecta la resistencia al colapso es los esfuerzos a la compresión y a las tensiones
axiales aplicadas al revestimiento. Cuando está a la tensión su resistencia hacia el colapso es menor que cuando no
hay tensión en la sarta. Cuando está a la compresión, la resistencia al colapso puede ser mayor que cuando no
había compresión en el revestimiento.
Este fenómeno se conoce como esfuerzo biaxial y se tiene que tomar en consideración cuando se determinan
los valores de resistencia al colapso. Esto es particularmente importante cuando se usa combinación de sartas o
sartas mixtas en un solo revestimiento con el objeto de optimizar el costo.
Para los revestimientos que cumplan con los requerimientos para la presión interna, las condiciones de control son
las presiones al colapso en la parte baja de la sarta y de tensión en la parte de la misma. El diseño de una sarta
de revestimiento al colapso consiste en seleccionar el revestimiento más barato que tenga suficiente resistencia
al colapso satisfaciendo el factor de diseño, con frecuencia 1,125.
Al considerar la carga al colapso es práctica común suponer que la presión fuera del revestimiento resulta de
la columna externa de lodos que se extiende hasta la superficie y que la presión dentro del revestimiento es cero.
De esta manera, para la sección inferior del revestimiento en una sarta, la resistencia al colapso requerida se
puede determinar calculando la presión hidrostática en el fondo del pozo y multiplicándola por el factor de diseño
al colapso.
A medida que la profundidad disminuye, la presión hidrostática fuera del revestimiento también decrece.
Por eso se usa con frecuencia una sarta de tubería de revestimiento combinada (es decir, una sarta que consiste en
más de una sección), para lograr así una sarta que satisfaga el factor de diseño deseado, con la menor inversión.
La determinación de la profundidad de colocación, basándose en el colapso para secciones diferentes que la
sección del fondo, se complica debido al efecto de la carga a la tensión sobre la resistencia al colapso. La reducción
en la presión mínima de colapso debido a una carga de tensión axial se puede calcular usando la siguiente
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ecuación que aparece en el Boletín API5C3:
Pca = Pco [1-0,75(Sa/Yp)2]0,5 – 0,5 (Sa/Yp) Pco
En donde:
Pca = Presión mínima de colapso bajo un esfuerzo a la tensión axial (lb/pulg²).
Pco = Presión mínima de colapso sin un esfuerzo a la tensión axial (lb/pulg²).
Sa = Esfuerzo a la tensión axial (lb/pulg²).
Yp = Punto de cedencia mínimo de la tubería (lb/pulg²).
Esta ecuación está basada en la teoría de la distorsión de la energía al esfuerzo máximo para la cedencia de HeckyVon Mises.
Cuando se considera este efecto, la determinación de la profundidad de colocación normalmente requiere el uso
de soluciones tipo ensayo y error o gráficas.
Este tipo de procedimiento es necesario porque la reducción de la resistencia al colapso de un revestimiento es
una función de carga axial y la carga axial varía a medida que la profundidad de colocación se ajusta para satisfacer
el factor de diseño requerido.
El método más común usado para determinar la carga axial para el cálculo de la reducción en la resistencia al
colapso, es el peso en el aire del revestimiento abajo del punto que se está considerando.
Algunos métodos toman en consideración la flotación para determinar esta carga axial.
La carga axial, tomando en cuenta el factor flotación, se determina multiplicando el peso al aire como en el
caso anterior de flotación.
El factor de flotación se puede determinar con la fórmula:
BF = (65,4 – W)/65,4
En donde:
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BF = Factor de flotación.
W = Peso específico de lodos (lb/gal).
Ruptura.
Las condiciones de ruptura (o cedencia desde el interior) existen cuando la presión en el interior de la tubería es
más elevada que la presión interna sobre la misma, existiendo la tendencia hacia la expansión del tubo hasta su
punto de “ruptura”. Una vez determinado el requerimiento de presión interna, por el método que se quiera, la
presión diferencial en cualquier punto de la sarta debe de multiplicarse por el factor de diseño del punto de
cedencia interno.
Todos los grados y pesos de revestimiento que tienen presiones de cedencia interna menores que este valor
calculado, se pueden considerar eliminados para el diseño. Además, donde lo ameriten las presiones esperadas,
el revestimiento debe pasar prueba hidrostática API opcional. Si el revestimiento sale defectuoso, es mejor que
falle antes de colocarlo en el pozo en lugar de que lo haga ya instalado y con el pozo trabajando.
Una operación en el campo que puede reducir en forma drástica la resistencia a la ruptura, es la del apriete. Las
marcas que dejan las llaves pueden reducir considerablemente la resistencia a la ruptura.
Las ranuras hechas con los dados de las llaves, en combinación con marcas cinceladas pueden tener
resultados desastrosos.
La resistencia a la ruptura por presión interna puede verse reducida hasta en un 70,0 % por marcas con
una profundidad del 15,0 % al 17,0 % del espesor de la pared y fuera de redondez de un 3,0 % al 4,0 %.
Tensión.
Se considera tensión la carga colocada en la tubería y que crea un esfuerzo axial (en el eje) del tubo. Cuando las
sartas de revestimiento y de producción se suspenden desde la superficie hasta profundidades de 9 000 metros (30
000 pies), el tramo más cercano a la cima debe soportar el peso de todas las secciones de tubería que quedan debajo
de ella, lo cual da una idea de la resistencia a la tensión que se debe de soportar.
El algún punto hacia arriba en el pozo, la resistencia al colapso deja de ser factor controlante en el diseño de la sarta
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de revestimiento. Desde este punto hasta la cima de la sarta, la consideración primaria es la tensión.
Normalmente hay seis cargas o fuerzas a la tensión separadas que son aplicables a los revestimientos de pozos
de petróleo y de gas:
El peso del revestimiento mismo colgado desde la conexión en la cabeza del pozo. A éste hay que restarle el
efecto factor de flotación en el líquido en el que está suspendida la sarta.
Los cálculos sobre cargas que producen tensión con frecuencia no hacen caso de la flotación y suponen que la
columna está suspendida en el aire. Esto añade un margen de seguridad.
Las cargas repentinas cuando se está instalando el revestimiento. A veces hay un respectivo deslizamiento a través
de un punto apretado. Esto puede ocasionar momentáneamente una alta carga a la tensión debido al efecto
del momento de impulso. La determinación de esta carga adicional a la tensión es difícil y es en función de
la velocidad y del peso de la sección que patinó.
También al subir y bajar una sarta se atora el revestimiento, o cuando pasa por un tubo apretado en una
formación deformada, se crea una carga a la tensión al levantar, debido a la fricción de la pared.
Durante la cementación de las sartas de revestimiento se pueden mover hacia arriba y hacia abajo para
raspar acumulaciones de lodo de las paredes del pozo.
Aunque esta acción asegura que haya una buena unión entre el tubo y el cemento y la pared del pozo, la
tensión desarrollada en los izajes puede ser muy alta.
Cambios de temperatura una vez que se cementa la columna. La circulación de lodos fríos puede reducir
la temperatura del revestimiento.
El enfriamiento puede aumentar el esfuerzo a la tensión en unas 207,0 lbs/pulg/F de caída en temperatura.
Sin embargo, en general, hay un aumento de temperatura, el cual reducirá la carga a la tensión. De hecho, la sección
al fondo de la columna inclusive pudiera quedar a la compresión y tendería a pandearse.
La alta presión del fluido dentro de una sarta de tubería de revestimiento cementada se expandirá, aumentando la
carga ala tensión. La mayoría de las variables arriba citadas son extremadamente difíciles de evaluar con precisión.
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Como las cargas reales nunca se pueden anticipar con exactitud, se usan márgenes de error, factores de diseño que
se emplean para permitir algún elemento de seguridad.
El factor de diseño a la tensión es la relación que existe entre la resistencia de la junta roscada y la carga axial.
La resistencia de la junta es el peso colgante que se puede colocar en una conexión sin causar falla.
Los factores comunes de diseño a la tensión para los revestimientos varían en el rango de 1,5 a 2,0; siendo el valor
más común el de 1,8. El factor de 1,0 es el de la resistencia del material.
Estos factores de diseño se desarrollaron en la industria a partir de experiencias exitosas. Normalmente, los factores
se basan en la resistencia mínima de la junta superior y desechan el factor de flotación debido a los lodos.
Si se omite el factor flotación de los lodos, en realidad resulta un diseño más seguro que el calculado.
Este factor de diseño más alto puede determinarse usando el factor de flotación y aplicando la siguiente ecuación:
DFt (con flotación) = DFt/BF
En donde:
DFt = Factor de diseño para la tensión.
BF = Factor de flotación.
En adición al aplastamiento, a la ruptura y a la tensión, se pueden considerar también otros criterios
técnicos secundarios.
Hay que tomar en cuenta el esfuerzo por flexión o arqueo, cuando se están perforando pozos desviados, o cuando
hay una “pata de perro” (lo cual es una abrupta desviación en el agujero).
La compresión axial rara vez se toma en consideración al diseñarse las tuberías de un pozo; sin embargo,
en aplicaciones geotérmicas o de inyección de vapor, en donde el revestimiento se fija en cada extremo, un
incremento en temperatura hace que el acero se expanda y tienda a empujarse contra sí mismo desde cada
extremo, ejerciendo así un esfuerzo axial de compresión.
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La torsión, que es un esfuerzo que se desarrolla cuando un extremo del tubo se tuerce en una dirección mientras que
el otro extremo está fijo o se tuerce en dirección contraria, rara vez entra en los criterios de diseño para
los revestimientos, puesto que el cementado lo protege contra ese tipo de esfuerzo.
En unas pocas aplicaciones de tubería de producción, particularmente cuando un operario efectúa un trabajo tal
como el de barrenar un tapón de cemento, de rimar y quitar empaques, hay que considerar la fuerza de torsión.
En general, no es un factor a considerar cuando se están diseñando programas estándar de tubería para efectos
de terminación del pozo.
Con el objeto de planear programas óptimos para tubería de revestimiento y producción, el ingeniero de diseño
debe conocer tales condiciones básicas del pozo como son la profundidad de las zonas que se perforan, así como
sus respectivos requisitos de peso de lodos.
También debe conocer las propiedades físicas de la tubería y sus conexiones y con esta información debe
estar capacitado para calcular u obtener las especificaciones de punto de cedencia a la presión interna API,
presión hidrostática de prueba, rango de la presión de aplastamiento y carga hidrostática del pozo.
También debe conocerse el factor de flotación, la carga de desprendimiento de la conexión y el punto de cedencia de
la tubería, la máxima longitud de la sarta considerando y no considerando el factor de flotación calculado, la
reducción del rango de presión de aplastamiento debido a la carga de tensión y los coeficientes de seguridad a
la ruptura, al aplastamiento y a la presión.
Estimulación de Pozos.
La estimulación es una actividad que se lleva a cabo al terminar de perforar o al realizar la reparación de un pozo;
con la finalidad de limpiar, hasta donde sea posible, el intervalo en producción o en prueba, al remover o eliminando
el daño en la permeabilidad de la formación de la vecindad del pozo, el cual puede ser causado por fluidos de
control, enjarre, incrustaciones, parafinas, asfaltos o residuos sólidos de la formación, para restituir e incrementar
la permeabilidad natural de la formación y mejorar las condiciones del flujo de fluidos en el yacimiento.
La estimulación consiste en la inyección contra formación, a bajo gasto y presión de volúmenes moderados de
ácido clorhídrico al 15%, debidamente modificado con Nitrógeno y otros aditivos; los cuales, cada uno, tienen
una función específica, como permitir retardar la reacción ácido-roca y propiciar la mayor penetración a la formación.
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Esta actividad la realiza automáticamente un “barco estimulador”, mediante un sistema controlado por
computadora, desde el cual se inyecta la mezcla de ácido clorhídrico, Nitrógeno y aditivos al pozo. El
tiempo aproximado que dura una estimulación es 24 horas.
Las unidades que integran el equipo estimulador son:
Ø Unidad de alta presión: Consiste de un motor de combustión interna, bombas hidráulicas, tanques y válvulas
de control.
Ø Mezclador/”blender”: Sistema controlado por computadora, que dosifica el gasto de cada uno de los
aditivos (cuenta con aproximadamente 14 ó 15 electrobombas, una para cada producto diferente), mismos que envía
a una tina (con capacidad para 25,0 barriles) para ser mezclados, mediante un propulsor.
Ø Unidad de Nitrógeno: Almacena y suministra el Nitrógeno necesario para la estimulación, mediante un sistema
de tanques y tubería presurizada.
Ø Pluma hidráulica: Se usa para maniobras de instalación y mantenimiento de la unidad.
Ø Cabeza inyectora: Consiste de un “cuello de ganso” para guiar la tubería durante su introducción o extracción
del pozo.
Ø Preventores: Consiste de rams para el diámetro de la tubería (1”, 11/4”), rams ciegos y cuñas para sostener la
sarta de la tubería dentro del pozo.
Ø Cabina de control: Integrada para operar todos los componentes del equipo, adicional a la instrumentación
propia de la cabina y el equipo electrónico necesario para registrar en tiempo real y almacenar en memoria
los parámetros operativos importantes.
Ø Unidad de tubería flexible: Permite efectuar los trabajos sin necesidad de sacar el aparejo de producción a
la superficie, reduciendo tiempos y costos sustancialmente ya que no es necesario colocar un equipo de perforación
o algún equipo especial. Otra de sus ventajas es que sólo se requieren apoyos secundarios.
Ø Tanques de almacenamiento. Recipientes diseñados específicamente para el manejo de cada una de las sustancias.
Ø Unidad de protección contraincendio.
Realización de Pruebas.
Las pruebas que se realizan durante la perforación de pozos, se aplican específicamente y de manera independiente
a los diferentes elementos que conforman el arreglo estructural del pozo, principalmente a las tuberías de revestimiento.
Para cumplir con las especificaciones API, la tubería debe pasar, ya sea la prueba estándar o la alternativa de la
presión hidrostática mayor.
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El valor mayor es la prueba más severa y se basa en ya sea el
60,0 % ó el 80,0 % de la resistencia mínima a la cedencia del tubo, dependiendo del grado de acero y tamaño del tubo.
En aquellos casos en los que la resistencia del cople es menor que la del cuerpo del tubo, se usa una
presión hidrostática más baja.
Perforación.
Ubicadas y probadas las partes importantes del equipo de perforación, se procede al inicio de la perforación de la
obra, en la cual en forma permanente se tiene instalado un sistema para la detección de hidrocarburos,
ácido sulfhídrico y dióxido de carbono (CO2), así como un quemador, para que en caso necesario estos fluidos
sean quemados en su totalidad.
Durante las diferentes etapas de la perforación del pozo, se utilizan fluidos de perforación base agua o base
aceite cuyas funciones son; mantener la estabilidad del agujero que se perfora, evitar el flujo de fluidos de la
formación al pozo, lubricar y enfriar la barrena y sarta de perforación, mantener en suspensión y acarrear los
recortes de formación a la superficie.
A continuación se describen las actividades que se desarrollan para la perforación de un pozo tipo en zona marina:
Perforación Etapa de 30”.
Con barrena de 91,44 cm de diámetro se inicia la perforación utilizando lodo bentonítico de 1,05 gr/cm3 y agua
de mar, hasta alcanzar la profundidad previamente establecida. Se acondiciona el agujero perforado, se introduce
y cementa la tubería de revestimiento de 76,20 cm de diámetro. Se instalan y prueban conexiones superficiales.
Perforación Etapa de 20”.
Con barrena de 66,04 cm de diámetro se continúa utilizando un lodo base agua con densidad variable de 1,06-1,10
gr/cm3 hasta alcanzar la profundidad previamente establecida. Se acondiciona el agujero perforado, se
efectúan registros geofísicos, se introduce y se cementa la tubería de revestimiento de 50,8 cm de diámetro. Se
instalan conexiones superficiales de control, se prueba satisfactoriamente la tubería de revestimiento.
Perforación Etapa de 16”.
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La barrena de 46,99 cm inicia a perforar iniciando a utilizar un lodo base agua con densidad de 1,20 gr/cm3,
conforme avanza la profundidad se va incrementado la densidad al lodo hasta
1,48 gr/cm3, al alcanzar la profundidad previamente establecida.
Se acondiciona el agujero perforado, se toman registros geofísicos, se introduce y se cementa la tubería
de revestimiento de 40,64 cm. Se instalan y prueban conexiones superficiales de control.
Perforación Etapa de 11 ¾”.
Con barrena de 37,465 cm de diámetro se perfora utilizando un lodo de perforación con densidad variable de
1,55-1,90 gr/cm3. Una vez alcanzada la profundidad previamente establecida, se acondiciona el agujero perforado,
se toman registros geofísicos, se introduce y cementa la tubería de revestimiento de 29,845 cm de diámetro. Se
verifica la efectividad de la cementación, se instala y prueban conexiones superiores de control.
Perforación Etapa de 9 5/8.
Esta etapa se perfora utilizando barreras de 27,30 cm y un lodo de perforación base agua con densidad de 1,05 gr/cm3.
Dado que es una etapa donde se espera encontrar acumulación de hidrocarburos, se debe perforar
vigilando continuamente condiciones de lodo de perforación en la entrada y salida del pozo para detectar la
presencia de hidrocarburos. En caso de observar presencia de hidrocarburos, se acondicionará el lodo a una
densidad tal que se evite algún posible flujo de hidrocarburos del yacimiento del pozo.
Durante esta etapa se tiene contemplado cortar y recuperar núcleos para poder efectuarlos en el laboratorio de
análisis petrofísicos y de contenido de fluidos
Las profundidades a las que se cortarán estos núcleos serán proporcionadas por el ingeniero geólogo a bordo de
la plataforma. Después de alcanzar la profundidad deseada, se acondicionará el agujero perforado, se toman
registro geofísico, se introducirá y cementará la tubería de revestimiento de 24,45 cm de diámetro. Se
instalan conexiones superiores de control y se verifica la efectividad de la cementación.
Ver Anexo II.8 Procedimiento para la apertura de Pozos Productores y Anexo II.9 Norma de Seguridad,
Operaciones de Perforaciones, Reparación y Producción de Pozos Petroleros desde Plataformas Fijas y Móviles.
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Terminación de Pozo.
En caso de encontrar intervalos con impregnación de hidrocarburos, se deberá efectuar como máximo 4 pruebas
de producción a los intervalos seleccionados. Las pruebas consisten en:
Con fluido de control adecuado disparar el intervalo seleccionado utilizando pistolas adecuadas de acuerdo el
diámetro de la tubería de revestimiento a disparar.
Después de disparado el intervalo, se introduce un aparejo, el cual permitirá la recuperación segura de los fluidos
del yacimiento a la superficie. Este mismo aparejo servirá para controlar el pozo después de realizada la prueba
de producción.
Se Instalará conexiones superiores de control y probar mismas instalaciones.
Con tubería flexible de 3,81 cm de diámetro, bajar el nivel medio del intervalo disparado, bombeando nitrógeno.
De esta forma, se desplaza el fluido de control a la superficie. En caso de requerirse, se inyecta Ácido Clorhídrico
al 15% al intervalo disparado.
Esto último con la finalidad de mejorar las condiciones para que el yacimiento aporte fluidos. Los fluidos
aportados por el yacimiento se analizan en superficie y se pasan al de flujo del yacimiento al pozo.
Después de evaluado el intervalo disparado, se procede a controlar el pozo y se aísla dicho intervalo. En caso de
existir otros intervalos para la prueba de producción, se continúa el proceso hasta probar el último intervalo propuesto.
Taponamiento de Pozo.
Después de probado u aislado el último intervalo propuesto, en caso de que el pozo resulte productor comercial
de hidrocarburos, se taponará temporalmente, colocando 3 tapones de cemento de
100 m lineales cada uno, dejando cimas a 3 000 m , 1 500 m y 150 m, adicionalmente se instala un tapón de
corrosión a nivel del lecho marino.
En el caso de que el pozo resulte improductivo, se aislará a la formación, se colocarán 3 tapones de
cemento definitivos dejando cimas a 3 000, 1 500 y 150 m, adicionalmente se cortarán y recuperarán las tuberías
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de revestimiento cementadas hasta la profundidad de 100 m y se instalará un tapón de cemento a nivel del
lecho marino. De esta forma queda el pozo taponado en forma definitiva.
Los recortes de la formación que son eliminados del lodo de perforación se almacenan en contenedores
de aproximadamente 5 m³ de capacidad, los cuales serán transportados por barco (propiedad de PEP) y se
descargarán en el puerto de la Terminal Marítima Dos Bocas.
Una vez en el muelle, una empresa especializada en el tratamiento de estos cortes se encargará de llevar
los contenedores al área de trasiego dentro de la Terminal marítima (T. M.) Dos Bocas que se le asigne.
En esta área se vacían los contenedores en la unidad deshidratadora y los líquidos recuperados se enviarán a la
planta de lodos de la T. M. Dos Bocas.
Posteriormente, en instalaciones de la empresa tratadora se aplica un tratamiento térmico con calentamiento
indirecto, el que permite la separación de agua e hidrocarburos de los sólidos que los absorben.
Los gases obtenidos son tratados y llevados a quemado. El aceite se recolecta en tanques de almacenamiento y el
agua es tratada antes de ser desechada
Ver Anexo II.9 Norma de Seguridad, Operaciones de Perforaciones, Reparación y Producción de Pozos
Petroleros desde Plataformas Fijas y Móviles.
A.2)
Reparación de un Pozo en la Formación Brecha Paleoceno.
La reparación de pozos se refiere al trabajo llevado a cabo en pozos después de su terminación inicial con el objeto
de mantener o restaurar la productividad del pozo.
A continuación se presentan las coordenadas geográficas del pozo que será sometido a una reparación; Ver
Fig. II.2.1.2.
Tabla II.2.1.2 Localización Reparación Pozo 223.
UTM
Geográficas
Instalación
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Pozo Abkatún 223
X
Y
Latitud
Longitud
581 993
2 138 669
19°20’29’’
92°13’09’’
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
La reparación mayor contemplada en la plataforma Abkatún-H (Octápodo) al pozo Abkatún-223, requiere de
un equipo empaquetado y se pretende que sirva de apoyo a este proyecto el No. 4043.
Los equipos de perforación solicitados, tienen las características para llevar a cabo los trabajos requeridos para
la reparación mayor, asegurándose la continuidad operativa de ellos.
A.3)
Taponamiento de 16 Pozos para su desincorporación.
Para la desincorporación de un pozo, se aislará a la formación, se colocarán 3 tapones de cemento definitivos
dejando cimas a
3 000 m, 1 500 m y 150 m, adicionalmente se cortarán y recuperarán las tuberías de revestimiento cementadas hasta
la profundidad de 100 m y se instalará un tapón de cemento a nivel del lecho marino. De esta forma queda el
pozo taponado en forma definitiva.
Ver Anexo II.9 Norma de Seguridad, Operaciones de Perforaciones, Reparación y Producción de Pozos
Petroleros desde Plataformas Fijas y Móviles y Ver Anexo II.10 Procedimientos para el Cierre de Pozos.
El taponamiento y abandono (permanente o temporal) de pozos marinos se deberá de llevar a cabo como
lo recomienda el API en su documento RP57 (Anexo M).
A continuación se presentan las coordenadas geográficas de los pozos que serán desincorporados.
Tabla II.2.1.3 Localización Pozos a Desincorporar.
Instalación
Pozo Abkatún 11A
UTM
Geográficas
X
Y
Latitud
Longitud
586 832
2 131 875
19°16’47’’
92°10’25’’
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Pozo Abkatún 12
586 108
2 131 309
19°16’29’’
92°10’49’’
Pozo Abkatún 14
585 234
2 132 634
19°17’21’’
92°11’19’’
Pozo Abkatún 16
584 662
2 132 144
19°16’56’’
92°11’39’’
Pozo Abkatún 31
587 242
2 132 559
19°17’09’’
92°10’10’’
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Continuación Tabla II.2.1.3 Localización Pozos a Desincorporar.
UTM
Instalación
Geográficas
X
Y
Latitud
Longitud
Pozo Abkatún 225
585 136
2 137 387
19°19’47’’
92°11’22’’
Pozo Abkatún 245A
585 506
2 136 706
19°19’24’’
92°11’09’’
Pozo Abkatún 287
587 239
2 135 708
19°18’52’’
92°10’10’’
Pozo Abkatún 17
589 181
2 131 880
19°16’47’’
92°09’04’’
Pozo Abkatún 19
589 681
2 131 880
19°16’47’’
92°08’47’’
Pozo Abkatún 178
589 595
2 133 991
19°17’55’’
92°08’50’’
Pozo Abkatún 198
589 050
2 134 489
19°18’12’’
92°09’08’’
Pozo Abkatún 79
588 514
2 134 043
19°17’57’’
92°09’27’’
Pozo Abkatún 34
584 796
2 132 865
19°17’20’’
92°11’34’’
Pozo Abkatún 72
584 777
2 134 015
19°17’57’’
92°11’35’’
Pozo Abkatún 94
583 533
2 134 691
19°18’19’’
92°12’17’’
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
Es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración
y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5
“Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y
II.7 respectivamente.
B)
Instalación de Trípodes de Apoyo para Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B.
Se instalarán tres trípodes nuevos que servirá de apoyo para el puente de enlace con una longitud aproximada de 495
m entre la Plataforma Abkatún-A Habitacional y la Plataforma Abkatún-B.
Al momento de realizar la presente manifestación de impacto ambiental no se cuenta con la ingeniería de diseño por
lo que se desconoce su ubicación exacta del mismo, por lo que no se mencionan sus coordenadas geográficas.
El diseño del puente de enlace deberá de estar apegado a la normatividad que aplique.
El puente de enlace deberá de contar con andador para que transiten libremente tres personas libremente a lo ancho
y sirva como vía de transporte para el personal que labora en ambas plataformas; así mismo tendrá que soportar
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las tuberías de interconexión de servicios auxiliares entre ambas plataformas y deberá de incluir un monorriel
con capacidad de carga de dos toneladas.
Entre los servicios con los que deberá de contar son los siguientes:
Ø Luces de ayuda para la navegación.
Ø Luces de emergencia.
Ø Alumbrado.
Ø Sistema de voceo.
Ø Red de contraincendio.
Ø Sistema de tierras.
Para el puente y trípodes de apoyo se requerirá protección catódica en las zonas sumergidas, de oleaje y seca;
ver Anexo II.11 Bases de Usuario.
CAMPO CAAN INTEGRAL.
Para la explotación del Campo Caan se cuenta con 8 estructuras recuperadoras de pozos, 2 octápodos, 4 tetrápodos,
1 trípode y
1 sea horse, y 10 oleogasoductos con una longitud total de
40,49 km, que permiten transportar la Producción del Campo hacia el Complejo de Producción Abkatún-A, el
cual cuenta con
7 plataformas unidas por puentes, Habitacional, Permanente, Compresión, Tetrápodo de Apoyo, Enlace, Perforación
y Temporal.
La Producción total de aceite y gas del Campo Caan se separa en la Plataforma Permanente utilizando una batería
de separación y bombeo la cual consta de dos separadores de primera etapa y un separador de prueba, 2 separadores
de 2ª Etapa (tanques de balance), un rectificador de gas de 1ª Etapa, un rectificador de gas de 2ª Etapa, y
5 turbobombas. Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de 220 MBPD de aceite y 300 MMPCD
de gas.
Para el manejo del gas, en esta misma Plataforma se cuenta con dos módulos de compresión con capacidad de
105 MMPCD cada uno, sin embargo, debido a los volúmenes actuales de gas asociado del Campo Caan, se tienen
las interconexiones para procesar el excedente en primera opción en Abkatún-A Compresión la cual cuenta con
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4 módulos de compresión de 105 MMPCD c/u. Como segunda opción, se utiliza un gasoducto de recolección de
36” hacia los dos módulos de compresión de Abkatún-D de
110 MMPCD c/u. Además, se cuenta con un ducto que nos permite manejar gas del complejo Abkatún-A en
la plataforma de Compresión en el complejo Pool-A del Activo Pool.
Figura II.2.1.3 Instalaciones Actuales y Futuras en el Campo Caan.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.
A) Instalación Plataformas Marinas.
A.1)
Módulo Habitacional.
A.2)
Módulo de Compresión.
B) Pozos e Infraestructura.
B.1)
Perforación Pozo Caan-1001.
C) Ductos Marinos.
C.1)
Gasoducto de 16 Pulgadas de diámetro y 11,6 km de longitud.
D) Instalación Puente de Enlace.
A continuación se describen las obras contempladas en el Campo Caan y se desarrollan de acuerdo a la
información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto
Ambiental Modalidad Regional.
A) INSTALACIÓN PLATAFORMAS MARINAS.
A.1)
Módulo Habitacional.
El proyecto contempla la adición de un Módulo Habitacional en el Octápodo existente de Caan-A con capacidad
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para alojar a la plantilla de operación del módulo de compresión, así como también a la plantilla completa de
un equipo de perforación convencional con capacidad para 40 personas.
Se contempla cubrir los servicios asociados a este tipo de instalación como son comedor, oficinas, dormitorio,
planta potabilizadora, baños, helipuerto, gimnasio, salón de recreación, sala de juntas, entre otros.
En la tabla II.2.1.4 se muestran las coordenadas UTM y Geográficas de la localización de la Plataforma Habitacional.
Tabla II.2.1.4 Localización Plataforma Habitacional.
Instalación
Plataforma Habitacional (Caan-A)
UTM
Geográficas
X
Y
595,790
2 125 525
Superficie Requerida
1 656,50
m2
Latitud
Longitud
19°13’19”
92°05’19”
(Peso Total Aproximado 88,7 ton)
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.
En la Figura II.2.1.3 se observa la Localización de las Nuevas Instalaciones en el Campo Caan.
El Módulo Habitacional será instalado en el Octápodo de Caan-A en el nivel +68, en cada nivel propuesto
se localizará el siguiente equipo:
Segundo Nivel: Que corresponde al segundo de la Plataforma de Perforación Caan-A a un nivel de 21,64 m,
se ubicarán los motogeneradores, cápsula de salvamento, almacén, lockers, cuarto de control de motores (CCM).
Mezanine: Se localiza a una elevación de 25,64 m, se ubicarán talleres, área de lavadoras, etc.
Tercer Nivel: Se localiza a una elevación de 28,44 m, se ubicarán el comedor y servicios, cápsula de salvamento
y oficinas.
Cuarto Nivel: Se localiza a una elevación de 32,44 m, y se ubicarán las habitaciones.
Nivel Techo: Se localiza a una elevación de 36,44 m, se ubicarán los equipos para aire acondicionado, sala de
espera de vuelos y cuarto de control.
Quinto Nivel: Se localiza a una elevación de 38,94 m, se ubicará el helipuerto.
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Ver Anexo II.12 Planos Estructurales Módulo Habitacional y Módulo de Compresión
Toda plataforma consta de dos partes: Subestructura, Superestructura y Cimentación.
La subestructura es la parte inferior, que va apoyada sobre el lecho marino y empotrado por medio de pilotes;
la superestructura es la parte superior, la cual se encuentra subdividida en dos niveles, el inferior y el superior.
En la Figura II.2.1.4 se muestra el esquema de una Plataforma Habitacional Tipo, soportada por un Octápodo.
Superestructura.
La superestructura comprende las cubiertas y las columnas de apoyo. Una plataforma típica de 8 patas
(octápodo) consta de dos cubiertas, una principal y una inferior. Ambas, generalmente con un área útil nominal de
23 m x 46 m y localizadas a 21 m y 16 m sobre el nivel del mar, respectivamente.
Las cubiertas incluyen usualmente volados perimetrales de 3 a 5 m de ancho.
La separación típica entre columnas en el sentido transversal es de 14 m y de 12 a 18 m en el longitudinal.
Las cubiertas están estructuradas a base de trabes principales, transversales y longitudinales principales,
trabes intermedias transversales y trabes perimetrales.
Las trabes son generalmente de sección prismática, fabricadas con tres placas soldadas y peraltes que oscilan entre 1
y 2 m las columnas están constituidas por elementos de sección tubular de 1,22 m de diámetro y de 1,25 de espesor
y de 14 m de longitud aproximadamente.
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Figura II.2.1.4 Plataforma Habitacional Tipo.
Sus sistemas de piso están integrados por largueros longitudinales de perfiles rolados (W, PR) y por rejilla
electro soldada o polines de madera, o en algunos casos por placa.
Cuando los claros o las cargas resultan excesivos, puede recurrirse a la inclusión de apoyos intermedios en las
trabes mediante la instalación de puntas tubulares; utilizar armaduras en substitución de las trabes prismáticas.
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Los peraltes de las armaduras varían regularmente entre 3 y 5 m.
Subestructura.
Las subestructuras de las plataformas son primordialmente de forma piramidal y están constituidas por
armaduras transversales y longitudinales dispuestas ortogonalmente entre sí y arriostradas por marcos horizontales
en diferentes elevaciones, extendiéndose desde la conexión pata-pilote hasta el lecho marino, las subestructuras
se fabrican con elementos tubulares en su totalidad.
La función de una subestructura es resistir las fuerzas laterales inducidas por viento y oleaje o por sismos;
proporciona apoyo lateral a los pilotes colocados concéntricamente en el interior de cada una de sus patas y en la
etapa de instalación servir de plantilla y guía para su hincado.
También constituye el soporte de ciertos apéndices necesarios para la operación de la plataforma, tales como,
ductos ascendentes, conductores (en plataformas de perforación), camisas para bombas y drenajes,
embarcaderos, defensas, pasillos de acceso, vigas de deslizamiento y otros.
En suma, la subestructura constituye el componente estructural básico de una plataforma.
Una subestructura de ocho patas, constará de dos marcos longitudinales, cuatro transversales y un número variable
de marcos horizontales, dependiendo del tirante de agua donde pretenda instalar.
En el sentido longitudinal la distancia entre patas en el nivel superior de la subestructura varía entre los 12 m y 18 m
y en el sentido transversal la separación es generalmente de 14 m. Esto, en función de la necesidad de espacio
de cubiertas.
Por lo general, las patas de una subestructura no son verticales sino ligeramente inclinadas, produciendo así su
forma piramidal típica. La finalidad de estas inclinaciones es proveer a la subestructura con una mayor base en el
lecho marino para resistir con mayor facilidad los momentos de volteo producidos por fuerzas de viento y oleaje
o sismo, e incrementar la capacidad individual de los pilotes para absorber cargas laterales.
Los valores de las pendientes comúnmente utilizadas son para patas de esquina, de 1:8 (horizontal-vertical) en las
dos direcciones ortogonales principales y para patas laterales, también de 1:8, pero en una sola dirección.
Estos valores resultan en inclinaciones reales de 10,0 y 7,1 grados para patas de esquina y laterales,
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respectivamente. Por su parte, los diámetros exteriores de las patas oscilan, típicamente entre 51 ½ y 56”
dependiendo del diámetro del pilote y sus espesores entre 5/8 y 1 3/8”.
Los sistemas de arriostramiento normalmente usados, tanto en planos verticales como horizontales, consisten
en diagonales sencillas, en cruz y en K, utilizando elementos de 12” a 30” de diámetro y con espesores de pares
que varían entre 3/8 y 1”.
Pilotes:
Los pilotes de sección tubular y punta abierta, se colocan concéntricamente en el interior de las patas,
extendiéndose desde sus extremos superiores hasta profundidades del orden de 60 a 120, bajo el lecho
marino, dependiendo de las descargas y de las condiciones geotécnicas locales. Sus diámetros varían entre 36” y
54” pulgadas, siendo 48” el diámetro más utilizado. Sus espesores de pared varían entre 1 ½ y 2 ½”.
La conexión soldada columna-pilote se efectúa a unos 80 cm arriba de la parte superior de las patas y la conexión
pata–pilote, se efectúa a unos 50 cm arriba del primer nivel de arriostramiento horizontal. Es importante enfatizar
que este último constituye el único punto donde ocurre una conexión soldada entre la subestructura el pilote y por
lo tanto, capaz de transmitir fuerzas axiales. Resultando así, que la subestructura está en realidad colgada de los pilotes.
Existen sin embargo, otros puntos a lo largo de las patas donde los pilotes pueden hacer contacto con ellas o
viceversa, para efectos de apoyo lateral o transmisión de cargas laterales, estos puntos corresponden a
las intersecciones de las patas con las diferentes plantas de arriostramiento horizontal.
La variación que existe entre una y otra estructura es el fin o uso que se le da, por ejemplo la estructura de
una Plataforma Habitacional, la subestructura está diseñada para que junto con la cimentación soporte a
la superestructura y a todo el equipo requerido para proporcionar los servicios necesarios en forma definitiva, así
como a un módulo habitacional.
Básicamente el módulo habitacional estará diseñado en forma rectangular con las siguientes
dimensiones (aproximadas); 50 metros de largo por 16 metros de ancho y 26 metros de altura.
La superestructura quedará constituida por dos cubiertas, la primera cubierta dará soporte a los equipos y
recipientes para servicios al módulo habitacional, la cubierta superior (segunda cubierta) dará soporte al
módulo habitacional.
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El pasillo del nivel superior de la subestructura será de 9,14 de ancho con barandales fijos a ambos lados a
ser instalados en Campo, con acceso a los embarcaderos y a los descansos de las escaleras retráctiles. Las
ocho columnas de la subestructura estarán protegidas con camisas de caucho y amortiguadores tipo celda de choque.
Se tendrán dos escaleras retráctiles desde la cubierta de servicios a los pasillos de la subestructura, los barandales de
la cubierta serán fijos, de material tubular galvanizados. Todas las superficies libres de la cubierta inferior serán a
base de rejilla y placa antiderrapante de acuerdo con el proyecto.
Se considerará un helipuerto para dos helicópteros del tipo “300 J” con capacidad para 18 personas c/u,
localizado sobre el módulo habitacional, con los accesos y señalamientos requeridos para su operación segura
y eficiente.
En el nivel de servicios, se instalarán botes de supervivencia de acuerdo con las especificaciones, así como pasillos
y áreas de acceso libres y seguras.
Básicamente el módulo habitacional estará diseñado en forma rectangular con las siguientes
dimensiones (aproximadas): 50 metros de largo, por 16 metros de ancho y 26 metros de altura.
Para el análisis y diseño estructural de las plataformas marinas se consideran los reglamentos, códigos y normas
ya establecidos para este tipo de estructuras, así como aspectos económicos, de fabricación, disponibilidad de
los materiales y en general de todos los factores que intervienen en la realización del proyecto.
Fabricación de Estructuras.
La estructura de una Plataforma marina consiste en una unidad piramidal totalmente tubular apoyada en el
lecho marino; sus elementos principales son 4 u ocho marcos trapezoides formados por tuberías de 1,32 m y 1,21 m
de diámetro, que varían entre 50 y 80 m de longitud, según la profundidad donde se instale; los marcos son
soldados con todos sus elementos recostados sobre el piso, para posteriormente ser izados y unidos con
otros elementos estructurales e integrar la base de la plataforma.
Una vez armada la subestructura se obturan los extremos de los soportes para asegurar su flotabilidad.
Inmediatamente se continúa con la colocación de servicios auxiliares de la misma tales como atracaderos, válvulas
de inundación en los soportes, colocación de ánodos para protección catódica, guías para los tubos conductores de
cada pozo, orejas de levante, etc.
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La calidad de todas las juntas soldadas se controla por medio de inspección radiográfica y ultrasonido.
Una Plataforma Habitacional tipo deberá de contener como mínimo el siguiente equipo:
Ø Sistema de Almacenamiento y Distribución de combustible Diesel.
Ø Sistema de Tratamiento y Distribución de aire de instrumento y de planta.
Ø Sistema de Aguas residuales y Trampa de Grasas.
Ø Sistema de Disposición de Basura.
Ø Sistema de Generación, Almacenamiento y Distribución de Agua Potable.
Ø Sistema de Distribución de Agua de Mar.
Ø Sistema de Generación, Almacenamiento y Distribución del agua Caliente.
Ø Sistema de Agua Contra Incendio.
Ø Sistemas de Supresión de Incendios mediante agente limpio o de CO2.
Ø Botes Salvavidas de la Plataforma.
Ø Grúa de Plataforma.
Ø Sistema de Detección de Gas y Fuego con detección visual de diferentes colores, así como audible con
diferentes tipos de emisiones.
Todos los equipos de servicios mencionados anteriormente deberán estar diseñados para abastecer a una
Plataforma Habitacional de
40 personas.
El agua potable en la Plataforma Habitacionales se obtendrá a través del tratamiento de ósmosis inversa de agua
de mar, la captación se hará por medio de bombas verticales eléctricas con gasto de hasta 1 600 L/min. Se
tendrá suministro eléctrico continuo proveniente de una plataforma adyacente.
El agua salada captada tendrá dos funciones: será usada como agua contraincendio y para alimentar la
planta potabilizadora. La de contraincendio se irá a un tanque hidroneumático con 200 L/min de gasto, que
alimentará a través de un cabezal a todos los monitores de agua del helipuerto, a los rociadores, a los carretes
de mangueras y mantendrá la red de contraincendio presurizada y lista para su uso; también será usada para
servicios sanitarios.
En el caso de agua para potabilización, ésta será llevada a una planta potabilizadora dual de agua con capacidad de
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80 000 L/día, esta planta estará montada en un solo patín y contará con el equipo siguiente: Tablero de
Control, Tanques de Tratamiento, Bombas Clorinadoras, Filtros en serie con cartucho removibles, un Analizador
para la conductividad del agua, así como un Dosificador de Cloro.
Una vez llevada a cabo la potabilización, el agua potable se almacenará en dos tanques con capacidad de 148 000
L cada uno y será distribuida a la cocina, regaderas, calentadores, lavandería, etc., teniendo un estricto control de
la calidad del agua, cumpliendo con la NOM-127-SSA1-1994.
La plataforma requerirá de un sistema de drenajes sanitarios, mismos que se procesarán en una planta de
tratamiento de aguas negras con un sistema purificador por electrocatálisis la cual ofrecerá agua tratada libre de
sólidos de acuerdo con la
NOM-001-ECOL-1996.
Las aguas tipo jabonosas procedentes de regaderas, lavabos, lavaderos, limpieza y cocina, se manejarán a través de
un sistema de drenajes (separado del drenaje de aguas negras) para ser tratadas en una planta paquete.
El proceso será tipo electrocatalítico y la descarga deberá cumplir la norma NOM-001-ECOL-1996.
Dispondrá del servicio de aire de planta para utilizarse en estaciones de servicio y presurizar tanques
hidroneumáticos, así como el suministro de diesel para los motores de combustión, generadores, bombas
contra incendio y el incinerador de desechos sólidos.
El sistema de aire acondicionado será del tipo de volumen variable para los niveles primero y segundo. El tercer
nivel, cuarto eléctrico y los talleres se acondicionarán con unidades manejadas tipo unizona.
El cuarto de control estará ubicado en el módulo habitacional, será la instalación donde se aloje la Unidad
de Procesamiento Remoto para el control de proceso y los equipos para el monitoreo y control de los
diferentes sistemas que se automatizarán en la plataforma habitacional.
Los sistemas de seguridad para la Plataforma Habitacional deberán incluir Sistemas Automáticos de
Alarmas, Detección de Gas Combustible, Gas Tóxico de Flama, Humo, Alarmas Visibles y Audibles. Sistemas
Fijos de Extinción de Fuego Manuales y/o Automáticos, además de equipos para la seguridad y protección para
las instalaciones y el personal, conforme lo indicado en API-RP-14C y API-RP-14G. Adicionalmente se deberán
de seguir los procedimientos GSIP-RMNE-001 (requerimientos mínimos para sistemas de seguridad en
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I
instalaciones costa fuera).
Los pasos que se siguen para el procedimiento de instalación de una Plataforma Habitacional Tipo son los que se
citan a continuación:
Ø Recepción de Equipo y Materiales.
Ø Acondicionamiento de Rutas y Áreas.
Ø Traslado de Material y Equipo.
Ø Instalación de Subestructuras y Piloteo.
Ø Instalación de la Superestructura.
Ø Instalación de Trípodes y Puentes.
Ø Obra Civil Acero y Soportería.
Ø Prueba Hidrostática.
Ø Arranque y Puesta en Operación.
Ø Entrega Operativa.
Las medidas de seguridad y procedimientos de señalización y delimitación son los siguientes.
Durante la etapa de preparación y construcción del la Plataforma Habitacional es necesario contar con
señalamiento preventivo y delimitación de las áreas de trabajo, para este fin se propone delimitar el área
mediante boyas e informar a las plataformas aledañas de los trabajos que serán realizados en el área destinada para
este fin.
Es importante mencionar que el tráfico marítimo esta delimitado únicamente al personal involucrado a las
actividades requeridas por Petróleos Mexicanos y el acceso al sitio esta restringido por la Secretaría de Marina.
A.2.
Instalación de Tetrápodo adicional para Módulo de Compresión para recomprimir el gas de 70 a 250 kg/cm².
Se contempla la instalación de un Tetrápodo adicional para alojar el Módulo de Compresión para comprimir de 70
a 250 kg/cm2 a 100 m de Caan-A; ver Figura II.2.1.3.
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I
De las opciones analizadas para la ubicación del equipo de compresión, se contempla la construcción de un
Tetrápodo nuevo a 100 m de Caan-A, debido a que presenta ventajas operativas al existir un circuito abierto
de producción-inyección de gas entre el Campo Caan y el Complejo Abkatún-A, que otorga la flexibilidad en
un momento dado, de poder inyectar un volumen adicional de gas, producto del rechazo o libranzas evitando con
esto la emisión de gas a la atmósfera. Así mismo cuenta con un quemador elevado con una capacidad de
110 MMPCSD de gas localizado en un trípode, con su tanque de desfogue intermedio unida por puentes; ver
Anexo II.13 Estudio de Factibilidad del Módulo de Compresión.
En la tabla II.2.1.5 se muestran las coordenadas UTM y Geográficas de la localización del Módulo de Compresión.
Tabla II.2.1.5 Localización Módulo de Compresión.
Instalación
Módulo de Compresión
UTM
Geográficas
X
Y
Latitud
Longitud
595 794,72
2 125 528,45
19°13’19”63
92°05’19”19
1 000 m2
Superficie Requerida
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.
El módulo incluye Turbina Motor, Caja de Engranes, Tren de Compresores, Ductos de Admisión y Escape, Sistema
de Enfriamiento del Gas, Sistema de Control de Gas Combustible, Sistema Recuperador de Condensados, Sistema
de Protección
Gas-Fuego, Sistema de Desfogue con Quemador Elevado, Sistema y Cuarto de Control.
El Módulo de Compresión será instalado en un Tetrápodo nuevo a 100 m de Caan-A.
El Módulo de Compresión, se diseñará para efectuar los siguientes procesos:
Ø Compresión del Gas proveniente de las Plataformas de Producción.
Ø Deshidratación del Gas Comprimido para cumplir con las especificaciones de envío.
Ø Endulzamiento del Gas Amargo necesario para cubrir los requerimientos de gas combustible del complejo
y reforzar el anillo de Bombeo Neumático (BN) del Activo.
Ø Secado del Gas Dulce, para consumo de las plataformas.
Ø Potabilización (por evaporación a vacío) del agua de mar requerida para proceso y servicios.
Ø Tratamiento de agua amarga y aceitosa en su planta propia.
Ø Manejo de Condensados.
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I
Ø Recuperación de Gases Ácidos.
El Módulo de Compresión será autosuficiente en los requerimientos de los siguientes servicios auxiliares:
Gas Combustible, Aire de Planta, Aire de Instrumentos, Aceite de Calentamiento, Agua Potable, Agua de
Servicios, Agua Contraincendio, Agentes Químicos, Aceites Lubricantes, Aceites Minerales y Energía Eléctrica.
El Proceso de Deshidratación de Gas Amargo se efectuará empleando Trietilenglicol (TEG) como
agente deshidratante.
La planta contemplará depuración y deshidratación del Gas Amargo, así como la regeneración del TEG.
En la planta de endulzamiento de Gas Amargo, se eliminan los gases ácidos (principalmente ácido sulfhídrico
H2S) presentes en la corriente de Gas Amargo. Se utilizará el proceso Girbotol, empleando una solución
de Metildietanolamina (MDEA) al 50% en peso como medio absorbente.
Para la operación del Modulo de Compresión se requieren de los siguientes servicios auxiliares:
Ø Sistema de Aceite de Calentamiento.
El objetivo de este paquete es proporcionar la carga térmica necesaria para la operación de la planta endulzadora,
está constituido de un circuito cerrado de intercambio de calor, en el que utiliza aceite térmico del tipo
Dowtherm como medio de calentamiento.
Ø Sistema de Almacenamiento y Distribución de Diesel.
Este sistema abastece de combustible para el servicio de las bombas contraincendio, motogeneradores de
energía, motogenerador de emergencia, grúas y motores de las cápsulas de salvamento. Este sistema
estará conformado por las secciones de recepción, purificación, almacenamiento y distribución.
Ø Sistema de Drenajes Atmosféricos.
La finalidad de este sistema es recolectar y recuperar los desechos aceitosos por medio de un tratamiento adecuado
en donde el aceite separado pueda ser recuperado y el agua sea desechada al mar cumpliendo con la
normatividad relacionada con la descarga de agua al mar
(NOM-001-ECOL-1996).
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I
Ø Sistema de Drenajes a Presión.
Este sistema que recolecta y conduce los líquidos a presión a un sistema de separación y recuperación; los cuales
son conducidos a una planta de tratamiento para dar cumplimiento con la NOM-001-ECOL-1996.
Ø Sistema de Agua Contraincendio.
El principal propósito de este sistema es suministrar agua de mar a la red de contraincendio cuando se presente
un conato de incendio es recomendable que este sistema cuente con dos bombas contraincendio, una accionada
con motor eléctrico y la otra con motor de combustión interna a base de diesel y una bomba jockey accionada
con motor eléctrico.
Ø Sistema de Agentes Químicos.
Este sistema tiene la finalidad de proporcionar la cantidad necesaria para la inyección de agentes químicos
como inhibidor de corrosión al módulo de compresión y antiespumante a la planta endulzadora.
Ø Sistema de Aire de Planta.
Este sistema tiene la finalidad de suministrar aire húmedo para limpieza de equipo y para presurización del sistema
de agua contraincendio y del sistema de agua de servicios. Estará integrado por un compresor y un acumulador de
aire de planta.
Ø Sistema de Aire Instrumentos.
Este sistema tiene el objetivo suministrar aire limpio y seco para los circuitos de instrumentos que lo requieran.
Estará integrado por: Compresor, acumulador de aire de instrumentos y una secadora.
Ø Sistema de Desfogue.
Este servicio tiene como función, recolectar básicamente los desfogues del Módulo de Compresión, deshidratadora
y del paquete de acondicionamiento de gas combustible, separar los condensados del cabezal de desfogue
para inyectarlos al oleogasoducto y finalmente mandar el gas al quemador, el cual estará integrado por cabezal
de desfogue, tanque de desfogue y quemador.
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I
Ø Sistema de Aceite de Lubricación.
Este sistema proporciona el aceite sintético y mineral, para la lubricación de la turbina y el compresor.
Estará conformada por tanques de almacenamiento y bombas de transferencia.
Ø Sistema de Generación y Distribución de Energía Eléctrica.
El uso de energía eléctrica es básicamente para accionar a los diferentes equipos de las unidades de proceso y
de servicios, así como; a los sistemas de comunicación, alumbrado e instrumentos.
Este sistema estará conformado por dos motogeneradores a base de diesel, transformadores y subestación
eléctrica. También se contará con un motogenerador de emergencia.
B)
Pozos e Infraestructura.
La explotación del Campo Caan inició en septiembre de 1985, con el pozo Caan–1, produciendo un fluido de 36 °
API, lo cual lo clasifica como aceite tipo Istmo.
La producción del Campo es integrada y procesada en el Complejo Abkatún-A. El aceite estabilizado es enviado
con un sistema de bombeo en alta presión hacia la terminal marítima de Dos Bocas, Tabasco, mientras que
la producción de gas va de la batería de separación a la succión de los módulos de compresión hasta 70 kg/cm2
en Abkatún-A, para su envío a Atasta.
En este proyecto se considera el envío del gas producido por el Campo Caan, hacia la plataforma Caan-A para
ahí comprimirlo hasta 250 kg/cm2 e inyectarlo al yacimiento.
B.1)
Perforación del Pozo Caan-1001.
Tiene la finalidad de definir la presencia de hidrocarburos en la formación Jurasico Superior Kimmeridgiano
del campo y sustituir al pozo Caan–72 en la formación Brecha Paleoceno. Se perforará desde el Tetrápodo Caan –
TA, para lo cual se contempla la utilización de un equipo autoelevable, ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación
de Pozos.
Tabla II.2.1.6 Localización del Pozo Caan-1001.
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I
Instalación
Pozo Caan 1001
UTM
Geográficas
X
Y
Latitud
Longitud
596 574
2 125 261,11
19°13’43.13’’
92°05’52.40’’
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.
Ubicadas y probadas las partes importantes del equipo de perforación, se procede al inicio de la perforación de la
obra, en la cual en forma permanente se tiene instalado un sistema para la detección de hidrocarburos,
ácido sulfhídrico y dióxido de carbono (CO2), así como un quemador, para que en caso necesario estos fluidos
sean quemados en su totalidad.
La descripción del procedimiento de perforación ya ha sido desarrollado para el Pozo Abkatún 57D; en la
sección II.2.1 Descripción de Obras y Actividades por lo que esta información no será desarrollada en este punto.
Figura II.2.1.5 Localización de Pozo Caan 1001.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.
Los recortes de perforación impregnados con lodos de Perforación Base Aceite serán almacenados en
contenedores especiales y transportados por una empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos
Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso
de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan
de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control
de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.
C)
Ductos Marinos.
A continuación se describen la actividad contemplada en este rubro para el Campo Caan.
C.1)
Gasoducto de 16 Pulgadas de Diámetro y 11,6 km de Longitud.
Se requiere construir un gasoducto de transporte de 16” de diámetro por 11,6 km de largo; que va del Complejo
de Producción de Abkatún–A al octápodo Caan–A, con una presión de operación de 70 kg/cm², el cual contará
con válvulas de seccionamiento y trampa de diablos.
En la Tabla II.2.1.7 se muestran las Coordenadas Geográficas de la ubicación del Gasoducto.
Tabla II.2.1.7 Localización Gasoducto.
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I
Instalación
UTM
Geográficas
X
Y
Latitud
Longitud
Punto Salida Abkatún A
587,418
2,133,574
19°17’42’’
92°10’04’’
Punto Llegada Caan-A
595,790
2,125,525
19°13’19’’
92°05’19’’
Superficie Requerida
Derecho de Vía 13 m ancho (Norma PEMEX No. 03.0.02) y 0,65 m de
profundidad (Norma PEMEX No. 2 421,01) y 11 600 m longitud.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.
Ver Figura II.2.1.4; donde se muestra la ubicación del nuevo gasoducto.
La Siguiente descripción es aplicable a la instalación de los Ductos Tipo y comprende las siguientes etapas:
Ø Recibo de Tuberías en Muelles.
Ø Transporte al Sitio de Tendido.
Ø Lastrado de Tubería.
Ø Tendido de la Tubería.
Ø Prueba Hidrostática.
Ø Enterrado de la Tubería.
Para que las tuberías submarinas tengan el peso requerido, de tal forma que venzan la flotación, las fuerzas de
arrastre horizontal y vertical que se forman debido a las corrientes y a la acción de tormentas, se les aplica
un recubrimiento de concreto.
El primer tratamiento consiste en aplicar un compuesto anticorrosivo, para lo cual se limpia la tubería de impurezas
y óxido por medio de granalla de acero, en una máquina limpiadora (Sandblast); posteriormente se aplica la
pintura primaria que sirve de enlace entre el tubo y el anticorrosivo.
Ya pintado el tubo, se aplica una capa de esmalte a 230 °C, se le adhiere una cinta de “vidrioflex” cubriendo el tubo
y finalmente la cinta de “vidriomat”. Como paso final, los tubos se cubren con una mezcla de concreto formada
de 80% de mineral de hierro y arena, 20% de cemento, reforzado con malla de alambre.
Al terminar este proceso, los tubos se trasladan a los soporte-almacén durante 7 días, para su fraguado; después
son llevados a los muelles para cargarse en chalanes que los transportarán hasta las barcazas de tendido.
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I
Tendido de Líneas.
Para el tendido de líneas del gasoducto se requiere solamente de las siguientes subactividades: Acolchonamiento
de Cruces, Dragado y Colocación de los Disparos Submarinos.
El tendido se realiza en una barcaza adecuada para tubos de gran diámetro y de considerable longitud. La tubería
se transporta desde las plantas de lastrado a los muelles por trailers y hasta la barcaza, por medio de
barcos abastecedores o chalanes de carga.
Las juntas del tubo se deben soldar sobre la barcaza, que está equipada con estaciones de soldadura y máquinas
de soldar, con extensiones de cables a cada una de las diversas estaciones instaladas sobre la cubierta.
Antes de proceder a efectuar la soldadura, se coloca un alineador interior en los extremos de los tubos. La calidad de
la soldadura es verificada por medio de una unidad de Rayos-X y en caso de existir fallas que requieran
reparación, éstas se efectúan en la estación de soldadura, ubicada al final de la rampa de lanzamiento.
Efectuada la soldadura y con el visto bueno de la unidad de radiografía, se procede a proteger la junta contra
la corrosión, utilizando “vidrioflex” y un sello con poliuretano.
La barcaza de tendido se fija con anclas y con tensores de longitud que varía entre uno y medio kilómetro. Cuando
la barcaza empieza a tender la tubería, se controla el movimiento con malacates que guían hacia delante o hacia
los lados, de acuerdo con los planos de línea, por medio de las anclas de apoyo que sujetan la barcaza. Al acercarse
la barcaza a las anclas, dos remolcadores que la acompañan fijan éstas a una nueva posición.
Esfuerzos en la Tubería.
El peso propio de la tubería produce esfuerzos de flexión que la pueden deformar o hacer fallar sin aplicación
de ninguna carga externa; además, provoca mayores dificultades para anclar y sostener la barcaza de tendido
al aumentar la profundidad, por el efecto de catenaria en las líneas del ancla.
Un oleaje moderado origina movimientos importantes a la barcaza en aguas profundas, por lo que debe
aplicarse tensión sobre la tubería para reducir un exceso en los esfuerzos flexionantes, al disminuir el radio
de curvatura de la tubería cuando se llega a una profundidad mayor.
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I
Durante la instalación de la línea se pueden presentar tres tipos de daño para los cuales hay que tomar precauciones:
Ø Deformación del Tubo Transportador.
Ø Descascaramiento del Concreto.
Ø Agrietamiento Excesivo del Concreto.
En todos los casos verificados, la tercera condición ocurre antes que las otras. Por lo tanto, si el procedimiento
de tendido es satisfactorio y se evita el excesivo agrietamiento, queda descartada la posibilidad de que se presenten
las otras clases de daño.
Prueba Hidrostática.
Una vez concluido el tendido de la tubería se procederá a evaluar la hermeticidad del sistema mediante esta
prueba. Durante la prueba, la tubería o equipos a evaluar se llenan con agua de mar filtrada, por medio de
bombas, mangueras y medidores evitando la formación de bolsas de aire.
Posteriormente se somete a la presión de prueba, que es de 1,25 a 1,5 veces la presión máxima de diseño;
deberá mantenerse durante un período no menor de 10 minutos. Para las tuberías sobrecubierta y no menos de 4
horas para la línea submarina (ANSI B 31,3), registrando continuamente la ocurrencia de abatimientos en la
presión por espacio de una hora, al cabo del tiempo se elevará nuevamente con objeto de repetir la prueba por
dos horas, en caso de que los abatimientos observados en la segunda hora sea igual o inferior al obtenido en la
primera, la prueba se dará por terminada.
Después de realizar el entierro de la tubería submarina, el agua utilizada en la prueba hidrostática será extraída y
recibe un tratamiento previo a su vertimiento al mar.
Enterrado de la Tubería.
La tubería debe enterrarse para asegurar una mayor protección contra el peligro de huracanes, anclas de
barcos, remolcadores, barcazas y, en general, para librarla de cualquier fenómeno que suceda en el fondo del mar.
Actualmente el enterrado de líneas submarinas tiene un promedio de 65 cm a 100 cm de espesor sobre la parte
superior del tubo (Norma No. PEMEX 2 421,01).
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I
Para el enterrado, se combina el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para
el dragado. Este dispositivo denominado “arado”, corta la zanja y la limpia, saca el lodo debajo de la tubería,
entierra ésta e inmediatamente acumula el lodo sobre la misma para cubrirla.
Los sedimentos que serán removidos temporalmente en el fondo marino durante la instalación del ducto,
tomando como base el diámetro de tubería, las longitudes y la profundidad del enterrado de ésta se muestran en la
tabla II.2.1.8.
Tabla II.2.1.8 Volumen de Sedimento Removido.
Metro/Diámetro del Ducto
Longitud Total (km)
Volumen (m3)
36’’
40,1
80 200
30’’
2,5
5 000
24’’
60,1
120 200
20’’
19,8
40 000
12’’
7,4
15 000
10’’
2,5
5 000
8’’
7,5
15 000
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
La unidad de chorro-succión es operada mediante un “patín” que correrá sobre la línea cuando sea remolcada por
un cable unido a la proa de la barcaza, ésta se moverá mediante el sistema de alargar y acortar sus cables de anclas.
Esta etapa se aprovechará para realizar la inspección subacuática del estado que guarda el revestimiento de concreto,
la profundidad de la zanja y el contacto de los rodillos con la tubería.
Acolchonamiento de Cruces con Líneas Existentes.
En caso de presentarse el cruzamiento de tuberías nuevas con las existentes, se requiere de un tratamiento especial
para proteger ambas líneas, el acolchonamiento de tuberías garantiza la integridad en los cruces, debiendo tomar
en cuenta las siguientes consideraciones:
Ø Se tendrá una separación mínima entre las tuberías de
1,0 m, asegurando esta separación con sacos llenos de una mezcla de 80% arena y 20% cemento, con un
peso aproximado de 50 kg.
Ø Distribución de carga uniforme sobre la tubería existente y el suelo adyacente.
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I
Ø No generar bajo ninguna circunstancia, esfuerzos mayores al 18% del esfuerzo de fluencia mínimo
especificado por la configuración final de las tuberías de cruce.
Ø No exponer bajo ninguna circunstancia, a cualquiera de las tuberías a ser dañadas por el equipo de enterrado.
La secuencia del acolchonamiento consiste en la localización por sondeos y por medio de inspecciones subacuáticas
de la línea en operación (línea caliente), determinar la profundidad de enterrado para no sobrepasar el radio
de curvatura, dragar para enterrar la línea nueva, verificar la separación de tuberías por inspecciones
subacuáticas, limpiar el área donde se colocarán los sacos de arena-cemento.
Sujetar, si es necesario, la tubería nueva con tirantes desde la embarcación para facilidad y seguridad en la
operación de buceo y para que al bajar la línea otra vez a posición, ésta cargue sobre el separador instalado,
colocación de los sacos arena-cemento formando una pirámide y bajar la línea nueva a posición sobre el
separador instalado; Ver Anexo II.14 Instalación de Tuberías Submarinas de Recolección y Transporte
de Hidrocarburos.
D)
Instalación Puente de Enlace.
A continuación se describen la actividad contemplada en este rubro para el Campo Caan.
D.1)
Instalación de Puente de Enlace entre Octápodo Caan-A y Tetrápodo Adicional.
Al momento de realizar la presente Manifestación de Impacto Ambiental en su Modalidad Regional se desconoce
la localización exacta de esta estructura; sin embargo, se considera que el Tetrápodo nuevo se localizará a 100 m
del Octápodo Caan-A, por lo que el puente de enlace entre ambas estructuras tendrá aproximadamente esta longitud.
El diseño del puente de enlace deberá de estar apegado a la normatividad que aplique.
Entre los servicios con los que deberá de contar son los siguientes: Luces de ayuda para la navegación, luces
de emergencia, alumbrado, sistema de voceo, red de contraincendio y sistema de tierras.
CAMPO KANAAB.
La producción actual del Campo Kanaab, proveniente de un solo pozo y se extrae en la Plataforma Abkatúnfile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (58 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
H, mezclándose con la producción de los pozos que explotan la formación Brecha Paleoceno en la misma plataforma
y de la proveniente de la red de recolección del Campo Taratunich; la cual confluye en un sólo ducto, hacia
el complejo de producción de Abkatún-A.
El incremento del volumen original de hidrocarburos en el Campo Kanaab, de 34,0 a 90,7 MMB, obliga a plantear
un nuevo esquema para desarrollar adecuadamente la reserva remanente probada y probable asociada al
Jurásico Superior Kimmeridgiano de 31,7 MMB.
La cual de ser explotada por el pozo existente, se necesitarán largos tiempos de explotación.
El proyecto contempla perforar un pozo adicional (Kanaab 125) al existente (Kanaab 101) con objetivo al
Jurásico Superior Kimmeridgiano, se pretende recuperar 24,5 MMB de aceite y 18,0 MMMPC de gas en período de
15 años
Con la acción anterior, se pretende incrementar la producción promedio del Campo de 2 559 a 7 900 BPD y de 1 839
a 5 895 MPCD en el año 2003; en seguida se presenta la Figura II.2.1.6 Infraestructura Actual del Campo Kanaab.
Figura II.2.1.6 Infraestructura Actual del Campo Kanaab.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Kanaab; 2002.
A continuación se describe las obras contempladas en el Campo Kanaab y se desarrolla de acuerdo a la
información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto
Ambiental Modalidad Regional.
A)
Pozos e Infraestructura.
A.1)
Perforación Pozo Kanaab 125.
A) Pozos e infraestructura.
El Campo Kanaab se encuentra localizado en aguas Territoriales del Golfo de México aproximadamente a 140 km
al noreste del Puerto de Dos Bocas. El pozo descubridor del Campo fue el Kanaab-101, perforado a una
profundidad total de 5 137 m, en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano y es productor de aceite ligero 28
°API.
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I
En la Tabla II.2.1.9 se muestran las Coordenadas Geográficas de la perforación del Pozo Kanaab 125.
Tabla II.2.1.9 Localización Pozo Perforación y Reparación en el Campo Kanaab.
UTM
Geográficas
Instalación
Conductor
X
Y
Latitud
Longitud
581 999,96
2 138 673,00
19°20’29’’
92°13’09’’
580 700,
2 139 075,00
19°20’42’’
92°13’54’’
Kanaab 125
Objetivo
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Kanaab; 2002.
A continuación se describen las actividades contempladas en este rubro para el Campo Kanaab.
A.1)
Perforación Pozos Kanaab 125.
Al disponerse de un octápodo, conductores y ductos de recolección, la estrategia planteada para llevar a efecto
el proyecto, se necesita de la instalación temporal de un equipo empaquetado de perforación con capacidad
para perforar hasta 4 500 m.
Con el modelo de simulación vigente para el Campo, se efectuaron simulaciones para pozos adicionales en
diferentes localizaciones del Campo, siendo la más atractiva la localización del pozo Kanaab 125, ver Anexo
II.5 Solicitud de Perforación de Pozos.
Durante la simulación de producción de pozos, se encontró que el pozo con mejores opciones es el pozo Kanaab
125, con terminación horizontal, para reducir la caída de presión en el yacimiento y retraso de la surgencia de agua,
así como mejor recuperación de aceite al final de su explotación, Figura II.2.1.6.
La producción de los pozos adicionales del Campo Kanaab que se considera perforar utilizando los
conductores disponibles en el octápodo de perforación Abkatún-H, serán incorporados a esta misma plataforma
a través del cabezal de grupo de los pozos Abkatún 212-A, 221, 211, 216 y Kanaab-101.
La producción del Campo Taratunich llega a la plataforma
Abkatún-H por dos líneas de 20” de diámetro provenientes de las Plataformas Taratunich-201 y TaratunichTE, incorporándose a la producción de los Pozos de Abkatún-H y de esta plataforma se envía por el oleogasoducto
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I
de 36” de diámetro de 8,5 km hacia la plataforma de Abkatún-Enlace y de ésta a la batería en
Abkatún-Temporal para su separación aceite - gas, bombeo de crudo a la Terminal Marítima de Dos Bocas y el
gas separado sé envía a Abkatún-Compresión para su compresión y envío a la estación Atasta.
Figura II.2.1.7 Localización de los dos Pozos en el Campo Kanaab.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Kanaab; 2002.
El pozo deberá de ser perforado en forma vertical, hasta el punto de inicio de la desviación y continuar con
la trayectoria programada; ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación.
Los recortes de perforación impregnados de lodos de Perforación Base Aceite serán almacenados en
contenedores especiales y transportados por una empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos
Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso
de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan
de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control
de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.
CAMPO TARATUNICH INTEGRAL.
Para la explotación del Campo Taratunich se cuenta con 8 plataformas satélites (estructuras recuperadoras de pozos)
y 9 oleogasoductos (23,84 km) en operación que permiten transportar la producción del Campo hacia el Complejo
de Producción Abkatún-A, el cual cuenta con 7 plataformas unidas por puentes (Habitacional,
Permanente, Compresión, Tetrápodo de apoyo, Enlace, Perforación y Temporal).
La producción total de aceite y gas del Campo Taratunich se separa en la Plataforma Abkatún-A Temporal
utilizando una batería de separación y bombeo, la cual consta de un separador de 1ª etapa, un separador de 2ª
etapa (tanque de balance), un rectificador de gas de 1ª etapa, un rectificador de gas de 2ª etapa y 5 turbobombas.
Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de
200 MBPD de aceite y 200 MMPCD de gas.
Para el manejo del gas del Campo, se separa en Abkatún-A Temporal, normalmente se comprime en AbkatúnA Compresión, esta Plataforma cuenta con cuatro módulos de compresión de 105 MMPCD, pero se tienen
las interconexiones para derivar el gas a los cuatro módulos restantes del Activo, dos instalados en AbkatúnA Permanente y dos instalados en Abkatún-D Permanente o hacia los cuatro módulos instalados en Pol-A; ver
Figura II.2.1.8 Instalaciones Actuales del Campo Taratunich.
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I
Figura II.2.1.8 Instalaciones Actuales del Campo Taratunich.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich; 2002.
A continuación se describe las obras contempladas en el Campo Taratunich y se desarrollan de acuerdo a
la información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto
Ambiental Modalidad Regional.
A)
Pozos e Infraestructura.
A.1) Perforación Pozos.
A.2) Reparación Pozos.
El Campo Taratunich es productor de aceite ligero de 32 °API y se encuentra localizado en aguas territoriales
del Golfo de México, aproximadamente a 143 km al NE del Puerto de Dos Bocas, en el Estado de Tabasco.
El campo se divide en seis bloques: tres en Brecha Paleoceno y tres en Jurásico Superior Kimmeridgiano, los cuales
se denominan Bloques 101, 201 y 301.
A.1)
Perforación Pozos.
Se consideran dos pozos con objetivo Jurásico Superior Kimmeridgiano para ser perforados, estos son el 24 y 61
que corresponden al bloque 201; con gastos iniciales de 3 840, 4 730 y
4 710 BPD, respectivamente.
Tabla II.2.1.10 Localización Pozos de Perforación.
UTM
Geográficas
Instalación
X
Y
Latitud
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Longitud
I
Pozo 24
Conductor
576 595,00
2 143 570,00
19°23’09’’
92°16’14’’
Objetivo BTP-KS
577 147,00
2 144,119,00
19°23’27’’
92°15’55’’
Objetivo JSK
577 294,00
2 144 279,00
19°33’32’’
92°15’50’’
Conductor
576 573,80
2 143 585,20
19°23’10’’
92°16’14’’
Objetivo
576 866,00
2 143 329,00
19°23’01’’
92°16’04’’
Pozo 61
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich; 2002.
En la Figura II.2.1.9 se presenta la localización de los Pozos Propuestos.
La factibilidad técnica de la perforación de los pozos propuestos se basa en los resultados de los modelos geológico
y de simulación, en el comportamiento histórico de producción de los pozos, análisis especiales de fluidos y de
núcleos y en la experiencia emanada del personal del Activo de Explotación Abkatún, los pozos deberán de
ser perforados de forma vertical, hasta el punto de inicio de la desviación y continuar con la trayectoria
programada; ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación de Pozos.
Figura II.2.1.9 Localización de los Pozos Propuestos. Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich; 2002.
Los recortes de perforación impregnados de lodos de Perforación Base Aceite serán almacenados en
contenedores especiales y transportados por una empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos
Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso
de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan
de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control
de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.
A.2)
Reparación Mayor.
Se llevara a cabo la reparación de tres pozos del Campo Taratunich, 32-D y 301, que se ubican en la
Plataforma Taratunich 301; mientras que el pozo 52, pertenece a la Plataforma Taratunich TF; a continuación
se muestra su ubicación geográfica.
Tabla II.2.1.11 Localización Pozos de Reparación Mayor.
Instalación
UTM
X
Geográficas
Y
Latitud
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Longitud
I
Pozo 32-D
574 339,00
2 145 008,00
19°23’56’’
92°17’31’’
Pozo 301
574 972,00
2 144 818,00
19°23’50’’
92°17’09’’
Pozo 52
573 892,00
2 145 195,00
19°24’02’’
92°17’46’’
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich; 2002.
En la figura II.2.1.8 se aprecia la ubicación de los pozos 52 y del 301; mientras que en la figura II.2.1.9 se aprecia
la ubicación del pozo 32-D.
A continuación se describe las actividades llevadas en cada uno de los pozos propuestos.
Taratunich 32-D.
El pozo Taratunich 32-D, inició su producción, en la formación Brecha Paleoceno, en Febrero de 1994, con un
gasto promedio durante el primer mes, de 1 621 BPD.
Para el mes de Julio del mismo año, se registró la mayor producción de su historia, con 4 164 BPD; sin embargo,
el incremento significativo en la relación gas-aceite ocasionó finalmente su cierre en el mes de Septiembre de 1995.
Figura II.2.1.10 Localización Pozo 32-D.
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich; 2002.
Debido a las pobres características petrofísicas de la formación, en la zona donde se ubica este pozo, se
estableció como objetivo, profundizar el pozo a la formación Cretácico Medio. En Marzo de 1998 se intentó, sin
éxito, realizar la reparación mayor, debido a una rotura del liner de 7” durante la realización de los
trabajos. Actualmente el pozo se encuentra taponado temporalmente.
El proyecto de inversión documentado, considera aprovechar este pozo, abriendo ventana Tubería de
Revestimiento (TR) de 9 5/8” y ubicando el nuevo objetivo en la formación Cretácico Medio, la cual fue probada
con éxito en el pozo 301.
Taratunich 301.
Este pozo fue el exploratorio en el bloque del mismo nombre, razón por la cual se efectuaron pruebas de producción
en las formaciones Jurásico Superior Kimmeridgiano, Cretácico Medio y Brecha Paleoceno, resultando todas
ellas productoras de hidrocarburos. El pozo fue finalmente terminado en la formación Brecha Paleoceno. Inició
a producir en Febrero de 1992, registrando una producción máxima de 6 100 BPD en Febrero de 1994. A partir
del primer trimestre de 1998, la RGA del pozo empezó a incrementarse considerablemente, al pasar de un promedio
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I
de 127 m³/m³, a valores mayores a los 1 800 m³/m³. Actualmente el pozo produce un gasto de aceite de 1 146
BPD, con una RGA de 727 m³/m³.
Las condiciones de presión y temperatura existentes en el yacimiento, han provocado que actualmente, se
presente liberación de gas en la formación, el cual fluye en grandes cantidades hacia el pozo. Por esta razón,
se presenta como una buena opción, el recuperar el intervalo probado en la formación Jurásico
Superior Kimmeridgiano.
Taratunich 52.
Terminado en Abril de 1995, en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano, inició su producción con
gastos superiores a los
10 000 BPD, la cual se mantuvo hasta Abril de 1997.
Posteriormente, la producción de aceite disminuyó aproximadamente un 20 % en los siguientes dos años. A partir
del mes de Septiembre de 1999, se detectó la presencia de agua en la producción del pozo, la cual fue
aumentando gradualmente hasta llegar a un valor actual del orden de un 35 %.
De acuerdo a las buenas condiciones de producción registradas al inicio de la explotación de este pozo, se presenta
con buenas perspectivas aislar el intervalo productor actual y abrir nuevo intervalo a menor profundidad, en la
misma formación, para eliminar la producción de agua.
Estas propuestas están sustentadas por los modelos estático y dinámico; es importante destacar que en caso
de presentarse alguna contingencia por recontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan
de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control
de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.
II.2.2. Descripción de Obras y Actividades Provisionales y Asociadas.
Las presentes obras se llevaran a cabo en mar territorial concesionado a Petroleros Mexicanos, por lo que no se
tendrá la necesidad de construir ningún camino de acceso.
Para llevar a cabo el transporte de materiales, equipos y personal al lugar de las diferentes obras contempladas en
el presente estudio, éstas se llevaran a cabo por medio de barcazas partiendo del puerto de Dos Bocas, Tabasco o
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I
del puerto en Cd. del Carmen, en el caso de personal el transporte será por vía marítima o por vía aérea mediante
la utilización de helicópteros.
Por otro lado se utilizará el sistema de comunicaciones de las Plataformas de apoyo en el desarrollo de las
presentes obras.
Se utilizará la central digital telefónica que permitirá la operación normal del sistema de telefonía, el equipo
principal estará situado en el cuarto de equipo de Telecomunicaciones y estará respaldado por el
suministro interrumpido de energía.
Adicionalmente se contará con radios fijos VHF/FM y radios portátiles VHF/FM y se contará con el sistema
de comunicación de las embarcaciones involucradas que participaran en el desarrollo del presente proyecto y que
se coordinarán con las autoridades a cargo de las diferentes obras.
En el caso de los Servicios Médicos se contará con los ya existentes en las plataformas de apoyo y que cuentan con
el Plan de Respuestas a Emergencias que tiene la finalidad de establecer las acciones necesarias para que el personal
de Pemex Exploración y Producción de la Región Marina Noreste interactúe en la toma de decisiones para
atacar oportuna y eficientemente cualquier emergencia que pudiera presentarse en el centro de trabajo, con el fin
de evitar daños mayores al personal, a las instalaciones, a la comunidad y evitar la contaminación ambiental.
En dicho plan se describe de manera general los procedimientos de salvamento y de primeros auxilios
para proporcionar ayuda al personal involucrado en las actividades llevadas a cabo en el centro de trabajo.
Adicionalmente en las embarcaciones que participan en el desarrollo de las obras se contará con materiales
de primeros auxilios para atención a emergencias menores.
En caso de presentarse un accidente mayor en personal que laborará en las diferentes etapas del presente
proyecto, estos serán trasladados al Hospital Regional de PEMEX en Cd. del Carmen, el cual cuenta con equipo
y personal calificado para atender emergencias mayores.
En el caso de almacenes, bodegas y talleres empleados para la construcción de ductos marinos, módulo habitacional
y de recompresión; no se contará con almacenamiento de estructuras y subestructuras, ya que estas serán
construidas en tierra y trasladadas en barcaza al sitio del proyecto, por lo que dichas embarcaciones fungirán
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I
como sitios de almacenamiento temporal hasta el momento de la instalación de las estructuras.
Para dormitorios y comedores se utilizaran los ya existentes en las plataformas de apoyo y que cuentan con
la infraestructura suficiente para cubrir las necesidades del personal involucrado.
Adicionalmente se contará con dormitorios y comedores en las embarcaciones involucradas y que brindarán
estos servicios al personal bajo su cargo.
Las instalaciones sanitarias serán las que se encuentran en operación en las plataformas de apoyo y con las que
cuentan las embarcaciones.
Para dar tratamiento a las aguas residuales de los servicios sanitarios se cuenta con plantas de tratamiento
previamente instalado en las plataformas de apoyo que son dimensionados de acuerdo al personal involucrado y
que cumplen con las normas oficiales mexicanas.
Dicha planta de tratamiento toma agua negras (aguas de desecho) y aguas grises de los usuarios del
módulo habitacional y del módulo de servicios para su tratamiento y dar cumplimiento a la NOM-001-ECOL-1996.
Los efluentes del agua de desechos y del agua gris entran a la unidad vía un tanque de recepción diseñado para
igualar la carga de desecho y suministrar un alimento uniforme a una celda electrolítica. Las bombas
maceradoras realizan la reducción del tamaño y alimentan del líquido del agua/desecho a la celda electrolítica donde
el hipoclorito es generado y donde tiene lugar la oxidación/descomposición del desecho.
El desecho tratado es bombeado a través de la celda electrolítica hasta un tanque de vertidos que es dimensionado
para proveer un tiempo de retención mínimo de 30 minutos para permitir que los sólidos que son reciclados al
tanque de recepción se asienten. El agua final de la descarga cumplirá con la NOM-001-ECOL-1996.
La trampa de grasa toma el agua gris del área de lavado de la cocina y separa la materia grasa del agua de desecho.
El agua es bombeada al sistema de disposición de aguas residuales para el tratamiento y la descarga final al mar,
la grasa es retirada periódicamente del compartimiento de recolección de grasa y es incinerada o enviada a tierra.
En el caso del tratamiento de las descargas generadas en las barcazas estas son tratadas en las mismas o
son almacenadas en las cetinas de la embarcación y enviada a tierra para su recolección y tratamiento por parte de
una empresa especializada.
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I
El abastecimiento de energía eléctrica en el desarrollo de las diferentes etapas del presente proyecto será
suministrará desde las plataformas de apoyo.
En el caso de la energía eléctrica utilizada en las barcazas esta será proporcionada por generadores a base diesel.
Para la disposición de residuos sólidos se contara con almacenes temporales en las embarcaciones participantes;
así como en áreas destinadas para este fin en el módulo de compresión; dichos materiales serán transportados
por barcos chatarreros a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco para su disposición final y/o rehusó.
Para la disminución de residuos sólidos se tendrá que seguir el Programa de Minimización de Residuos con el
que cuente PEP para sus instalaciones.
En el caso de los Residuos Peligrosos, el almacenamiento, transporte y disposición final de de los residuos será
llevado a cabo por la empresa PASA, que es la empresa encargada de proporcionar este servicio en toda el área
de plataformas en la Sonda de Campeche.
II.2.3. Ubicación del Proyecto.
El proyecto en cuestión se localiza en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal a Petróleos
Mexicanos; específicamente en la llamada Sonda de Campeche en el Golfo de México aproximadamente a 150 km
al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco; Ver Figura II.1.1.1 y Anexo IV.1 Carta Batimétrica de la Bahía
de Campeche, en la cual se aprecia la delimitación del polígono que conforma las distintas obras; así como
la ubicación de los centros poblacionales y de Áreas Naturales Protegidas “Laguna de Términos, Campeche”
y “Pantanos de Centla, Tabasco”.
Tabla II.2.3.1 Localización General del Área de Influencia.
UTM
Geográficas
Instalación
X
Y
Latitud
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Longitud
I
Punto 1
605 129,29
2 123 131,99
19°12’
92°00’
Punto 2
605 033,04
2 139 730,79
19°21’
92°00’
Punto 3
575 341,19
2 122 985,22
19°12’
92°17’
Punto 4
596 280,23
2 139 682,27
19°21’
92°05’
Fuente: Secretaría de Marina, Bahía de Campeche, Escala 1 250 000.
En este cuadrante se localizan las diferentes obras (módulos, gasoducto, perforación pozos, reparación
y taponamiento); dichas obras han sido descritas en el apartado II.1.1.
En la Tabla II.2.3.2 se presentan las coordenadas geográficas de las obras involucradas en cada uno de los campos
de manera puntual.
Las obras se presentan en coordenadas geográficas y en coordenadas de Unidades Técnicas de Mercator (UTM).
Tabla II.2.3.2 Coordenadas de Obras de Proyectos Integrales.
Proyecto
X
Y
Latitud
Longitud
Campo Abkatún
Perforación Pozo 57D
587 100
2 134 100
19°17’59’’
92°10’15’’
Reparación Pozo 223
581 993
2 138 669
19°20’29’’
92°13’09’’
Taponamiento Pozo Abkatún 11
586 832
2 131 875
19°16’47’’
92°10’25’’
Taponamiento Pozo Abkatún 12
586 108
2 131 309
19°16’29’’
92°10’49’’
Taponamiento Pozo Abkatún 14
585 234
2 132 634
19°17’21’’
92°11’19’’
Taponamiento Pozo Abkatún 16
584 662
2 132 144
19°16’56’’
92°11’39’’
Taponamiento Pozo Abkatún 31
587 242
2 132 559
19°17’09’’
92°10’10’’
Taponamiento Pozo Abkatún 225
585 136
2 137 387
19°19’47’’
92°11’22’’
92°11’09’’
Taponamiento Pozo Abkatún 245ª
585 506
2 136 706
19°19’24’’
Taponamiento Pozo Abkatún 287
587 239
2 135 708
19°18’52’’
92°10’10’’
Taponamiento Pozo Abkatún 17
589 181
2 131 880
19°16’47’’
92°09’04’’
Taponamiento Pozo Abkatún 19
589 681
2 131 880
19°16’47’’
92°08’47’’
Taponamiento Pozo Abkatún 178
589 595
2 133 991
19°17’55’’
92°08’50’’
Taponamiento Pozo Abkatún 198
589 050
2 134 489
19°18’12’’
92°09’08’’
Taponamiento Pozo Abkatún 79
588 514
2 134 043
19°17’57’’
92°09’27’’
Taponamiento Pozo Abkatún 34
584 796
2 132 865
19°17’20’’
92°11’34’’
Taponamiento Pozo Abkatún 72
584 777
2 134 015
19°17’57’’
92°11’35’’
Taponamiento Pozo Abkatún 94
583 533
2 134 691
19°18’19’’
92°12’17’’
Puente Enlace
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I
Abkatún-A Habitacional
587,279
2 133,750
19°17’48’’
92°10’09’’
Abkatún-B
587,474
2 134,205
19°18’03’’
92°10’02’’
Campo Caan
Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A
Instalación Tetrápodo para Modulo Compresión
595,790
2 125 525
19°13’19’’
92°05’19’’
595 794,72
2 125 528,45
19°13’19.63”
92°05’19.19”
596 574
2 125 261,11
19°13’43.13”
92°05’52.40”
Perforación Pozo 1001
Gasoducto
Punto Salida Abkatún-A
587,418
2 133 574
19°17’42’’
92°10’04’’
Punto llegada Caan-A
595,790
2 125 525
19°13’19’’
92°05’19’’
Puente Enlace
Octápodo Caan-A (Mod. Habitacional)
595,790
2 125 525
19°13’19’’
92°05’19’’
Tetrápodo Nuevo (Mod. Compresión)
595 794,72
2 125 528,45
19°13’19.63”
92°05’19.19”
2 139 075
19°20’42’’
92°13’54’’
Campo Kanaab
Perforación Pozo 125
580 700
Campo Taratunich
Perforación Pozo 24
577 294
2 144 279
19°33’32’’
92°15’50’’
Perforación Pozo 61
576 866
2 143 329
19°23’01’’
92°16’04’’
Reparación Pozo 32D
574 339
2 145 008
19°23’56’’
92°17’31’’
Reparación Pozo 301
574 972
2 144 818
19°23’50’’
92°17’09’’
Reparación Pozo 52
573 892
2 145 195
19°24’02’’
92°17’46’’
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
II.2.3.1
Superficie Requerida.
A continuación se menciona la superficie total requerida por cada una de las obras que integran los
proyectos integrales de los cuatro campos.
Tabla II.2.3.1.1 Superficie Total Requerida por Campo.
Campo Abkatún
Obra
Tipo
Cantidad
Plataforma de Perforación
Octápodo
1
Reparación Pozo
Octápodo
1
Taponamiento de Pozos
Octápodo
16
Soporte para Puente de Enlace
Trípode
3
Puente de Enlace
--1
Superficie Requerida Campo Abkatún
Campo Caan
Instalación Módulo de Compresión
Tetrápodo
1
Instalación de Módulo Habitacional
Octápodo
1
en Octápodo Caan-A
Plataforma de Perforación
Tetrápodo
1
Puente de Enlace
--1
Instalación
Unitaria km2
0,001240
0,001274
0,001240
0,0003
0,001485
Superficie Total
Requerida km2
0,001240
0,001274
0,01984
0,0009
0,001485
0,032839
0,001
0,001
0,000966
0,000966
0,000966
0,0003
0,000966
0,0003
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I
Gasoducto
11,6 km Longitud X 0,013 km Derecho de Vía
Superficie Requerida Campo Caan
Campo Kanaab
Plataforma de Perforación
Octápodo
1
0,001274
Superficie Requerida Campo Kanaab
Campo Taratunich
Plataforma de Perforación
Trípode
2
0,000441
Reparación Pozo
Trípode
3
0,000169
Superficie Requerida Campo Taratunich
Superficie Total
0,1508
0,154032
0,001274
0,001274
0,000882
0,000507
0,001389
0,189534
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Con base en la información anterior se determina que el área total requerida por las obras de los proyectos
Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral será de
0,189534 km2 (189 534 m2).
II.2.3.2
Vías de Acceso al Área.
En la Sonda de Campeche, las vías de acceso se han establecido de manera casi exclusiva por PEP para realizar
sus actividades. Como parte de importante de la actividad petrolera a la Sonda de Campeche, y en particular al área
de plataformas en las que se incluirá este proyecto del Complejo Abkatún, se llega comúnmente por mar desde
los puertos relacionados con esta actividad y que se encuentran situados en el Golfo de México de acuerdo con
lo mostrado en la tabla IV.2.3.2.1.
Tabla II.2.3.2.1 Vías de Acceso Marítimas y Aéreas.
Puerto
Distancia Aproximada al Sitio
de Instalación del Complejo Abkatún (km)
Tampico, Tamaulipas
625
Tuxpan, Veracruz
560
Veracruz, Veracruz
420
Coatzacoalcos, Veracruz
165
Dos Bocas, Tabasco
150
Frontera, Tabasco
105
Ciudad del Carmen, Campeche
110
Campeche, Campeche
185
Progreso, Yucatán
335
FUENTE: Salvat Editores, SCT. INEGI.
Por vía área desde helicóptero:
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I
Ø El puerto de Dos Bocas, Tabasco
150 km
Ø Cd. Del Carmen, Campeche
110 km
Estas actividades se realizan por vuelos programados para el transporte de personal y viajes programados en
barcazas para transporte de personal y materiales con la finalidad de optimizar los recursos y disminuir las emisiones
a la atmósfera.
II.2.3.3
Descripción de Servicios Requeridos.
Se requerirá el apoyo de barcos abastecedores de agua potable, combustible, alimentos, y otros; será necesario
el apoyo de las lanchas rápidas para el transporte del personal; apoyo de barcazas, barco grúa y chalanes, para
el tendido de tubería y para movimiento de estructuras y materiales; los remolcadores para el movimiento de anclas
de barcos y barcazas, así como de barcos chatarreros para la recolección de chatarra, basura y aceite.
Se realizarán señalamientos y aislamientos de las áreas de trabajo, las cuales serán marcadas con boyas para
eliminar los riesgos al tráfico marítimo.
II.3.
Descripción de las Obras y Actividades.
En los siguientes apartados se hace la descripción de las obras y actividades correspondientes a cada uno de los
cuatro campos que integran el presente Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras de
los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral.
II.3.1 Programa General de Trabajo.
En la Tabla II.3.1.1 se muestra el programa general de trabajo para las obras contempladas en el Campo
Abkatún Integral.
Tabla II.3.1.1 Programa General de Trabajo Campo Abkatún Integral.
Concepto
Año 1
E
F
M
A
M
J
J
Año 2
A
S
O
N
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D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
I
Taponamiento y
Perforación de Pozos
Puente de Enlace
Abk.-A/Abk-B
Reparación del pozo
Abk.-223
Taponamiento
Ingeniería
Abk.-57D
Licitación
Construcción
Inst.
x
x
3
x
3
Taponamiento de 16
Pozos
x
4
2x
x
3
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.
De acuerdo a la Tabla II.3.1.1 se observa que las obras contempladas para este campo se desarrollarán en un
periodo aproximado de dos años; inicialmente se contempla el taponamiento de 16 pozos para su desincorporación,
así como la perforación del pozo Abkatún 57D.
Durante el segundo año se llevará a cabo la construcción de un puente de enlace entre Abkatún Habitacional-A
y Abkatún-B.
En la Tabla II.3.1.2 se muestra las obras contempladas en el Campo Caan Integral.
Tabla II.3.1.2 Programa General de Trabajo Campo Caan Integral.
Año 1
Año 2
Concepto
E
Adquisición e instalación de
tanque separador,
Condensador de aire.
Perforación Pozo Caan 1001
Revisión y adecuación de
Plataforma Caan-A
Instalación de Compresor en CaanA
Interconexión de módulos y equipo
auxiliar
F
M
Ingeniería
A
M
J
J
A
S
Licitación
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
Construcción
Perforación
Ingeniería
Ingeniería
Licitación
Construcción
Licitación
Construcción
Ingeniería
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Licitación
Construcción
S
O
N
D
I
Gasoducto de alta presión de 16 "
de diámetro
Ingeniería
Licitación
Construcción
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.
En la Tabla II.3.1.2 se contemplan dos años para la ejecución de las obras pertenecientes al Campo
Caan; prácticamente todas la obras se desarrollarán en paralelo y culminan en un periodo de un año y medio.
Tabla II.3.1.3 Programa General de Trabajo Campo Kanaab Integral.
Año 1
Año 2
Concepto
E
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
E
D
F
M
A
M
J
J
Perforación Kanaab 125
A
S
O
N
D
x
Terminación Kanaab 125
x
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Kanaab, 2002.
En la tabla II.3.1.3 se muestra el cronograma general de trabajo para la perforación del Pozo Kanaab 125, donde
se aprecia que la perforación contempla un tiempo de siete meses para su ejecución.
En la Tabla II.3.1.4 se muestra el programa general de trabajo para las obras contempladas en el Campo
Taratunich Integral.
Tabla II.3.1.4 Programa General de Trabajo Campo Taratunich Integral.
Concepto
Adecuación de la Brecha Terciario
Paleoceno - Cretácico
(TPD) 201
Año 1
E
F
M
A
Ingeniería
M
J
J
A
S
Licitación
O
N
D
Const.
Cont. Equipo
Perforación Pozos
TPD-201
Adecuación TPD-TD
Año 2
E
F
M
A
M
J
24
61
Ingeniería
Licitación
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Const.
J
A
S
O
N
D
I
Cont. Equipo
32D
Reparaciones Mayores
301
52
Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich, 2002.
De acuerdo a la Tabla II.3.1.4 inicialmente se tendrá que realizar la adecuación de tres conductores adicionales a
la perforación; un conductor extra se ubica en la Plataforma Taratunich-TD y dos conductores en la
Plataforma Taratunich-201; estos conductores servirán para la perforación de los nuevos pozos; estas adecuaciones
se contemplan durante el primer año y serán de forma simultánea.
Así mismo en el primer año se realizará la reparación mayor de los pozos 32D, 301 y 52.
En el segundo año se contempla la perforación de los pozos 24 y 61.
II.3.2 Selección del Sitio o Trayectoria.
La elección del sitio se determinó con base en la optimización de operación y explotación de los pozos y de los
campos Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral.
En el caso del Campo Caan se contempla la introducción de un Gasoducto de 16 pulgadas de diámetro y 11,6 km
de longitud; dicho gasoducto será instalado entre las Plataformas Abkatún-A y Caan-A, debido a que
presentan ventajas operativas al existir un circuito abierto de producción-inyección de gas entre el Campo Caan y
el Complejo Abkatún-A, que otorga la flexibilidad en un momento dado de poder inyectar un volumen adicional
de gas, producto del rechazo o libranzas evitando con esto la emisión de gas a la atmósfera.
En el punto II.3.2.1 se mencionan los estudios técnicos, ecológicos, económicos, entre otros de acuerdo a los
Estudios de Factibilidad para cada uno de los campos.
II.3.2.1.
Estudios de Campo.
A continuación se mencionan los estudios técnicos que se han realizado para cada uno de los campos.
CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.
Ø Estudio de Balance de Materia (1984 a 1987) para determinar volumen original y esquema optimo del número
de pozos.
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I
Ø Evaluación (1ra, 2da. y 3ra.) del avance del contacto agua/aceite.
Ø Evaluación final de la Inyección Anticipada en el Campo Abkatún.
Ø Evaluación en 1989 de las condiciones de explotación del Campo Abkatún y necesidades de infraestructura.
Ø Estudio Integral del Complejo Abkatún, Pol y Chuc (APC).
Ø Evaluación de volúmenes de Inyección óptimos para el complejo APC.
Ø Estudios de factibilidad y pruebas en campo para implantar el Bombeo Neumático en los pozos cerrados por
alto porcentaje de agua.
Ø Estudio de factibilidad para seleccionar el sistema artificial idóneo a implantar en el campo Abkatún.
Ø Se elaboró el Modelo Geológico para la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano y se determinó su
volumen original.
Ø Con el empleo del Sistema Depht Team se estableció un mejor y más preciso modelo de velocidades, lo cual
dio como resultado que el rango de error al convertir a profundidad fuera de ± 3 m.
Ø Se extrajeron atributos sísmicos para extrapolar las propiedades petrofísicas en áreas alejadas de los
pozos, disminuyendo la incertidumbre.
Ø Con la interpretación sísmica aumentó el área impregnada de 107 km2 a 148 km2, para el JSK se definió un área de
12 km2.
Ø Se incrementó el volumen original en 338 MMBLS en la formación Brecha Paleoceno de Abkatún.
CAMPO CAAN INTEGRAL.
El campo Caan cuya caracterización geológica fue recientemente actualizada en el 2000, utilizando
información sísmica adquirida con cable de fondo. La información sísmica interpretada contiene
2 440 km lineales de información migrada en 3D con ganancia, que equivalen a 300 km2, fue adquirida con 25 m
de separación entre líneas y 25 m entre trazas.
El yacimiento es una estructura anticlinal con orientación WNW-ESE, seccionada por fallas laterales con
componentes normal e inversa con rumbo promedio N-S, cuyos saltos varían de 0 a 150 m.
Estas fallas generan dos sistemas de fracturamiento el cual es abundante, definiendo un yacimiento
naturalmente fracturado, según los modelos estructurales, de núcleos y registros de pozos analizados.
En lo que se refiere a los límites originales del yacimiento, el superior está dado por formaciones calcáreofile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (76 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
arcillosas del Paleoceno Inferior. El límite inferior de la acumulación está dado por el contacto agua-aceite a 3
850 MBNM y por la cima del Jurásico Tithoniano en la zona del pozo C-76D.
El análisis cualitativo de los registros geofísicos de pozos, incluyó el cálculo de saturación de agua utilizando
el método de doble agua. Para la determinación de las porosidades se utilizaron los registros sónico, de densidad
y neutrón, considerando para esto el efecto de la litología y los fluidos de formación sobre las lecturas de los
registros; La evaluación litológica se hizo utilizando ecuaciones simultaneas establecidas a partir del modelo
litológico definido durante el estudio petrográfico, estas fueron caliza, dolomía, arcilla, porosidad de arcilla,
anhidrita y sal.
A través del análisis e interpretación de las pruebas de variación de presión, se determinó un yacimiento de
alta permeabilidad (hasta 6,0 D), con doble porosidad constituida de matriz y un alto componente de
porosidad secundaria.
Ingeniería de Yacimientos.
En 1991 se planeo el desarrollo del campo Caan, tomando como base un estudio de ingeniería de yacimientos
en donde a partir de los mecanismos de empuje presentes, se elaboró un pronóstico de producción para determinar
el ritmo de avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite.
Definiendo de esta manera una profundidad optima para posicionamiento de los intervalos productores de los
pozos del campo. La ventana de explotación esta ubicada entre 3 700 y 3 730 m. A inicios de 1994 con la
información disponible: sísmica de 1980, 29 pozos, análisis PVT y pruebas presión – producción, se realizó el
primer estudio integral y modelo de simulación, por la Compañía Scientific Software Intercomp.
Analizando el comportamiento histórico, al graficar el logaritmo de presión contra la producción acumulada se
pueden apreciar dos cambios de pendiente, lo cual nos indica que en el campo Caan actúan tres tipos de empuje:
Ø Expansión del sistema roca – fluidos.
Ø Acumulación de gas liberado en el yacimiento.
Ø Manifestación del acuífero.
Actualmente como resultado del nuevo modelo geológico y el análisis del comportamiento del campo, se
tiene documentado al 1° de enero del 2001, un volumen original de aceite de 1 512 MMBLS de aceite a
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I
condiciones estándar y una reserva original de 839,6 MMBLS de aceite, que representa un factor de recuperación
del 55,5 por ciento del volumen original de aceite.
El modelo de simulación vigente es del tipo composicional con seis pseudocomponentes para ambas regiones (Caan
y Akal), de doble porosidad y con dimensiones de la malla de 25 x 30 x 22. El modelo cuenta con dos regiones
PVT una corresponde al Campo Caan y la otra correspondiente al Campo Akal.
En cuanto a la determinación de la ecuación de estado del Campo Caan, se validaron los siete análisis PVT con
los que cuenta el campo, eligiéndose el PVT del pozo Caan–501, porque éste ajusta mejor el comportamiento de
los fluidos del yacimiento y es el más cercano al promedio de todas las muestras.
Para el ajuste de la historia de presión – producción, los principales parámetros utilizados fueron el volumen poroso
en las celdas del acuífero común, la transmisibilidad, así como la compresibilidad de la roca.
Una vez ajustada la historia de presión-producción del campo, el modelo de simulación se convierte en
una herramienta confiable para la elaboración de pronósticos de producción bajo diferentes esquemas de
explotación del campo.
Al analizar los resultados de las corridas realizadas, se optó por aquellas que aportaron beneficios
considerables, documentándose como mejor alternativa la perforación del Pozo Caan-1001, en conjunto con
la Inyección de gas producido al casquete, teniendo el suministro desde Abkatún–A.
CAMPO KANAAB INTEGRAL.
El incremento del volumen original de hidrocarburos en el campo Kanaab, de 34,0 a 90,7 MMB, obliga a plantear
un nuevo esquema para desarrollar adecuadamente la reserva remanente probada y probable asociada al
Jurásico Superior Kimmeridgiano de 31,7 MMB. La cual de ser explotada por el pozo existente.
El proyecto de caracterización del yacimiento del campo Kanaab se llevó a cabo en 1999, utilizando
tecnología geocientífica de interpretación y modelado interactivo, con información de registros Sónicos y de
Densidad, 8 núcleos y muestras de canal de los pozos Kanaab 101 y Kanaab 1-A, tablas tiempo contra
profundidad, interpretación sísmica del cubo 3D y complementados con estudios Geológicos,
Petrofísicos, Petrográficos y Diagenéticos.
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I
La evaluación de la información PVT y de Presión – Producción del pozo Kanaab-101, han permitido llevar a
cabo estudios de Balance de Materia, de yacimientos y obtención de un modelo de simulación, esto para:
Ø Determinar índices iniciales y actuales de empuje.
Ø Existencia de volúmenes de aceite mayores a los reportados originalmente.
Ø Pronósticos de producción adecuados y con alto grado de certidumbre que apoyan el presente documento.
Ø Conocimiento del problema de depositación de asfáltenos dentro del pozo y evaluar físicamente técnicas
que inhiban y/o disminuyan esta problemática.
En los primeros años de explotación, la alta caída de presión observada en el yacimiento, consecuencia
del vaciamiento, originó se evaluara la alternativa de aplicar técnicas de sistemas artificiales y en especial el
sistema BEC; sin embargo al determinarse por Balance de Materia y Simulador Numérico el efecto de un
acuífero asociado, este proyecto quedó sin aplicación.
CAMPO TARATUNICH INTEGRAL.
Recientemente fue concluido el Estudio Integral de Taratunich el cual comprendió la caracterización estática
y dinámica de cada uno de los yacimientos que comprende el campo. Las corridas de predicción efectuadas con
el modelo de Simulación Numérica muestran áreas de oportunidad para optimizar la explotación del campo.
El modelo geológico construido a través del Estudio Integral del Campo Taratunich muestra una estructura
anticlinal alargada con orientación NW-SE, la cual es limitada por fallas inversas, paralelas al eje principal de
la estructura. Esta estructura principal es también afectada por una intrusión salina en la parte central, lo que dio
origen a dos fallas normales perpendiculares al eje principal de la estructura y que separan los bloques 201 y 301.
El cubo de datos sísmicos 3D que cubren el Campo Taratunich corresponden al Bloque E, el cual es parte del
proyecto de adquisición de datos sísmicos 3D: Abkatún-3D. En la adquisición de los datos sísmicos fue utilizada
la técnica de OBC (Ocean Bottom Cable).
El modelo estático incluye el detalle de las formaciones JSK y la BTP-KS, determinación del OOIP
(volúmenes originales), de la diagénesis en el JSK (dolomitización) y el ambiente de depositación en la BTPKS (canales submarinos y abanicos) que controlan la distribución de las propiedades. Los mapas de isopacas y
de propiedades fueron elaborados con este principio. La sísmica no pudo ser utilizada para mapear las
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I
propiedades debido a lo delgado de los espesores de la formación en la BTP-KS, originando pobre resolución de
la misma, impidiendo la correlación de las propiedades calculadas de la petrofísica en JSK.
La BTP-KS y el JSK se caracterizan por matriz, vúgulos y fracturas. La porosidad matricial y vugular está
controlada por la diagénesis. El modelo petrofísico desarrollado para este estudio fue una integración de estos
tres tipos de porosidad. Las fracturas más los vúgulos conectados, la matriz y los vúgulos no conectados
fueron delineados con el modelo.
En el Campo Taratunich se detectaron dos tipos de porosidad secundaria, la de fracturas y la de vúgulos, la
más importante es la de fractura; sin embargo, la porosidad vugular es más dispersa.
Los vúgulos fueron caracterizados utilizando registros de pozos (sónico), y de imágenes, esto apoyó a la
construcción del modelo petrofísico y estimó la conectividad y abundancia de los vúgulos.
El JSK es la formación más importante del campo, la cual consiste primeramente de dolomías yugulares, al oeste
del Bloque 301, caliza y lutita al este de los Bloques 101 y 201. La BTP-KS está compuesta principalmente de
Brecha, grainstone y mudstone. Los grainstones de la BTP-KS se caracterizaron a partir de los registros de
pozos, asignando valores de 8% de porosidad.
15 litofacies fueron determinadas de los análisis de registros en la BTP-KS y JSK basados en las proporciones
de caliza y dolomía y la porosidad primaria y secundaria.
Un modelo conceptual para el fracturamiento del Campo Taratunich fue creado en el estudio integral, utilizando
todos los datos de fracturas, estos modelos fueron usados para entender mejor las propiedades de las fracturas en
cada capa, para cada análisis de pruebas de pozos y en cada bloque.
Ingeniería de Yacimientos.
En el Estudio Integral del Campo Taratunich, para los modelos de simulación, se construyeron dos mallas
de simulación que abarcaron las dos formaciones BPT-KS y JSK, el modelo de simulación para la BPT-KS tiene
100 celdas en la dirección X y 70 en el eje Y y 5 capas de matriz y 5 de fractura para un total de 70 000 celdas. En
el caso del JSK también tiene 100 celdas en la dirección X, 70 celdas en la dirección Y 9 capas de matriz y 9
de fractura, haciendo un total de 126 000 celdas.
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I
Las propiedades de roca introducidas al modelo incluyen porosidad, permeabilidad las cuales se obtuvieron del
modelo estático, las propiedades de fractura se obtuvieron del modelo estocástico de fracturamiento elaborado.
Utilizando los resultados del análisis de registros de imágenes, kh y el índice de productividad de pozos
como lineamientos.
En el modelo de Brecha, los datos y pruebas de producción, además de los análisis de los registros no
revelaron contactos entre ningún fluido. Para evitar la producción de agua, el contacto aceite-agua en el modelo
para estas áreas, se colocó fuera de los yacimientos. El valor de saturación de agua obtenido de los
estudios petrofísicos preliminares se utilizó como la saturación de agua inicial del modelo.
Para la formación JSK en el Bloque 301, el modelo se inicializó con un contacto inicial aceite-agua determinado en
el pozo 72. Por encima de este nivel, los valores de saturación de agua obtenidos de los estudios
petrofísicos preliminares se utilizaron como la saturación de agua inicial del modelo.
El citado estudio integral proporcionó bases de datos (geológicos y petrofísicos) y mapas (estructurales, de isopacas
y propiedades) y con los modelos calibrados se realizó la predicción del comportamiento de los yacimientos
para evaluar varias alternativas de explotación del campo.
La factibilidad técnica de la perforación de los pozos propuestos y las reparaciones mayores, se basa en los
resultados de los modelos geológico y de simulación, en el comportamiento histórico de producción de los
pozos, análisis especiales de fluidos y de núcleos y en la experiencia emanada del personal del Activo de
Explotación Abkatún.
Cabe señalar que el área donde se encuentra los cuatro campos ya ha sido evaluada en términos de otros manifiestos
de impacto ambiental, en la tabla II.3.2.1.1 se presentan algunas de las evaluaciones de impacto ambiental para la zona.
Tabla II.3.2.1.1 Autorizaciones en Materia de
Impacto Ambiental para el Campo Abkatún, Campo Caan y Campo Taratunich.
Tipo de Instalación
Autorización
Modalidad
DGMIC.710/000652
LAU
Campo Abkatún
Licencia Ambiental Única del Complejo Abkatún-A
Licencia de Funcionamiento Quemador de Desfogue
Campo Abkatún
LF-17 y P/02
----
D.O.O.DGOEIA-01023
MIA
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I
Licencia Ambiental Única Abkatún-D
DGMIC.710/002819
LAU
A.O.O.DGNA-0518
MIA
A.O.O.DGNA.-01915
MIA-R
Oleogasoducto de 28” por 6,8 km de Taratunich-TH a interconexión
Taratunich-TF
D.O.O.DGOEIA.-02521
MIA-G
Oleogasoducto de 20” por 6,8 km de Taratunich-TE hacia Abkatún-H
D.O.O.DGOEIA.-01023
MIA-G
Tetrápodo Taratunich-TH
D.O.O.DGOEIA.-04667
IP
Taratunich-TH (incluye perforación)
D.O.O.DGOEIA.-01941
IP
Pozo de desarrollo Taratunich-201
D.O.O.DGOEIA.-10555
DA-R
Campo Caan
Proyecto Caan
Campo Taratunich
Oleogasoducto de 20” por 0,5 km de Taratunich-C a interconexión Taratunich
101-102-103
Oleogasoducto de 20” por 1 km de Taratunich-E a interconexión Taratunich
101-102-103
Oleogasoducto de 20” por 1,2 km de Taratunich-D a interconexión
Taratunich 101
Trípode Taratunich-C
Trípode Taratunich-D
Trípode Taratunich-E
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
II.3.2.2.
Sitios o Trayectorias Alternativas.
Independientemente de que la localización de los yacimientos de hidrocarburos en el área es extensa, el desarrollo
de las obras no considera sitios alternativos, ya que los estudios sísmicos y de perforaciones exploratorias
arrojan como resultado el sitio indicado como el óptimo en términos técnicos-económicos, por lo que no
existen alternativas diferentes a las planteadas en este proyecto.
Adicionalmente se considera estos sitios óptimos de acuerdo a sus características estructurales por contar
con infraestructura existente de apoyo para su aprovechamiento y explotación.
II.3.2.3.
Situación Legal del o los Sitios del Proyecto y Tipo de Propiedad.
La Ley reglamentaria del Articulo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y su reglamento señala:
Artículo 2º.
Petróleos Mexicanos fue creado por el Decreto del 7 de Junio de 1938 como un organismo descentralizado,
con personalidad jurídica y patrimonio propios. Tiene como objetivo, conforme a lo dispuesto en esta Ley, ejercer
la condición central y la dirección estratégica de todas las actividades que abarca la industria petrolera estatal en
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I
los términos de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
Artículo 3º.
Se crearán los siguientes organismos descentralizados de carácter técnico, industrial y comercial, con
personalidad jurídica y patrimonio propio, mismos que tendrán los siguientes objetivos:
1. PEMEX. Exploración y Producción:
Exploración y explotación del petróleo y gas natural; su transporte y almacenamiento en terminales y comercialización;
II. PEMEX - Refinación:
Procesos industriales de la refinación; elaboración de productos petrolíferos y de derivados el petróleo que
sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas; almacenamiento, transporte, distribución
y comercialización de productos y derivados mencionados;
III. PEMEX - Gas y Petroquímica Básica:
Procesamiento de gas natural, líquido del gas natural y gas artificial; almacenamiento, transporte distribución
y comercialización de estos hidrocarburos, así como de derivados que sean susceptibles de servir como
materias primas industriales básicas; y
IV. PEMEX - Petroquímica:
Procesos industriales petroquímicos cuyos productos no forman parte de la industria petroquímica básica, así como
su almacenamiento distribución y comercialización.
Las actividades estratégicas que esta Ley encarga a PEMEX - Explotación y Producción, PEMEX - Refinación
y PEMEX - Gas y Petroquímica Básica, sólo podrán realizarse por estos organismos.
Petróleos Mexicanos y los organismos descritos estarán facultados para realizar las operaciones relacionadas directa
o indirectamente con su objeto. Dichos organismos tendrán el carácter de subsidiarios con respecto a
Petróleos Mexicanos, en términos de esta Ley.
Con este enfoque PEMEX durante el periodo de 1966 a 1971 inicio la realización de trabajos de sismología para
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I
la explotación de hidrocarburos en la Sonda de Campeche
En esta última fecha se detectó la presencia de indicios directos de acumulación de hidrocarburos en base al estudio
de manifestación de hidrocarburos en el mar. Por tal razón, Petróleos Mexicanos decide realizar la
prospección geofísica en esta zona permitiendo delinear las grandes estructuras productoras de petróleo
que posteriormente se confirmaron con la perforación de los siguientes pozos de exploración y explotación.
En la actualidad se continúa explorando y explotando dicha Sonda para cuyo aprovechamiento se cuenta
con infraestructura marina constituida por plataformas de perforación, producción y compresión, de
enlace, estabilización rebombeo, telecomunicaciones y habitacionales; además de una amplia red de ductos
de distribución.
La zona del proyecto se localiza en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal a Petróleos Mexicanos para
la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, de acuerdo a lo prescrito por la
Ley Reglamentaria, en los párrafos 4° y 5° del Articulo 27 constitucional en el ramo del petróleo. La
zona concesionada contempla 2 600 km2 en el Golfo de México, en la llamada Sonda de Campeche.
II.3.2.4.
Uso Actual del Suelo y/o Cuerpos de Agua en el Sitio del Proyecto y sus Colindancias.
De acuerdo con la resolución A.527 (13) emitida por la Organización Marítima Internacional (OMI) y ratificado por
el Gobierno Mexicano, se validó internacionalmente un “Sistema de Control de tráfico Marítimo en el Golfo
de México”, donde se establece un área restringida para la navegación de embarcaciones no petroleras alrededor de
las instalaciones de la Sonda de Campeche. El objetivo es garantizar la seguridad del personal, instalaciones y
terceros en caso de accidentes, terrorismo o sabotaje, dada la función vital de la producción de hidrocarburos dentro
de la economía nacional.
El área donde se proyecta las obras del presente estudio pertenecen a un área de uso exclusivo para la
industria petrolera mexicana, el tráfico marítimo que existe en el área consiste en embarcaciones relacionadas con
esta misma industria y restringe toda actividad diferente a la de exploración y explotación de los
yacimientos petrolíferos.
II.3.2.5.
Urbanización del Área.
Con la Puesta en marcha de las obras contempladas en el presente estudio, no se creará ningún tipo de servicio
puesto que las obras se localiza en mar territorial en la llamada Sonda de Campeche y el centro poblacional
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I
más cercano se encuentra aproximadamente a 140 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco.
II.3.2.6.
Área Natural Protegida.
El sitio del proyecto se localiza en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal a Petróleos Mexicanos
para realizar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.
El Área Natural más cercana al sitio del proyecto es el Área de Protección de Flora y Fauna “Laguna de Términos”
en Campeche, Campeche ubicado a 140 km al noreste del sitio y la Reserva de la Biosfera “Pantanos de Centla”
en Tabasco, Tabasco ubicado a 150 km al noreste.
El Área de Protección de Flora y Fauna de Laguna de Términos se ubica en la zona costera del Estado de
Campeche, entre el Río San Pedro y San Pablo al occidente y el área de drenaje del Estero de Sabancuy hacia
el oriente, con una superficie de 706,147-67-00 hectáreas. Geopolíticamente se encuentra ubicada en los Municipios
de Carmen, Palizada y Champotón. Esta Área Natural Protegida fu establecida oficialmente el 6 de junio de
1994, según decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación.
La Reserva de la Biosfera Pantanos de Centra se localiza al noreste del Estado de Tabasco, abarcando 302,706-6250 hectáreas que representan el 12,27 % de la superficie total de la entidad. Se ubica entre las coordenadas
geográficas 17° 57’ 53’’ y 18° 39’ 03’’ de latitud norte y 92° 06’ 39’’ y 92° 47’58’’ de longitud oeste.
La Reserva de la Biosfera se creó el 6 de agosto de 1992 por decreto del Ejecutivo Federal.
II.3.2.7.
Otras Áreas de Atención Prioritaria.
El área del proyecto no se localiza dentro de algún área de atención prioritaria; sin embargo la Comisión Nacional
para el Conocimiento y Uso de la Biodiversidad (CONABIO) define las siguientes áreas en la región de
estudio: Región Terrestre Prioritaria (RTP) 144 correspondiente a los Pantanos de Centla, Región
Hidrológica Prioritaria (RHP) 90 correspondiente a la Laguna de Términos – Pantanos de Centla y Región
Marina Prioritaria (RMP) 53 que corresponde a los Pantanos de Centla – Laguna de Términos.
II.3.3. Preparación del Sitio y Construcción.
II.3.3.1.
Preparación del Sitio.
Para el caso de la instalación del Módulo Habitacional en el Octápodo de Caan-A y de la instalación de
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I
Tetrápodo para el Módulo de Compresión en el Campo Caan, se realizaran las siguientes actividades.
En el caso del Octápodo para la Instalación del Módulo habitacional éste ya se encuentra instalado por lo que
se aprovechara esta estructura para su adecuación e inhalación de un Módulo Habitacional.
Para la instalación del Tetrápodo para el Módulo de Compresión la construcción de las dos secciones conocidas
como subestructura y superestructura de la plataforma se llevarán a cabo en patios de construcción en tierra.
Una vez preparadas las estructuras éstas son transportadas a los sitios de construcción mediante chalanes de carga,
en donde son ensamblados con la ayuda de un barco grúa.
Así la preparación del sitio consiste básicamente en la supervisión y limpieza del fondo marino con la finalidad
de eliminar posibles obstáculos que puedan interferir con el hincado de pilotes y lastimar a los mismos.
Esta actividad es realizada por buzos especializados que inspeccionan el fondo marino para detectar obstáculos
que puedan entorpecer los trabajos de instalación de la subestructura; cada buzo baja en una canastilla que es
sostenida desde la cubierta del barco grúa.
Lo anterior aplica también para la Perforación de Pozos, Taponamiento de Pozos, Reparación de Pozos.
Para la instalación del Gasoducto en el Campo Caan se requiere que el derecho de vía esté despejado de
obstáculos para tender las líneas y posteriormente iniciar el dragado para lo cual se requiere de la utilización
de barcazas especializadas.
II.3.3.2.
Construcción.
Construcción de Plataforma Habitacional Tipo y Módulo de Compresión Tipo.
En la Tabla II.3.3.2.1 se presenta el Cronograma de Trabajo desglosado para las actividades de construcción
e instalación de una Plataforma Habitacional Tipo y de un Módulo de Compresión Tipo; mientras que en las
Tablas II.3.3.2.2 y II.3.3.2.3 se presentan las Especificaciones de la Subestructura y Superestructura y
Protección Catódica y Anticorrosiva de la Estructura, respectivamente.
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I
Tabla II.3.3.2.1 Cronograma de actividades para la instalación de una
Plataforma Tipo y Módulo de Compresión Tipo.
Descripción
1
Recepción de Equipo y Materiales x
Acondicionamiento de Rutas y Áreas
Traslado de Material y Equipo
2
3
4
Año
6
5
7
8
9
10
11
x
Instalación de Subestructuras y
Piloteo
Instalación de la Superestructura
Instalación de Tetrápodo y Puentes
Obra Civil Acero y Soportería
x
x
X
x
x
X
x
Prueba Hidrostática
Arranque y Puesta en Operación
Entrega Operativa.
X
X
x
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.3.3.2.2 Especificaciones de la Subestructura y Superestructura.
Descripción
Diseño
Tubería Estructural
Perfiles
Soldadura
Norma
API-RP-2A
ASTM-A36
ASTM-A36
AWS D.1,1
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.3.3.2.3 Protección Catódica y Anticorrosiva de la Estructura.
Zona de protección
Subestructura
Zona de oleaje
Superestructura
Recubrimiento anticorrosivo
Norma
Protección basándose en ánodos
PEMEX 4 132,01 EPÓXICO RE-32
PEMEX 3 132,01 LIMPIEZA
PEMEX 4 132,01 PRIMARIO RP-4
PEMEX 4 132,01 ACABADO RA-26
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
En la Tabla II.3.3.2.4 se indica el Sistema Principal Contra Incendio.
Tabla II.3.3.2.4 Sistema Principal Contraincendio.
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I
Equipo
Norma
Sistemas Superficiales de Seguridad Industrial
API-STD-17C
Control e Instrumentación
ISA-RP-12.1
Bombas Centrífugas Contra Incendio
NFPA-120
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
A continuación se describe de manera general el procedimiento de construcción e instalación de las
Plataformas habitacional Tipo y del Módulo de Compresión Tipo.
El procedimiento inicia con la construcción de la subestructura y superestructura en los talleres ubicados en tierra.
Es importante mencionar que durante el procedimiento de construcción se da cumplimiento a las
especificaciones mencionadas en las tablas II.3.3.2.2 y II.3.3.2.3.
Una vez terminada la subestructura en los talleres en tierra y programada su instalación, el chalán de lanzamiento
se encarga de transportarla desde el patio de fabricación, hasta el área donde será instalada; esta es acomodada de
tal forma que las trabes de deslizamiento donde se encuentran descansando los marcos centrales, coincidan con
las propias trabes del chalán.
Se emplean dos malacates con la potencia mínima requerida para arrastrar las 800 toneladas que pesa la
subestructura y montarla sobre el chalán.
Terminada la delicada maniobra, se asegura la estructura con elementos tubulares y se inicia el transporte con
el auxilio de remolcadores especializados en este tipo de operaciones.
Al mismo tiempo que se transporta la subestructura, en otro chalán de carga, con su remolcador respectivo,
se transportan los pilotes y conductores, previo estudio del acomodo estructural.
De manera similar a la maniobra de carga de la subestructura, se realiza la carga y transporte de la superestructura.
En el lanzamiento de la subestructura se utilizan el chalán de carga, un remolcador y un barco grúa, cada uno con
una función específica.
Dependiendo de las condiciones del viento, oleaje, corrientes etc., se elige la forma de descarga de la subestructura.
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I
Existen dos procedimientos, uno es el que se refiere a lanzar la plataforma al mar y el otro es el de izar la
pieza estructural directamente del chalán, de estos dos procedimientos el más cómodo y seguro es este último,
sin embargo, este sólo es utilizado en trípodes y tetrápodos ya que en el caso de los octápodos no es posible llevarlo
a acabo debido a lo grande y bromoso de la subestructura (Figura II.3.3.2.1).
Los dos sistemas son operaciones complejas que no afectan en gran medida el entorno y requieren de
sincronización entre el funcionamiento de barcos, equipos, personal, sistemas de flotación, anclado, etc.
Figura II.3.3.2.1 Secuencia de Lanzamiento (Paso 1-4).
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
Figura II.3.3.2.2 Secuencia de lanzamiento (Paso 5-8).
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
Figura II.3.3.2.3 Secuencia de lanzamiento (Paso 9-12).
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
La maniobra se inicia con la llegada del chalán de carga al lugar de la colocación. Como primer paso, el chalán
es anclado a una distancia de 450 m del barco grúa, a continuación se cortan las amarras y se engancha el cable
del malacate a las orejas de levantamiento de la subestructura, para tirar de ellas desde el barco grúa.
La subestructura cae por su propio peso en su nivel superficial, gracias a que las patas o soportes se
encuentran selladas herméticamente impidiendo el paso del agua, ver Figura II.3.3.2.4.
Con el barco grúa se coloca en posición la subestructura, flotándola hasta el punto de su localización definitiva.
Una vez ubicada, se abren las válvulas para inundar cada pata y proceder con el hincado de pilotes.
Colocación e Instalación de Subestructuras.
Para la colocación e instalación de subestructuras se sigue un diagrama de ruta crítica a fin de optimizar tiempos
y movimientos. Se cuenta para ello, además de los planos con la siguiente información:
Ø Conocimiento del peso y centro de gravedad de la subestructura.
Ø Mecánica de suelos de la zona.
Ø Tirante de agua.
Ø Estatigrafía del terreno.
Ø Curvas de penetración contra resistencia del suelo, para seleccionar el martillo adecuado para el hincado de pilotes.
Ø Características del oleaje, vientos y mareas para la posición del barco.
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I
Figura II.3.3.2.4 Secuencia de Izaje de la Subestructura.
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
Para la colocación correcta del barco grúa se requiere el auxilio de otro barco con equipo de radioposicionamiento, que verifica las coordenadas y una vez comprobada la posición exacta, se lanza una boya
de señalamiento, que se recupera cuando se instala la subestructura.
El barco grúa procede a lanzar sus anclas para quedar fijo en la posición; en este caso, la tolerancia oscila en un
radio de 50 m del lugar exacto. En el caso de que haya pozo exploratorio y la subestructura debe ir encima de
éste, únicamente se requerirá localizar la boya de señalamiento del pozo, verificar las coordenadas mediante el
barco auxiliar y anclar el barco grúa.
Como primera actividad los buzos inspeccionan el fondo marino para detectar obstáculos que puedan entorpecer
los trabajos de instalación de la subestructura.
Pilotaje y Cimentación.
Los pilotes tienen un diámetro de 1,20 m o más según el tipo de plataforma, con un espesor que varía de 3 cm a 6,3
cm de acuerdo con la posición del pilote y su longitud varía también según el tipo de plataforma, las características
de la misma y las del lecho marino, alcanzando profundidades de 100 m.
Los pilotes se dividen en interiores, de esquina y de prueba (cualquier interior).
Para la maniobra de piloteo se utilizan martillos de vapor con peso inferior a
130 toneladas y que va de 30,000 a 300,000 lb/pie de energía. La subestructura una vez alineada y nivelada en
su posición, es cimentada por medio de martillos que golpean la parte superior del pilote hasta el
enterramiento deseado
(Figura II.3.3.2.5).
Figura II.3.3.2.5. Piloteo y Cimentación.
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
Colocación de la Superestructura.
Lo mismo que la subestructura, la superestructura es transportada en chalán hasta la zona de instalación y es
colocada sobre la subestructura, piloteada y cimentada al subsuelo marino.
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I
La superestructura se monta sobre los pilotes sin elementos de intersección. Lo más importante de la instalación
de estas estructuras, es el corte que se hace a los pilotes, pues de su exactitud depende el desnivel de la superestructura.
Colocada ésta, se soldan las juntas pilote-columna, se nivela la cubierta con una tolerancia no mayor de 10 mm.
Tendido de Gasoducto.
El tendido se realiza en una barcaza adecuada para tubos de gran diámetro y de considerable longitud. La tubería
se transporta desde las plantas de lastrado a los muelles por trailers y hasta la barcaza, por medio de
barcos abastecedores o chalanes de carga (Figura II.3.3.2.5).
Tabla II.3.3.2.5 Cronograma de Actividades para la Instalación del Gasoducto.
Descripción
Recibo de Tuberías en Muelles
Transporte al Sitio de Tendido
Lastrado de Tubería
Tendido de la Tubería
Prueba Hidrostática
Enterrado de la Tubería
Año
1
X
x
2
3
x
4
5
7
8
X
x
Figura II.3.3.2.5 Tendido de Tubería con Barcaza Convencional.
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
Las juntas del tubo se deben soldar sobre la barcaza, que está equipada con 5 estaciones de soldadura y 25 máquinas
de soldar, con extensiones de cables a cada una de las diversas estaciones instaladas sobre la cubierta.
Antes de proceder a efectuar la soldadura, se coloca un alineador interior en los extremos de los tubos. La calidad de
la soldadura es verificada por medio de una unidad de Rayos-X y en caso de existir fallas que requieran
reparación, éstas se efectúan en la estación de soldadura, ubicada al final de la rampa de lanzamiento.
Efectuada la soldadura y con el visto bueno de la unidad de radiografía, se procede a proteger la junta contra
la corrosión, utilizando “vidrioflex” y un sello con poliuretano.
La barcaza de tendido se fija con 8 anclas, con tensores de longitud que varía entre uno y medio kilómetro.
Cuando la barcaza empieza a tender la tubería, se controla el movimiento con malacates que guían hacia delante
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6
X
x
X
I
o hacia los lados, de acuerdo con los planos de línea, por medio de las anclas de apoyo que sujetan la barcaza.
Al acercarse la barcaza a las anclas, dos remolcadores que la acompañan fijan éstas a una nueva posición
(Figuras II.3.3.2.6 y II.3.3.2.5.7).
Figura II.3.3.2.6 Procedimiento para Izaje y Tendido de la Tubería.
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
Figura II.3.3.2.5.7 Procedimiento para Abandono de la Tubería.
Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.
Actualmente el enterrado de líneas submarinas tiene un promedio de 65 cm a 100 cm de espesor sobre la parte
superior del tubo (Norma No. PEMEX
2 421,01).
Para el enterrado, se combina el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para
el dragado.
Este dispositivo denominado “arado”, corta la zanja y la limpia, saca el lodo debajo de la tubería, entierra ésta
e inmediatamente acumula el lodo sobre la misma para cubrirla.
Al final se realiza una prueba hidrostática con la finalidad de confirmar que el ducto se encuentra
perfectamente sellado y sin fugas que pongan en riesgo a las instalaciones y al medio ambiente.
Perforación de Pozos Marinos.
En el Apartado II.2.1, Descripción de las Obras y Actividades se ha desarrollado la información correspondiente a
la perforación de Pozos Marinos en lechos marinos para el Pozo de perforación Abkatún 57D.
La perforación de pozos programados para los proyectos de Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral
y Taratunich Integral se llevarán a cabo desde Equipos Empaquetados y por medio de Plataformas Autoelevables; en
la Figura II.3.3.2.5.8 se muestra una Plataforma Empaquetada y en la Figura II.3.3.2.5.9 una Plataforma Autoelevable.
Figura II.3.3.2.5.8 Esquema de Plataforma Empaquetada.
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
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I
Figura II.3.3.2.5.9 Esquema Plataforma Autoelevable.
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002
Durante la Perforación de Pozos se utilizan Preventores que son dispositivos utilizados para controlar posibles
brotes de fluidos contenidos a presión en las capas geológicas, fueron diseñados de acuerdo a las
disposiciones incluidas en las normas API como las RP-14B, RP-53, etc. Los arreglos varían de acuerdo a la
etapa perforada como se muestra en las
Figura II.3.3.2.5.13 Diseño de Preventores para la Perforación de Pozos de Desarrollo.
Al finalizar las actividades de perforación, se instala el árbol de válvulas de acuerdo a las especificaciones API-6A
y NACE STANDARD MR-01-75. Este dispositivo está constituido por los siguientes elementos:
Árbol de válvulas de 20 ¾” (3 m) x 16 ¾” (5 m) x 16 ¾” (5 m) x 13 5/8” (5 m) x
7 1/16” (5 m).
Cabezal soldable de 20 ¾” (3 m) deberá ser en U/DD/PSL1/PR2.
Cabezal de 20 ¾” (3 m) x 16 ¾” (5 m) deberá ser en U/DD/PSL2/PR2.
Cabezal de 16 ¾” (5 m) x 16 ¾” (5 m) deberá ser en U/DD/PSL3/PR2.
Cabezal de producción 16 ¾” (5 m) x 13 5/8” (5 m) deberá ser en U/DD/PSL3/PR2
Medio árbol de válvulas de producción de 13 5/8” (5 m) x 7 1/16” deberá ser en U/DD/PSL3/
PR2.
Figura II.3.3.2.5.14 Árbol de Válvulas.
II.3.4. Operación y Mantenimiento.
II.3.4.1. Programa de Operación.
A continuación se desarrolla la descripción general de los procesos que se llevarán a cabo en el Módulo
de Compresión en el Campo Caan y la descripción general de una plataforma de perforación tipo; así como
la descripción del gasoducto.
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I
Plataforma de Perforación.
Descripción General del Proceso.
El crudo y gas extraídos del yacimiento a través de los pozos de producción se recolectan en una plataforma
de perforación. Estas plataformas son capaces de captar el flujo de varios pozos de producción.
La plataforma de perforación se encarga de controlar la presión de descarga de crudo-gas de cada uno de los
pozos asociados, así como del control de la “camisa” del ducto que conecta dichos pozos a la plataforma.
El control de las variables mencionadas es importante debido a que el rebasar niveles críticos puede conducir
a situaciones difíciles e incluso ocasionar el descontrol total del pozo.
En la plataforma de perforación además se realizan muestreos para determinar la relación de gas-crudo proveniente
de cada uno de los pozos mediante el uso de un separador de prueba y en algunas ocasiones esta plataforma juega
un papel de enlace con plataformas de perforación más distantes.
A continuación se describen los Servicios Requeridos por este tipo de plataforma:
Sistema de Generación de Energía.
Este sistema alimenta a todos los equipos de la plataforma que requieren energía eléctrica. Está formado
por generadores accionados por motor diesel, los cuales cuentan con su propio sistema de enfriamiento. El
suministro de diesel se efectúa a través de tanques de almacenamiento de diesel integrados al mismo motor.
Sistema de Suministro de Presión Hidráulica.
Este sistema es utilizado para el accionamiento de las válvulas de cortes de pozos y de la plataforma. Está
constituido por un tanque de almacenamiento del fluido hidráulico y por las bombas de suministro, una de las cuales
es operada por motor eléctrico y la otra operada manualmente en caso de falla del sistema de generación de
sistema eléctrica. Posee, además, acumuladores que mantienen la presión del sistema durante un período corto
de tiempo cuando presenta alguna falla en la bomba accionada por el motor eléctrico.
Sistema de Inyección Antiespumante.
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I
El sistema antiespumante sólo es operado cuando se alimenta el flujo de algún pozo de perforación al separador
de prueba, y está constituido por un tanque de almacenamiento y bombas de inyección de antiespumante. El cabezal
de descarga de las bombas de inyección se conecta al cabezal de alimentación del separador de prueba.
Sistema de Nitrógeno.
Este sistema opera automáticamente cuando se presenta una falla de aire de instrumentos y sirve para alimentar
el sistema de control de paro de pozos. Está formado por una serie de cilindros de nitrógeno y un cabezal
de distribución a válvulas y al sistema de control de paro.
Sistema de Combustible Diesel.
El sistema de diesel suministra el combustible para accionar los generadores de energía eléctrica y la bomba de
contra incendio. Esta formado por tanques de almacenamiento de diesel que alimenta a las bombas de transferencia
de diesel accionadas por motores eléctricos.
El cabezal de descarga de las bombas de transferencia alimenta a varias centrifugadoras de diesel que se recirculan
al tanque de almacenamiento cuya descarga entra a los tanques de día de almacenamiento de donde se
envía combustible a los generadores y a las bombas contra incendio y otros servicios que lo requieran.
Sistema de Aire de Planta e Instrumentos.
El sistema está constituido por compresores reciprocantes de dos etapas, accionados por motores eléctricos.
El aire comprimido se descarga a un tanque receptor de aire de planta, para después pasar al cabezal que lo
distribuye hacia los servicios o hacia el sistema de secado de aire para instrumentos.
El ramal que va al sistema de secado pasa por un prefiltro hacia un secado de aire de instrumentos constituido por
dos torres, una en operación y la otra en regeneración.
El aire que sale de este secado pasa por un post-filtro y luego entra al recibidor de aire de instrumentos, cuya
salida alimenta aire seco hacia las válvulas y controles neumáticos de la plataforma.
La otra línea que sale del cabezal del recibidor de aire de planta alimenta directamente a las estaciones de servicio;
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I
El Diagrama II.3.4.1.1 muestra el Diagrama de Flujo de una Plataforma de Perforación Tipo y en la Tabla II.3.4.1.1
se muestra el cronograma general para llevar acabo la perforación de pozos.
Tabla II.3.4.1.1 Cronograma de Perforación de Pozos.
Actividades
Mes 1
Programa de Núcleos
X
Formación Imprevistas
x
Mes 2
Mes 3
Mes 5
X
Programa de Tuberías de Revestimiento
X
Diseño de la Cimentación
X
Programa de Fluidos de Perforación
X
x
Cabezales y Árbol de Válvulas
X
X
Programa de Registros Geofísicos
Programa Direccional del Pozo
Mes 4
X
X
X
X
Requerimiento Técnicos para la
Terminación del Pozo
x
Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.
En el Anexo II.5 se muestran las Solicitudes de Perforación para los Pozos Abkatún 57D, Caan-1001, Kanaab125, Taratunich-24 y Taratunich-61.
Diagrama II.3.4.1.1 Flujo de una Plataforma de Perforación Tipo.
Plataforma de Compresión.
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Descripción General del Proceso.
La plataforma de recomprensión de gas tiene como función recomprimir el gas que se obtiene de las plataformas
de producción temporal o permanente y enviarlo a la de enlace a una presión de hasta 100 kg/cm2 para esto se
cuenta con los siguientes sistemas dentro de la plataforma.
Se cuenta con un separador centrífugo que recibe los gases de la segunda etapa de separación generados por
las plataformas de producción temporal o permanente que se encuentran adyacentes. De aquí pasan al tanque
de succión del compresor de baja presión. Desde donde se alimentan a la primera etapa de compresión para elevar
su presión hasta 4,22 kg/cm2.
Paralelamente se reciben gases de la primera etapa de separación de las plataformas de producción temporal
o permanente en un separador centrífugo. Los gases obtenidos en este separador se unen a los que se comprimieron
de la primera etapa y entran al enfriador, cuya salida entra a un separador que recupera los condensados originados
por el enfriamiento y la compresión. Los gases de este separador entran a la segunda etapa de compresión, para
pasar luego al enfriador de Inter-etapa que alimenta al separador de esta etapa. De este último separador entran a
la tercera etapa de compresión que incrementa la presión del gas hasta 84,4 kg/cm2.
El gas comprimido pasa al enfriador y luego al separador de última etapa, cuya salida alimenta a las plantas
de endulzamiento de gas y a la sección de deshidratación de gas amargo.
Para la operación de los compresores se utilizarán turbias de gas combustible que se toma de las descargas
de compresoras una vez endulzado con dietanolamina (DEA).
A continuación se describen los Servicios Requeridos por este tipo de plataforma:
Sistema de Endulzamiento de Gas.
La plataforma de producción permanente puede contar con una planta de endulzamiento de gas para el
consumo interno en la plataforma.
El gas a una presión que puede llegar a presiones superiores a 70 kg/cm2 y temperaturas de 50 °C o más, se
enfría hasta alcanzar una temperatura de 38 °C; se alimenta de absorbedor, donde fluye a contracorriente con
una solución de dietanolamina (20 % peso), proveniente de la sección de regeneración. El gas dulce que se extrae
del domo de la torre se depura y precalienta para su consumo, mientras que la solución de amina rica (con los
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I
gases ácidos en solución) deja el fondo de la torre y pasa a través de un intercambiador de calor amina rica/
amina pobre, donde se precalienta hasta una temperatura de 77 °C, y se alimenta posteriormente a la columna
de destilación donde se regenera la solución de amina.
Los gases ácidos (CO2, H2S) y el vapor de agua dejan el domo de la torres y fluyen a través de un
condensador principal donde todo el vapor es condensado. El agua y los gases ácidos se envían a un acumulador
de reflujo de amina donde se separan los gases ácidos y el agua es recirculada a la parte superior de la torre.
Una parte de la corriente de amina pobre que se extrae en el fondo de la columna de destilación es bombeada a
través del intercambiador amina-amina, mientras que otra fluye al rehervidor para generar vapor a 127 °C. La
solución amina pobre deja el intercambiador amina-amina y pasa por un filtro para remover partículas
(principalmente de sulfuro de fierro). Posteriormente se enfrían y alimenta en el último plato del absorbedor
para completar el ciclo.
Sistema de Deshidratación de Gas.
La otra parte del gas comprimido entra al sistema de deshidratación a través de la torre deshidratadora de gas
pasando a continuación al enfriador de TEG (Trietilenglicol) seco y luego al separador de TEG, para salir hacia
la plataforma de enlace.
El TEG utilizado en la torre de deshidratación sale por el fondo de ella hacia un filtro de alta presión, al
intercambiador TEG, húmedo/TEG seco, luego al separador de vapor de agua, al filtrado de TEG húmedo, para
entrar finalmente a la torre regeneradora de TEF, en donde se elimina el agua separada del gas.
La torre regeneradora cuenta con un hervidor y alimenta el TEG seco al intercambiador TEG húmedo/TEG
seco, pasando de ahí a la torre de deshidratación a través de la bomba de TEG y del enfriador de TEG seco.
Sistema de Recuperación de Condensables.
Este sistema se utiliza para tratar los condensados recuperados en los separadores de la planta de compresión de
gas, de donde pasa a un cabezal que va hacia el tanque de balance de agua aceitosa para la recuperación
de hidrocarburos y de ahí a la torre agotadora de ácido.
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En la torre agotadora se alimenta a contra-corriente los condensados recuperados y el gas inerte que sirve
para absorber gran parte de los gases ácidos que contienen los condensados. El agua recuperada en la torre sale por
el fondo y entra al drenaje aceitoso y los gases ácidos se envían al sistema de desfogues.
Sistema de Generación de Gas Inerte.
El sistema de gas inerte requerido por el tanque de expansión de aceite de calentamiento, el agotador de agua
amarga, tanque de enlace de hipoclorito, los tanques recibidores de diesel y las instalaciones de servicio.
El equipo está integrado por el generador de gas inerte, el cual aprovecha la combustión de diesel para obtener
dicho gas. El diesel se recibe en un tanque de día de diesel y de allí pasa a la bomba que alimenta el diesel
combustible del generador.
Para lograr la combustión del diesel en el generador requiere de una alimentación de aire movido por un soplador
de combustión.
El gas inerte obtenido en el generador pasa al separador de la succión del compresor, para luego entrar al compresor
de dos etapas. A la salida de cada etapa se tienen enfriadores.
El gas inerte comprimido y enfriado entra a los separadores para recuperar los posibles condensados que se
obtengan al enfriarlo.
Posteriormente entra al recibidor y de allí sale al cabezal que lo distribuye a las estaciones de servicio, tanque
de balance de NaClO tanque de expansión de aceite de calentamiento y el agotador de agua marina.
Sistema de Aceite de Calentamiento.
Este sistema es un circuito cerrado, el cual consta de un calentador a fuego directo, un soplador de aire para la
planta de combustión y un tanque de expansión para mantener la presión en el sistema.
El aceite de calentamiento se distribuye mediante bombas de los rehervidores de las torres regeneradoras de TEG
y DEA respectivamente, para después regresar al calentador de fuego directo e iniciar nuevamente el ciclo.
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I
En el diagrama II.3.4.1.2 se presenta el Flujo de una Plataforma de
Compresión Tipo y en la Tabla II.3.4.1.2 se muestra las Actividades llevadas a cabo en la Plataforma de Compresión.
Tabla II.3.4.1.2 Actividades Realizadas en Plataforma de Compresión.
Proceso
Actividades
Separador Baja Presión
Compresión de Gas
Separador Alta Presión
Tratamiento Condensados
Deshidratación Gas Amargo
Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.
Gasoducto.
Descripción General del Proceso.
El Gasoducto que será instalado tendrá una longitud de 11,6 km, con un diámetro de 16 pulgadas; su punto de
salida será de la Plataforma
Abkatún-A y la llegada será en la Plataforma Caan-A.
La finalidad de dicho gasoducto será la de transportar 150 MMPCD de gas de descarga de módulos a 70 kg/cm2 y a
40°C.
II.3.4.2. Programa de Mantenimiento Predictivo y Preventivo.
La infraestructura futura proyectada, una vez construida durante todo su tiempo de vida útil (estimada en 25
años), estará sujeta a los programas de mantenimiento de carácter permanente que PEP tiene implementado para
sus instalaciones y equipos para que éstos se encuentren siempre en condiciones óptimas de operación, respetando
la normatividad vigente de seguridad industrial y protección ambiental.
Las fases de mantenimiento se dividen de la siguiente manera:
Ø Mantenimiento Predictivo (Inspección).
Ø Mantenimiento Preventivo (Rutinas diarias).
Ø Mantenimiento Total (Rehabilitación general).
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I
Ø Mantenimiento Correctivo (Corrección y prevención de anomalías y fallas).
El tipo de mantenimiento a instalaciones y equipos, así como la forma de llevarlo a cabo se muestra en la
tabla II.3.4.2.1.
Tabla II.3.4.2.1 Tipo de Mantenimiento.
Tipo de Mantenimiento
Predictivo
Preventivo
Correctivo
Plataformas
Ductos Ascendentes y
Líneas.
Equipos
Por medio de un barco
inspector por contrato
Por medio de un barco
inspector por contrato
Inspecciones programadas
a través de contratos de
servicio
Con apoyo de
embarcaciones y con
cuadrillas
Con apoyo de
embarcaciones y con
cuadrillas
Mantenimientos
programados por recursos
propios y por contrato
Con apoyo de
embarcaciones y con
cuadrillas
Con apoyo de
embarcaciones y con
cuadrillas
A falla presentada y se
ejecutan por recursos
propios y contratos
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
A continuación se señalan cuales son las principales actividades que se realizan en estructuras y ductos al respecto
de manera general.
Estructuras.
Subestructuras.
Evaluación dos veces al año de la protección catódica, haciendo las correcciones a los ánodos necesarias, revisión
y aplicación del recubrimiento anticorrosivo para zona de mareas y para la zona atmosférica.
Superestructura:
Limpieza o cambio de las tuberías dañadas o desgastadas y aplicación del recubrimiento anticorrosivo, reparación a
las rejillas, charolas de recolección, escaleras, soportería, etc. Generalmente dos veces al año.
Equipo General:
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I
Cambio de empaques, válvulas, instrumentos dañados, cambio de luminarias, celdas solares dañadas,
canalizaciones eléctricas, entre otras.
Ductos.
El mantenimiento que se les da a los ductos e instalaciones conjuntas se divide en mantenimiento menor y mayor.
Mantenimiento Menor; se aplica generalmente dos veces al año e incluye las siguientes actividades:
Ø Reparación de Recubrimiento Anticorrosivo Dañado.
Ø Cambio o Limpieza de Instrumentos.
Ø Cambio o Limpieza de Luminarias.
Ø Cambio de Conductos Eléctricos.
Ø Cambio de Empaques a las Líneas de Aire de Instrumentos.
Ø Limpieza y Reparación a los Equipos de Seguridad Industrial (equipo contra-incendio, alarmas, detectores, etc.).
Mantenimiento Mayor; se denomina así cuando se tiene que dejar de operar alguna parte del sistema, por ejemplo
en los siguientes trabajos:
Ø Cambio de Tramos de Tubería Sobrecubierta o Submarina.
Ø Cambio o Reparación de Válvulas.
Ø Cambio de Empaques.
Ø Reparación al Equipo de Transporte o Proceso.
En el caso particular del Campo Caan se contempla el mantenimiento de los pozos, infraestructura de producción y
de servicios generales con la finalidad de mantener y conservar en óptimas condiciones de operación y de
seguridad, los equipos de control superficial de los pozos y de las instalaciones, de tal manera que permita optimizar
y asegurar la plataforma de producción.
El alcance considera 5 intervenciones menores relacionadas con la seguridad, así como 12 estimulaciones y 18
tomas de información para actualización de modelos de análisis.
En el mantenimiento se considera el movimiento de equipo fijo para la plataforma Caan-A, el apoyo de barco
grúa para estimulaciones y tomas de información, así como el barco de contra incendio como apoyo para inducciones.
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I
Para la determinación del número de intervenciones, se toma como base la estadística, aplicando por pozo
los siguientes criterios:
Ø Cambios de Válvulas cada 4 años.
Ø Estimulaciones cada 2 años.
Ø Una toma de información cada año por Pozo Productor.
Es importante mencionar que las obras contempladas en la presente Manifestación de Impacto Ambiental
serán integradas a los Programas de Mantenimiento con los que cuenta PEP para cada uno de los campos involucrados.
En las siguientes tablas se muestra un resumen calendarizado para las actividades descritas anteriormente.
Tabal II.3.4.2.2 Cronograma Calendarizado Para
Módulo de Compresión y Módulo Habitacional.
Actividad
Subestructura
E
F
M
A
M
J
J
Protección Catódica
X
X
Corrección Ánodos
X
X
Revisión y Aplicación Recubrimiento
X
X
Limpieza Tuberías
x
A
S
O
N
D
X
Reparación Rejillas
X
X
Reparación Charolas Recolección
X
X
Reparación Escaleras
X
x
Superestructura
Cambio Empaques
Equipo en General Cambio Válvulas, Luminarias
Cambio Canalizaciones Eléctricas
X
X
X
x
x
X
X
X
Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.
Tabal II.3.4.2.3 Cronograma Calendarizado Para
Gasoducto.
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I
Actividad
Reparación de Recubrimiento Anticorrosivo
E
F
Cambio o Limpieza de Luminarias
Mantenimiento
Mayor
M
J
J
A
S
O
N
D
X
X
X
x
X
Cambio de Empaque a Líneas de Aire
Limpieza y Reparación de Equipos de
Seguridad
A
x
Cambio o Limpieza de Instrumentos
Mantenimiento
Menor
M
X
X
X
x
Cambio de Tramos de Tubería
X
X
Cambio o Reparación de Válvulas
X
X
Cambio de Empaques
X
X
Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.x
Tabal II.3.4.2.4 Cronograma Calendarizado Para
Pozos Productores.
Actividad
Pozo
Año 1
Cambio de Válvulas
X
Estimulación
X
Toma de Información
x
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
x
x
x
x
X
x
x
X
Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.
II.3.5. Abandono del Sitio.
El diseño de la infraestructura futura contemplada en la presente manifestación se consideró con un tiempo de vida
útil de 25 años, aplicando el mantenimiento preventivo que incluye la protección anticorrosiva, así como
evaluaciones del espesor de las paredes de las tuberías por medio de “diablos instrumentados” y con las
pruebas hidrostáticas, la hermeticidad de los empaques y la resistencia de los equipos de proceso.
De acuerdo con la OMI y su Resolución A.672 (16) “Directrices y Normas para la Remoción de Instalaciones
y Estructuras Emplazadas Mar Adentro en la Plataforma Continental y en la zona Económica Exclusiva”, se
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I
menciona que toda instalación o estructura mar adentro, abandonada o en desuso en cualquier plataforma continental
o zona económica exclusiva ha de ser retirada, excepto cuando el no hacerlo o el proceder a una remoción parcial
será compatible con los siguientes criterios de evaluación de emplazamiento mar adentro sobre el fondo marino:
Ø Consecuencias en la Seguridad de la Navegación de Superficie o Submarina u otros Usos del Mar.
Ø Velocidad de deterioro de los materiales y sus posibles efectos en el Medio Marino.
Ø Consecuencias para el Medio Marino.
Ø Materiales fuera de emplazamiento causados por el tiempo.
Ø Asignación de nuevo uso.
Ø Gastos, Viabilidad Técnica y Riesgos de Lesiones para el Personal.
Para la presente Manifestación de Impacto Ambiental se considera que las subestructuras y superestructuras
del módulo habitacional y del módulo de compresión; así como líneas ascendentes y descendentes del
gasoducto tendrán que ser desmanteladas; una vez terminada su vida útil.
Estructuras.
Al término del tiempo de vida de la estructura, se realizará una evaluación para determinar su grado de corrosión y
el desgaste de la tubería y equipo, por si la explotación continua, se realizarán las reparaciones necesarias
para garantizar las instalaciones, el personal y el medio ambiente o, en dado caso, utilizarla como apoyo en otras
zonas del área.
En caso de que la explotación no sea redituable, la superestructura se puede recuperar eliminando los elementos
y soldaduras que las unen con la subestructura y los pilotes, efectuando los pasos en una secuencia inversa a
la utilizada para la instalación; el equipo de proceso, bombeo, generación eléctrica, etc., que sea operable,
será reutilizado.
La subestructura se seccionará de los pilotes de cimentación desde su base y al igual que la superestructura
(rejillas, soportería, barandales, escaleras, etc.) será considerada como chatarra, trasladada a la Terminal Marítima
de Dos Bocas para su disposición final.
Ductos.
Al concluir el tiempo de operación del ducto, será desmantelada la tubería sobrecubierta, los elementos que integran
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I
el ducto ascendente y la curva de expansión.
La línea enterrada, previa limpieza por medio de “diablos”, se inundará y se sellarán los extremos.
Por las características de los materiales de construcción y por enterrarse a
0,65 m de profundidad en el suelo marino, no constituirá un riesgo para el entorno.
Un vez taponado el ducto por ambos extremos y fuera de operación las comunidades de flora recuperarán a través
del tiempo su distribución en este nuevo nicho colonizándolo de tal forma que florecerán nuevas
comunidades florísticas, debido a que ya no se presentará vibraciones producto de la operación del gasoducto;
así mismo desaparecerá las variaciones de temperatura y vibraciones del gasoducto producto del transporte del gas.
Así mismo algunas especies de invertebrados utilizarán las estructuras sobresalientes para adherirse y formar
nuevas colonias de pólipos.
Es importante que todas las estructuras retiradas pasaran a los patios de la Terminal Marítima Dos Bocas, donde
serán seleccionadas para utilizar algunas estructuras en nuevas obras y las que se encuentren en condiciones fuera
de norma pasaran a formar parte del Programa de Venta de Chatarra.
II.4.
Requerimiento de Personal e Insumos.
II.4.1. Personal.
El personal que se deberá utilizar en este tipo de obras debe ser altamente calificado y capacitado para los trabajos
en mar, además de contar con los conocimientos técnicos para los proyectos, por lo que deberá tratarse
de profesionistas y técnicos especializados.
Para estos tipos de obras se cuenta con el personal que labora en PEP, se calcula que en relación con las
instalaciones de plataformas se emplearán 200 personas por cada tipo de instalación (Plataforma Habitacional
Campo Caan, Módulo de Compresión Campo Caan) y de 108 personas por la construcción del gasoducto
(Gasoducto entre Abkatún-A y Caan-A).
También se contempla la contratación de compañías privadas para otros trabajos específicos.
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I
En la tabla II.4.1.1 y II.4.1.2 se menciona el personal necesario que se requerirá para la instalación de las estructuras
y del gasoducto, así como el tiempo que serán contratados; mientras que en la Tabla II.4.1.3 se menciona el
personal necesario para la perforación de pozos.
Tabla II.4.1.1 Relación de Personal Necesario
Para la Construcción e Instalación de Estructuras Marinas.
Personal
Cantidad
Operador de Grúa
Ayudantes
Maniobristas
2
4
10
Supervisor
Soldador
Ayudantes
Electricistas
2
30
30
2
Supervisor
Pailero
Tubero
Ayudantes
2
4
4
4
Supervisor
Técnico radiólogo Nivel 1
Ayudantes
2
2
4
Técnico en ultrasonido
Auxiliar técnico
2
2
Téc. operador de unidad móvil
Téc. operador de unidad fija
Ayudantes
1
1
2
Supervisor
Buzo especialista
Buzo técnico
Ayudante de buzo
2
6
10
10
Tipo Empleo
1
Tiempo (Bimestre)
2
3
4
Maniobras
Temporal
Temporal
Temporal
Soldadura y Cortes
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Trabajos de Construcción
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Inspección Radiográfica
Temporal
Temporal
Temporal
Inspección de Ultrasonido
Temporal
Temporal
Radio Posicionamiento
Temporal
Temporal
Temporal
Inspección Subacuática
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.1.1 Relación de Personal Necesario
Para la Construcción e Instalación de Estructuras Marinas.
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I
Personal
Tipo Empleo
Cantidad
Supervisor
Tuberos
Operador de Bomba
Operador de Instrumentos
Ayudantes
1
4
Prueba Hidrostática
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Dirección y Administración
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
1
2
2
2
4
Coordinador
Jefe de Guardia
Auxiliar
Supervisor
Capturista
Almacenista
Ayudantes
Tripulación del Barco Barcaza
Promedio Total del Personal
Tiempo (Bimestre)
2
3
1
2
4
6
2
2
4
30
200
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
El personal que se requerirá para la instalación de las líneas submarinas se menciona en la Tabla II.4.1.2.
Tabla II.4.1.2 Relación de Personal Necesario para la Instalación de Gasoducto.
Personal
Cantidad
Operador de Embarcación
Ayudante de Operador
Cocinero
Bomberos
Primeros Auxilios
Maniobras
Tipo Empleo
6
6
Transporte
Temporal
Temporal
1
2
1
2
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
1
Tiempo (Bimestre)
2
3
4
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.1.2 Relación de Personal
Necesario para la Instalación de Gasoducto.
Personal
Operador de Grúa (600 t)
Ayudantes
Cantidad
10
8
Tipo Empleo
Temporal
Temporal
Soldadura
1
Tiempo (Bimestre)
2
3
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4
I
Supervisor
Sobrestante
Soldador/Operador
Ayudante
Electricista
1
2
8
8
2
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Inspección Radiográfica
Supervisor
Técnico Radiólogo Nivel 1
Técnico Radiólogo Nivel 2
1
2
2
Temporal
Temporal
Temporal
Inspección Ultrasonido
Téc. En Ultrasonido Nivel 1
Auxiliar Técnico
2
Temporal
2
Seguridad Industrial
Ayudantes
2
2
Temporal
Prueba Hidrostática
Temporal
Temporal
Radioposicionamiento
Téc. Operador Unidad Móvil
Téc. Operador Estación Fija
Inspección Subacuática
Supervisor
2
2
2
Temporal
Temporal
Temporal
1
Temporal
Buzo Especialista
Buzo Técnico
Ayudante de Buzo
2
4
4
Operador de Embarcación
Ayudante
Maquinista
Supervisores
Buzos
2
2
2
2
8
Temporal
Temporal
Temporal
Dragado, Enterrado y Acolchonamiento
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Temporal
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.1.2 Relación de Personal
Necesario para la Instalación de Gasoducto.
Personal
Coordinador
Cantidad
Tipo Empleo
Mes 1
Dirección y Administración
1
Mes 2
Temporal
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Tiempo
Mes 3
Mes 4
I
Jefe de Guardia
2
Temporal
Auxiliar
2
Temporal
Supervisor
2
Temporal
Capturista Control Estadístico
2
Temporal
Almacenista
2
Temporal
Total de Personal
108
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.4.1.3. Relación de Personal
Necesario para la Perforación y Terminación de Pozos.
Descripción
Cantidad
Superintendente de Plataforma
Técnicos de Perforación
Ing. Químico
Ing. Geólogo
Ing. De Proyecto
Ing. De Seguridad Industrial
Administrador
Médico
Personal de cuadrillas de perforación
Personal de mantenimiento mecánico
Ayudante técnico de perforación
Personal de compañías
Personal de cocina, limpieza y mantenimiento
Total
1
4
2
2
1
4
1
1
14
10
10
15
15
80
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Del total de personal que aparece en las tablas anteriores y de acuerdo con los programas y requerimientos
del proyecto, se estima que la mayoría estará constituida por mano de obra calificada.
La cantidad de personal para la operación de las plataformas construidas, dependerá de la automatización del
proceso, sin embargo se considera que el personal mínimo puede estimarse en 23 personas distribuidas en
las diferentes actividades, según su especialidad, en las Tablas, II.4.1.4 y II.4.1.5 se muestra el personal que se
requiere para cada una de las diferentes plataformas Habitacional y Compresión).
Tabla II.4.1.4 Personal Requerido por una Plataforma de Compresión.
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I
Descripción
Supervisor del área
Operario C
Mecánico
Mecánicos de mantenimiento
Ayudante
Instrumentista
Ayudante
Tableristas
Laboratorista
Total
Cantidad
1
1
1
4
1
1
1
3
1
14
Tipo Empleo
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Tipo Mano de Obra
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.4.1.5 Personal Requerido por una Plataforma Habitacional.
Descripción
Superintendente de Plataforma.
Administrador
Médico
Profesionales
Supervisores
Operación de Servicios
Total
Cantidad
1
1
1
10
6
28
47
Tipo Empleo
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Permanente
Tipo Mano de Obra
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Calificado
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Los horarios de trabajo que rigen en las zonas de plataformas marinas son generalmente de 14 días
continuos laborando 12 horas diarias y descansan en tierra 14 días.
En el caso del Gasoducto, la operación será automática con posibilidad de un control manual local o automático
desde la Plataforma Abkatún-A; mediante el cambio de presión se observará si existen fugas o rupturas a lo largo
de éste.
El mantenimiento de dicho Gasoducto se dará mediante la contratación de una compañía privada, ya que para
realizar este tipo de trabajo se requiere personal altamente capacitado.
El personal para el mantenimiento correctivo y preventivo de las plataformas marinas se muestra en la Tabla II.4. 1.6.
Tabla II.4.1.6 Personal de Mantenimiento de Estructuras Marinas.
Descripción
Supervisor
Cantidad
Pintura Anticorrosiva
1
Tipo Empleo
Tipo Mano de Obra
Temporal
Especializada
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I
Pintor
Ayudante
Supervisor
Tubero
Soldador
Ayudante
Técnico
Tubero
Ayudante
1
Temporal
3
Temporal
Tuberías (Cambio o Adición de Secciones)
1
Temporal
2
Temporal
2
Temporal
4
Temporal
Eléctrico e Instrumentación
1
Temporal
1
Temporal
2
Temporal
Total
18
Especializada
Especializada
Especializada
Especializada
Especializada
Especializada
Especializada
Especializada
Especializada
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
II.4.2. Insumos.
II.4.2.1.Agua.
Agua de Mar.
Durante la etapa de preparación del sitio no se contempla la utilización de este recurso; sin embargo, durante la
etapa de construcción se utilizará únicamente para las pruebas hidrostáticas de la tubería del gasoducto que
será instalado en el Campo Caan, empleándose agua de mar filtrada, por lo que no se considerarán estos
volúmenes para el acarreo de alguna zona en particular.
Durante la etapa de operación será utilizada agua de mar para el Sistema Contraincendio en la Plataforma
Habitacional Caan, así como para la Plataforma de Compresión en Caan, de acuerdo con la capacidad de
bombeo instalado, la cantidad estimada en las habitacionales es de
7 570 L/m.
Durante la perforación de pozos se utiliza en la preparación de los fluidos de control en las operaciones de
perforación, terminación y reparación de pozos ya que por estar saturada de sales, no disuelve las existentes en
las paredes del pozo evitando su debilitamiento y derrumbe. La composición de los fluidos de control son patente
de cada compañía que los suministra pero en general se utilizan sales insolubles de sulfato o cloruro de calcio
entre otros aditivos y cargas minerales como la bentonita.
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I
Cuando el contenido de sales lo permite, se utiliza agua tratada, en caso contrario se obtienen de plantas de
tratamiento por ósmosis inversa, tanto en tierra como en plataforma.
La preparación de los fluidos de control se realiza en tierra por compañías especializadas y son transportados por
barco hasta la plataforma de perforación, por lo que el agua salada sólo se utiliza para ajustar la densidad del
lodo durante la perforación. Su consumo aproximado es de 25 m³ diarios en plataforma.
Agua Potable.
Durante la etapa de preparación y construcción el requerimiento de agua de la barcaza, chalanes, remolcadores y
barco grúa encargados de instalar la subestructura y superestructura de la Plataforma Habitacional en Abkatún y de
la Plataforma Habitacional en Caan, así como del Módulo de Compresión y tendido de tubería del Gasoducto que
será instalado en el Campo Caan es de aproximadamente 57 m3/día cada uno, estimándose un consumo promedio
de 275 L/persona/día.
El agua potable que se utilizará en las barcazas será suministrada por medio de los barcos abastecedores que la
traerán desde el puerto de Dos Bocas, Tabasco; cabe mencionar que existen algunas embarcaciones que cuentan
con sus propias unidades potabilizadoras de agua, y de ser así no se requerirá suministro desde tierra y se utilizará
agua de mar previamente tratada para el consumo.
En función de la cantidad de personal que se encuentre trabajando en la instalación de las estructuras y ductos, será
el consumo de agua potable.
Durante la etapa de operación y mantenimiento la plataforma habitacional tendrá la capacidad para potabilizar por
tren de tratamiento hasta
27 255 L/día de agua de mar mediante el proceso de ósmosis inversa para abastecer sanitarios, servicios,
sistema contraincendio y también será suministrada a plataformas adyacentes.
El volumen aproximado de agua potable durante la etapa de operación para consumo y aseo personal será el siguiente:
Tabla II.4.2.1.1 Requerimiento Total de Agua Potable.
Descripción
Personal (200 Abkatún y 100 Caan)
Consumo Promedio (L/Persona/día)
Cantidad
300
275
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I
Consumo Promedio Total (m3/día)
Vida Útil (Días)
Consumo Total de Agua (m3)
329
9 125
3 002 125
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Es importante destacar que el almacenamiento del agua para servicios, potable y de contra incendio será
almacenada en los recipientes diseñados de acuerdo a las bases de diseño de las plataformas.
En el caso de la perforación de pozos, taponamiento y perforación se utiliza fundamentalmente para el uso y
consumo del personal a bordo, en plataforma se genera por medio de plantas de tratamiento por ósmosis inversa
o transportada por barco en compartimentos especiales desde
Cd. del Carmen ó Dos Bocas, Tabasco.
El consumo estimado es de 16 m³ diarios considerando la tripulación de 80 elementos con un requerimiento de 200
L/día persona.
El uso de agua dulce durante la perforación, taponamiento y reparación está limitado a las profundidades en las que
su peso específico es suficiente para contrarrestar la presión de la formación y donde no provoque
un desmoronamiento de la pared del agujero. Los fluidos preparados con agua dulce al igual que los hechos con
salada se hacen en tierra ajustando en plataforma la densidad y viscosidad con la adición de agua ó aditivos.
Agua Cruda.
Durante la etapa de construcción el agua de tipo industrial se usará únicamente en la preparación de lodos
de perforación y será suministrada de los embarcadores, teniendo su origen en Dos Bocas, Tabasco.
Está será transportada a través de barcos abastecedores, los cuales bombearán el agua a través de las conexiones
hasta los tanques de almacenamiento con capacidad de 130 000 L totales.
II.4.2.2.
Materiales y Sustancias.
Las estructuras de la plataformas serán construidas en patios de fabricación y posteriormente transportadas al
sitio donde serán instaladas, los materiales requeridos serán transportados en embarcaciones denominados chalanes
sin propulsión propia y con una cubierta plana y libre, de 90 m de eslora por 30 m de manga, con capacidad de hasta
5 000 t de carga, los cuales son remolcados por una embarcación de 500 HP hasta el sitio programado.
A continuación se desglosan los principales materiales que componen la subestructura y la superestructura para
las Plataformas Habitacionales y de Compresión.
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I
Tabla II.4.2.2.1 Material Mínimo Necesario para la Instalación
de la Subestructura de Plataformas Tipo y Soportes.
Material
Unidad
Estructural ASTM A-36
Tubular ASTM A-36
Perfiles ASTM A-36
Conductores ASTM A-36
Pino Amarillo de 3” x 10” y 12” x 10”
Placa ASTM A-36
Ánodos de 725 lbs Galvanum
Pilotes ASTM A-36
Pilotes ASTM A-537 Clase 1
Pintura RP4B y RA 26 Tide Guard (zona mareas)
Madera de Pino Desecado
Soldadura E-6010 y E-7018
Recubrimiento Primario y Acabado RP-4B y RA-26
Tubular ASTM-A-36
Placa ASTM-A-36
Estructural ASTM-A-36
Pintura en Zona Atmosférica RA-4B y RA-26
Rejilla Irving de Acero Galvanizado
Tablaroca para Muros Interiores (Habitacional)
Lozeta Asfáltica (Habitacional)
Pintura Azul Exterior RP4B y RA26 (Habitacional)
Soldadura E-6010 y E-7018
Recubrimiento Primario y Acabado RP-4B y RA-26
Cantidad Unitaria
Octápodo
25,82
1 001,28
10,33
1 101,28
3556
136,41
108,00
1 074,49
681,61
846,00
287,00
1 400,00
40,00
236,68
494,32
166,45
989,00
1 100,00
1 500,00
501,00
241,00
1 400,00
40,00
t
t
t
t
m
t
Piezas
t
t
L
m2
kg
L
t
t
t
L
m2
m2
m2
L
kg
L
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
En la tabla II.4.2.2.3 se indica el material mínimo que se utiliza para la instalación de los ductos submarinos.
Tabla II.4.2.2.3 Material para la Instalación del Gasoducto.
Gasoductos
Tipo de Material
Ánodo de sacrificio de aluminio indio tipo brazalete de 80,2 kg (177
Lb) espesor de 44,5 mm (1,75”), longitud de 362 mm (14,25”) el
material deberá cumplir con la NACE MR-01-75
Codo de 10° 01’ 30” de 30” de radio, 609,6 mm (24”), espesor de 27
m (1,062”), servicio amargo MSS-SP-75 WPHY-52, el material debe
cumplir con NACER MR-01-75
Cantidad
Unidad
3 373
Pza
108
Pza
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I
Codo 45” de 3 de radio MSS-SP-75 WHPY-52 servicio amargo, el
material debe cumplir con NACER MR-01-75.
Colorante Biodegradable para Detección de Fugas
Electrodo E-6010
Electrodo E-7018
Inhibidor de Corrosión Biodegradable
Recubrimiento de acabado epóxico catalizado para superficie
metálica, de altos sólidos, especificación PEMEX RA-26 norma 4411-01
Recubrimiento de acabado epóxico catalizado para superficie
metálica, de altos sólidos, especificación PEMEX RA-26 norma 4411-01, inorgánico de zinc autocurante
Tubería de acero al carbón API-5L GR X-52 conforme a
especificación TSA-001, de 609,6 mm (12”) de diámetro y 19,04 mm
(0,750”) de espesor, el material debe cumplir con NACE MR-01-75
última revisión
Tubería de acero al carbón API-5L GR X-52 conforme a
especificación TSA-001, de 609,6 mm (16”) de diámetro y 19,04 mm
(0,750”) de espesor, el material debe cumplir con NACE MR-01-75
última revisión
Tubería de acero al carbón API-5L GR X-52 conforme a
especificación TSA-001, de 609,6 mm (20”) de diámetro y 19,04 mm
(0,750”) de espesor, el material debe cumplir con NACE MR-01-75
última revisión
Tubería de acero al carbón API-5L GR X-52 conforme a
especificación TSA-001, de 609,6 mm (24”) de diámetro y 19,04 mm
(0,750”) de espesor, el material debe cumplir con NACE MR-01-75
última revisión
Tubería de acero al carbón API-5L GR X-52 conforme a
especificación TSA-001, de 609,6 mm (30”) de diámetro y 19,04 mm
(0,750”) de espesor, el material debe cumplir con NACE MR-01-75
última revisión
Tubería de acero al carbón API-5L GR X-52 conforme a
especificación TSA-001, de 609,6 mm (36”) de diámetro y 19,04 mm
(0,750”) de espesor, el material debe cumplir con NACE MR-01-75
última revisión
Ducto Ascendente
Curva de Expansión
Recubrimiento Anticorrosivo (Raychen rayclad 120/B)
Recubrimiento Epóxico Anticorrosivo
244
Pza
6 135
167 086
25 685
200
L
kg
kg
L
432
L
432
L
11 700
m
2 600
m
25 712
m
52 100
m
12 600
m
97 700
m
108
108
12 680
97 013
Pza
Pza
L
L
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
En la Tabla II.4.2.2.4 se mencionan los materiales requeridos para la perforación, taponamiento y reparación de
un pozo productor.
Tabla II.4.2.2.4 Materiales Utilizados durante la Perforación,
Reparación y/o Taponamiento de Pozos.
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I
Agua de perforación
Bentonita
Soda cáustica
Soda Ash
Agua de mar
Carbonox
Dextrid
Barita
Dureza
Emulsificante
Humectante
Hidróxido de calcio
Arcilla organofilica
Reductor de filtrado
Rel. Aceite /agua
Diesel
Densidad
Viscosidad
Viscosidad plástica
Punto cedente
Geles
Filtrado API
Enjarre
pH
Pm
l/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
l/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
ppm
l/m3
l/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
gr/cc
s/l
cps
lb/100 ft
lb/100 ft
cc/30min
mm
cc H2 so4 N/50
Pf
cc H2 so4 N/50
0.5-1
0.5-1.5
-
1-3
Mf
cc H2 so4 N/50
1-2
1.2
-
1-3
ppm
ppm
1-2
80-120
70-80
6-9
10-15
120-200
60-70
8-16
15
25
-
Cloruros x 1000
Calcio ion
MBT
Sólidos
unidad
kg/m3
% m3
Base agua
(2)
459
60
2
0.25
459
1
1
329
120-200
1.05-1.3
50-60
8-15
15-30
8-15/15-25
15-30
2
9-10
1.5-2
Emulsión
inversa
Calculada
-
Base diesel
Base agua
(1)
928
60
2
0.25
1.0-1.05
60-70
18-25
20-30
8-15/15-25
15-20
1-2
9-10
1-2
Material
Calculada
40
9
40
6
40
80/20
1.10-1.47
15
-
500
40
7
7
-
10-15
40
0.88 – 0.9
90-150
20-30
25-45
48-12/16
1-3
1-3
10-15
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
A continuación se listan las sustancias empleadas durante las etapas de construcción y preparación de las
obras contempladas en la presente manifestación de Impacto ambiental.
Durante la perforación de Pozos se utilizan fluidos que pueden ser de base aceite o agua, estos permiten la
estabilidad de las paredes del pozo y mejoran las condiciones de operación, estos fluidos se recirculan en esta etapa
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I
y por su costo son reacondicionados para su reutilización (Tablas II.4.2.2.5).
Tabla II.4.2.2.5 Sustancias Utilizadas en el Lodo de Perforación de un Pozo.
Sustancia
Bentonita
Sosa Cáustica
Barita
Lignosulfonatos
Lignito con Cáustica
Gilsonita Líquida
Emulsificante
Humectante
Reductor del Filtrado
Arcilla Organofílica
Hidróxido de Calcio
Carbonato de Calcio
Cantidad aproximada
80-120
0,70-1,40
Variable
9
17
15
10
10
10
21
41
Variable
Unidad
kg/m3
kg/m3
kg
kg/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
kg/m3
kg
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Estos materiales serán transportados en barcos abastecedores desde el puerto de Dos Bocas, Tabasco, a la
plataforma. En algunas ocasiones el lodo de perforación viene formulado específicamente para la aplicación y
puede ser en éstos u otros componentes.
En el caso de que al realizar la perforación del pozo, no se tengan evidencias claras de la presencia de hidrocarburos
en el yacimiento, se puede inyectar Nitrógeno y/o Ácido Clorhídrico al 15% con el fin de mejorar las condiciones
para que el yacimiento aporte fluidos, esto es, “estimular” la producción.
Las cantidades de sustancias dependen del tipo de yacimiento específico, de la profundidad de perforación,
del diámetro de perforación y del tiempo de reacción al “estímulo”.
Las cantidades mínimas de reactivos para “estimular” un pozo (en caso de ser necesario), se muestran en la
Tabla II.4.2.2.6.
Tabla II.4.2.2.6 Materia Prima diaria para “Estimular” un Pozo Productor.
Sustancia
Nitrógeno
Promedio Diario
20 m3
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I
Ácido Clorhídrico al 15%
1 000 L
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Por otro lado en la Plataforma de Compresión, se llevarán a cabo procesos de deshidratación de gas amargo
y endulzamiento del mismo gas.
El proceso de deshidratación de gas amargo se efectuará empleando Trietilenglicol (TEG) como agente
deshidratante. El proceso se llevará a cabo en dos secciones:
Ø Sección de Depuración y Deshidratación del Gas.
Ø Sección de Regeneración de TEG.
El proceso de endulzamiento de gas amargo eliminará los gases ácidos (Ácido Sulfhídrico, H2S) presentes en
la corriente de gas amargo, utilizando el proceso Girbotol, empleando una solución de Metildietanolamina (MDEA)
al 50% en peso como medio absorbente.
A la torre absorbedora de gases ácidos se le deberá considerar un sistema integrado para la regeneración de la
solución de MDEA. Los consumos mensuales de productos químicos en la Plataforma de Compresión que se
instalará en Caan se muestran en la Tabla II.4.2.2.7.
Se considera exclusivamente las cantidades a reponer por pérdidas de operación, ya que en ambos procesos que
se efectuarán en esta plataforma, los productos químicos se regeneran físicamente, por lo que el consumo mensual
es mínimo, al establecerse procesos cíclicos de “Operación-Agotamiento-Regeneración-Operación”.
Tabla II.4.2.2.7 Sustancias Utilizadas en la Plataforma de Compresión.
Producto Químico
Trietilenglicol (TEG)
Metildietanolamina
Cantidad (L/Mes)
600
400
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Durante el mantenimiento de las Plataforma Habitacional en Caan; así como el Módulo de Compresión en Caan
se requiere proteger las estructuras y equipos del medio tan hostil para los metales como es el medio marino,
pintando sistemáticamente las estructuras para conservar esta protección en óptimas condiciones.
El consumo de lubricantes para las plataformas se muestra en la Tabla II.4.2.2.8 y los consumos estimados
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I
mensuales de pinturas y primarios por cada plataforma se muestran en la Tabla II.4.2.2.9.
Tabla II.4.2.2.8 Lubricantes Usados para la Operación de las Plataformas.
Lubricantes
Consumo
Frecuencia
1 300
L/ mes
350
L/mes
1
Pieza /mes
Fluido Hidráulico MH 150.
150
L/ meses
Fluido Transmisión SAE 40 y 90.
100
L/ meses
Ferrocarril 40.
Brio-Azul.
Filtro de Aceite por (maquina).
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.4.2.2.9 Sustancias Utilizadas en el Mantenimiento de Estructuras.
Tipo
Cantidad
10 kg/m2
60 L
80 L
Arena Sílica
Recubrimiento RP-4B
RA-26 Acabado
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Las sustancias primas son transportadas mediante barcos especializados y los productos finales se envían por ductos
a las unidades de tratamiento en tierra o mar, para su almacenamiento y distribución.
En la Plataforma de Perforación, las materias primas a granel para la elaboración de los lodos de perforación,
se almacenan en silos o tanques, en áreas específicas. Cuando el lodo ya viene preparado, se almacena en tanques.
Los materiales que vienen en tambores de 200 L (Aceites, Tolueno, Aromina, Antiespumantes, Inhibidores y Grasas)
y los sacos de papel kraft o plástico conteniendo de 20 a 50 kg de producto, se almacenan en cuartos cerrados y
con extractores.
El Diesel Desulfurado, se almacena en tanques de 40 m3 de capacidad, teniendo un suministro programado y
continuo, para operar con 20 000 L de almacenamiento mínimo.
Los Aceites se manejan con bajas cantidades en el almacén de la Plataforma y cuando se realizan los cambios de
aceite de la maquinaria, obedecen a los programas de mantenimiento preventivo, lo cual da oportunidad de
recibir cantidades adicionales a los consumos, en las fechas estipuladas para realizar los cambios de aceite.
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I
En el caso de los Antiespumantes, el consumo normal es muy bajo
(90 kg/mes); pero cuando se tienen problemas en la operación, se incrementan los consumos hasta lograr estabilizar
la Batería, por lo que el consumo del inhibidor sería inmediato a la recepción del producto en plataforma, por lo que
no se almacenaría más lo que habitualmente se maneja (hasta 10 tambores de 200 L).
Por la ventaja de tener siempre el mismo proceso y contar con un suministro continuo de materiales, se reduce el
área destinada a almacén de materias primas para la operación y mantenimiento de la plataforma. No se almacenan
en plataformas productos finales o subproductos.
En el Anexo II.15 se muestran las hojas de seguridad para las sustancias mencionadas anteriormente, en ellas
se indican sus principales características (Número de CAS, Estado Físico, IDLH, TLV, entre otros); Para el
presente proyecto no se contempla el uso de explosivos para la construcción de caminos de acceso, cortes, dragado, etc.
Es importante destacar que durante la etapa de terminación del pozo se emplean explosivos para efectuar los
disparos en el pozo y comenzar con la fase de producción.
Esta actividad deberá de cumplir con lo establecido por La ley Federal sobre Uso de Explosivos así como
lo establecido en la Norma de Seguridad, Operación, Perforación y Reparación de Pozos; Capítulo 12
Explosivos donde se describen los procedimientos para su manejo y transporte ver Anexo II.9.
En la Tabla II.4.2.2.10 se presenta un listado de los materiales y sustancias con diversas propiedades entre las que
se mencionan las propiedades Corrosivas, Reactivas, Explosivas, Toxicas, Inflamables y Biológico Infecciosos.
Tabla II.4.2.2.10 Materiales y Sustancias.
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I
II.4.2.3.
Energía y Combustibles.
Etapa de Preparación y Construcción del Sitio.
Para la instalación de la Plataforma Habitacional y Plataforma de Compresión, soportes de puente y octapodos,
la electricidad será suministrada por los motogeneradores diesel del barco grúa y en el caso de la instalación
del gasoducto que va de Abkatún-A hacia Caan-A será suministrada por la barcaza de tendido. Los equipos
y capacidades que se utilizan se indican en la tabla II.4.2.3.1.
Tabla II.4.2.3.1 Equipos y Capacidad de Generadores de Electricidad en un Barco Grúa.
Equipo
Generador de 3 fases con Motor Diesel
Cantidad
Capacidad
4
400 ó 450
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I
Generador de Emergencia
1
30
Generador Portátil
8
75 a 250
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
En el caso del suministro de energía eléctrica por medio de las plataformas de apoyo, la fuente de suministro serán
los turbogeneradores o motogeneradores a gas de tres fases y 60 Hz.
El voltaje será de 4 160 V. Además también se utilizará la electricidad producida en las plataformas ya existentes.
Se debe señalar que el consumo en general será de 1 550 kw/h/d.
Para los ductos no se requiere de energía eléctrica, excepto la empleada por los instrumentos, la cual será de 24 volts
a corriente directa y será producida por un banco de baterías solares.
Por otra parte se utilizarán dos tipos de combustible en las diferentes plataformas, éstos son el Diesel y el
Gas Combustible.
El diesel que se utiliza para que operen las embarcaciones, motogeneradores, equipos y maquinaria durante
las diferentes obras, será suministrado por medio de barcos abastecedores, llevados desde tierra
(Cd. del Carmen, Campeche y/o Dos Bocas, Tabasco), en forma periódica, transportados y manejados
en compartimentos de las embarcaciones exclusivos para este fin o en tambos herméticamente cerrados.
Durante la etapa de construcción e instalación el consumo de combustible diesel para las embarcaciones
y motogeneradores se estimó en 3 000 L al día durante el periodo de mayor actividad.
Para la instalación del Gasoducto se estima que el consumo diario durante la demanda máxima será de 5 200 L
de diesel.
Por otra parte en la plataforma de compresión durante el proceso una parte del gas será “endulzado” para
convertirlo en gas combustible y se usará para equipos de turbina de gas, tales como, turbobombas,
turbocompresores y turbogeneradores.
II.4.2.4.
Maquinaria y Equipo.
Etapa de Preparación del Sitio.
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I
Durante la etapa de Preparación del Sitio para la construcción del Octapodo para la instalación de una
Plataforma Habitacional y un Módulo de Compresión en el Campo Caan y Gasoducto; sólo se requiere de la
asistencia de un barco de apoyo para la cuadrilla de buzos que inspeccionarán el lecho marino antes de dar inicio a
las actividades de construcción.
Etapa de Construcción e Instalación.
La maquinaria y equipo que se indica en la Tabla II.4.2.4.1 es la requerida para cada uno de los
octapodos, plataformas, puentes de enlace y soportes que serán instalados, mientras que en la Tabla II.4.2.4.2
se muestra la maquinaria mínima para la instalación del Gasoducto que va de Abkatún-A a Caan-A.
Tabla II.4.2.4.1 Equipo para la Construcción de Plataformas Tipo.
Equipo
Chalán para transporte y lanzamiento de la subestructura de
250´ de largo y 72´ de ancho
Chalán para movimiento de materiales
Remolcador para movilizar el chalán, 8,000 hp, 150´ de
eslora, 42´ de manga y 15´ de calado
Grúa sobrecubierta de la embarcación para movimientos de
materiales
Grúa 80 t sobre la plataforma, carga y descarga de material
y equipos
Barco grúa con capacidad de levantamiento de 2,000 ton.
Embarcación para tendido de tubería hasta 36” de diámetro
Pontón rígido (stinger) o articulado, para profundidades de
90 m
Tensionador 75 t/min en profundidad de 90 m
(con registrador)
Remolcador para manejo de anclas de mástil abatible
Anclas de muerteo con sus grilletes y estrobos
Equipo fotográfico radioposicionamiento marino
(auto tape dm- 43.3 rangos)
Etapa
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
Traslado
2
6
12
ND
ND
Diesel
Traslado
2
5
12
ND
ND
Diesel
Traslado
2
5
12
ND
ND
Diesel
Traslado
1
5
12
ND
ND
Diesel
Traslado
1
5
12
ND
ND
Diesel
Emisiones a la
Instalación
1
6
12
ND
ND
Diesel
Instalación
1
8
12
ND
ND
Diesel
Instalación
1
4
12
ND
ND
Diesel
Instalación
2
6
12
ND
ND
Diesel
Instalación
1
6
12
ND
ND
Diesel
Instalación
Suficientes
6
12
NA
NA
NA
Instalación
1
10
12
NA
NA
NA
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I
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.1 Equipo para la Construcción de Plataformas Tipo.
Tiempo
Equipo
Etapa
Cantidad
Empleado
Semanas
Horas de Trabajo
Decibeles
Emisiones a la
Tipo de
Diario
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Combustible
Instalación
Lote
12
12
NA
NA
NA
Martillo de 30 000 lb/ft.
Piloteado
1
2
12
95
NA
NA
Martillo de 180 000 lb/ft.
Piloteado
2
2
12
95
NA
NA
Martillo de 300 000 lb/ft.
Fuente de poder hidráulica con accesorios, tanque
12 500 lb/pie
Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica
Piloteado
1
2
12
95
NA
NA
Corte
2
5
12
80
NA
Eléctrica
Corte
1
5
12
90
NA
Eléctrica
Equipo de corte oxiacetilénico
Corte
4
5
12
90
NA
NA
Alineador interior neumático para tubería
Corte
1
4
12
90
NA
NA
Detector de dobleces
Corte
1
4
12
80
NA
NA
Boyas para señalamiento y localización
Máquina soldadora manual por medio de arco eléctrico 400ª
Soldadura
15
5
12
80
NA
Eléctrica
Precalentador
Soldadura
6
5
12
80
NA
Gas
Pulidores y cardas
Soldadura
Suficiente
5
12
90
NA
Eléctrica
Horno eléctrico con control de temperatura
Soldadura
12
80
NA
Eléctrica
Emisiones a la
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.1 Equipo para la Construcción de Plataformas Tipo.
Etapa
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
Soldadura
2
5
12
NA
NA
NA
Equipo probador de dureza API
Pruebas
2
5
12
NA
NA
NA
Equipo de pruebas destructivas (norma API-1104)
Pruebas
2
5
12
NA
NA
NA
Equipo de ultrasonido
Pruebas
2
5
12
NA
NA
NA
Fuente Rayos-X radiales (Crawler)
Caseta acondicionada para alojamiento de equipo;
Equipo y laboratorio de revelado
Equipo portátil, rayos gamma 1-192 (12,5 curies/min.)
Revelado (toma de placas, densímetro, cargador, reloj
alarma)
Contador Geiger
Radiografías
3
5
12
NA
NA
NA
Radiografías
1
5
12
NA
NA
NA
Radiografías
3
5
12
NA
NA
NA
Radiografías
3
5
12
NA
NA
NA
Radiografías
2
5
12
NA
NA
NA
Negatoscopio
Radiografías
Inspección
Acuática
1
5
12
NA
NA
NA
4
3
12
95
ND
Eléctrica
Equipo
Pirómetros
Compresor de aire
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (125 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Inspección
Acuática
Radiocomunicación submarina
10
3
12
NA
NA
NA
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.1 Equipo para la Construcción de Plataformas Tipo.
Tiempo
Equipo
Etapa
Cantidad
Empleado
Semanas
Manguera para buceo
“Manifold” de aire para dos buzos
Máscara de buceo
Filtro de aire
Traje de buceo
Lote de herramienta
Cámara submarina con acoplamiento a videograbadora
Bomba alta presión 500 psig, bajo volumen 150 gpm
Bomba 5000 gpm y 250 psig
Manómetro rango 0-1000 psig
Manógrafo rango 0-1000 psig
Inspección
Acuática
Inspección
Acuática
Inspección
Acuática
Inspección
Acuática
Inspección
Acuática
Inspección
Acuática
Inspección
Acuática
Prueba
Neumática
Prueba
Neumática
Prueba
Neumática
Prueba
Neumática
Horas de Trabajo
Decibeles
Emisiones a la
Tipo de
Diario
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Combustible
10
3
12
NA
NA
NA
15
3
12
NA
NA
NA
15
3
12
NA
NA
NA
15
3
12
NA
NA
NA
15
3
12
NA
NA
NA
4
3
12
NA
NA
NA
2
3
12
NA
NA
NA
2
1
12
NA
NA
NA
2
1
12
NA
NA
NA
2
1
12
NA
NA
NA
2
1
12
NA
NA
NA
Emisiones a la
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.1 Equipo para la Construcción de Plataformas Tipo.
Equipo
Herramienta (llaves de Impacto, torquímetros 12,500
lb/pie, etc.)
Materiales y accesorios (empaque, válvulas, bridas, etc.)
“Arado” para el dragado y enterrado de tubería de la
subestructura
Compresor 1500 pcm, 125 psi descarga
Etapa
Prueba
Neumática
Limpieza
Fondo Marino
Limpieza
Fondo Marino
Limpieza
Fondo Marino
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
Lote
1
12
NA
NA
NA
Lote
1
12
NA
NA
NA
1
2
12
105
ND
NA
2
2
12
100
ND
Eléctrica
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (126 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Mangueras de 8” φ y 600´ long. Para 2500 psi de trabajo
Poli-pigs
Barco abastecedor (alimentos, materiales, combustible)
Lancha para transporte de personal
Limpieza
Fondo Marino
Limpieza
Fondo Marino
Servicios
Servicios
2
2
12
NA
NA
NA
2
1
12
100
ND
NA
1
6
12
95
ND
Diesel
1
6
12
90
ND
Diesel
Emisiones a la
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.4.2.4.2 Equipo para Tendido de Gasoducto.
Equipo
Chalán para movimiento de materiales
Remolcador para movilizar el chalán y abastecimiento,
3,500 hp, 75’ de eslora, 24’ de manga y 10’ de calado
Grúa 80 ton sobrecubierta de la embarcación, para
movimiento de materiales
Grúa 80 ton sobre plataforma, carga y descarga materiales
y equipos
Embarcaciones para tendido de tubería hasta 36’’ ∅
Tensionador 75 ton mínimo en profundidad de 90 m con
registrador
Pontón rígido (stinger) o articulado, para profundidades de
90 m
Remolcador para manejo de anclas, de mástil abatible
Etapa
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Maniobras
1
6
12
95
ND
Diesel
Maniobras
1
4
12
100
ND
Diesel
Maniobras
1
4
12
90
ND
Diesel
Maniobras
1
4
12
90
ND
Diesel
Tendido
1
8
12
95
ND
Diesel
Tendido
1
3
12
NA
NA
NA
Tendido
1
3
12
NA
NA
NA
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
Tendido
1
4
12
95
ND
Diesel
Anclas de muerto con grilletes y estrobos
Tendido
Lote
8
12
NA
NA
NA
Tapones de tirón y abandono de tubería 36 ∅
Equipo topográfico radioposicionamiento marino
(Autotape DM-43, 3 rangos)
Winche 50 ton. (abandono y recuperación tubería)
Tendido
2
3
12
NA
NA
NA
Tendido
3
6
12
NA
NA
NA
Tendido
2
3
12
NA
NA
NA
Emisiones a la
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.2 Equipo para Tendido de Gasoducto.
Equipo
Etapa
Boyas para señalamiento y localización de tubería
Tendido
Fuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12500 lb/
Corte y Biselado
pie
Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica Corte y Biselado
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
Lote
3
12
NA
NA
NA
1
3
12
90
ND
Eléctrica
1
3
12
90
ND
Eléctrica
Biseladora con equipo de corte oxiacetilénico
Corte y Biselado
1
3
12
85
ND
Gas
Alienador interior neumático para tubería 24 ∅
Corte y Biselado
1
3
12
85
ND
Eléctrica
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (127 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Corte y Biselado
1
3
12
NA
NA
NA
Máquina soldadora manual por medio de arco eléctrico 40A
Soldadura
4
4
12
90
ND
Eléctrica
Precalentador
Soldadura
1
4
12
90
ND
Eléctrica
Horno eléctrico con control de temperatura (soldadura)
Soldadura
1
4
12
90
ND
Eléctrica
Detector de dobleces
Pulidores y cardas
Soldadura
4
4
12
90
ND
Eléctrica
Pirómetros
Soldadura
2
4
12
90
ND
Eléctrica
Prueba
2
4
12
NA
NA
NA
Emisiones a la
Equipo probador de dureza API
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.2 Equipo para Tendido de Gasoducto.
Equipo
Equipo de pruebas (norma API-1104)
Equipo de ultrasonido
Fuente de radios X radiales (crawler)
Caseta acondicionada para alojamiento de equipo y
laboratorio de revelado
Equipo portátil rayos gama i-192 (12,5 curies min)
Revelado (toma placas, dosímetro, cargador, reloj alarma)
Contador Geiger
Negatoscopio
Penetrómetro, números y letras de plomo
Equipo para aplicación de recubrimiento anticorrosivo
Etapa
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Prueba
2
4
12
NA
NA
NA
Prueba
Inspección
Radiográfica
Inspección
Radiográfica
Inspección
Radiográfica
Inspección
Radiográfica
Inspección
Radiográfica
Inspección
Radiográfica
Inspección
Radiográfica
Inspección
Subacuática
2
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
ND
ND
Eléctrica
1
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
NA
NA
NA
1
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
NA
NA
NA
1
3
12
ND
ND
Eléctrica
Emisiones a la
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.2 Equipo para Tendido de Gasoducto.
Equipo
Equipo para la inyección a presión de poliuretano
Cámara de descompresión para buceo personal más
accesorios
Compresor de aire
Etapa
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
1
3
12
90
ND
Eléctrica
2
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
NA
NA
NA
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (128 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Radiocomunicación submarina
Manguera para buceo
“Manifold” de aire para dos buzos
Máscara de Buceo
Filtro de aire
Traje de buceo
Lote de herramienta
Cámara submarina con acoplamiento a videograbadora
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
Inspección
Subacuática
10
4
12
NA
NA
NA
10
4
12
NA
NA
NA
20
4
12
NA
NA
NA
20
4
12
NA
NA
NA
20
4
12
NA
NA
NA
20
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
NA
NA
NA
2
4
12
NA
NA
NA
Emisiones a la
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.2 Equipo para Tendido de Gasoducto.
Equipo
Bomba alta presión 2500 psi, bajo volumen 150 gpm
Bomba 5000 gmp y 250 psig
Manómetro rango 0-2000 psig
Manógrafo rango 0-200 psig
Materiales y accesorios (empaques, válvulas, bridas, etc)
“Arado” para dragado y enterrado de tubería 36 ∅
Compresor 1500 pcm, 125 psi descarga
Mangueras 8’’∅, 600’ long. Para 2500 psi de trabajo
Poli-pigs
Barco abastecedor (alimentos, materiales, combustibles)
Lancha para transporte de personal
Etapa
Prueba
Hidrostática
Prueba
Hidrostática
Prueba
Hidrostática
Prueba
Hidrostática
Prueba
Hidrostática
Enterrado
Tubería
Enterrado
Tubería
Enterrado
Tubería
Enterrado
Tubería
Servicios
Servicios
Cantidad
Tiempo
Empleado
Semanas
Horas de Trabajo
Diario
Decibeles
Emitidos
Atmósfera (g/s) 2
Tipo de
Combustible
1
1
12
100
ND
Eléctrica
1
1
12
100
ND
Eléctrica
2
1
12
NA
NA
NA
2
1
12
NA
NA
NA
Lote
1
12
NA
NA
NA
1
1
12
NA
NA
NA
1
1
12
95
ND
Eléctrica
lote
1
12
NA
NA
NA
2
1
12
NA
NA
NA
1
3
12
90
ND
Diesel
2
4
12
90
ND
Diesel
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
En la Tabla II.4.2.4.3 se muestra el equipo necesario para llevar acabo la perforación de pozos.
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (129 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Unidad
Cantidad
Contenedor para comisaría
Pza.
1
Contenedor para materiales
Pza.
1
Comodatorio
Pza.
1
Barco abastecedor
Unidad
2
Lancha rápida
Unidad
1
Cabina de registros
Unidad
1
Barrena de 36” tipo 111 8 5/8 Reg.
Pza.
1
Comb. Caja 8 5/8” x 7 5/8” piñón
Pza.
1
D. caja 7 5/8 Reg. X 6 5/8 Reg.
Pza.
1
Doble caja 6 5/8 Reg.
Pza.
1
D.C. 8” x 2-13/16 x 6-5/8 Reg. X 30 p c-cuello
LISOS
Estabilizadores 8 x 36”
Pza.
6
Pza.
2
Combinación 6 5/8 Reg. Piñón 5” XH caja
Pza.
2
T.P. 5” ºX-95 25.6# NC-50
Tramos
100
T.P. 5” ºG-105 19.5# NC-50
Tramos
80
HW 5” X 3 DI-XH (LISOS)
Tramos
18
T.P. de 5” CORTOS
Pza.
2
D.C. 8” CORTO
Pza.
1
Madrinas 6 5/8 Reg. Cuello 5” 18º
Pza.
3
Descripción
Equipo de apoyo
1ª. Etapa (hasta 150 m)
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Etapa: equipo para introducir TR 30"
Mesa Bass-Rosh-30
Cuñas TR-30”
Collarín de levante 30” (con orejas y estrobos)
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (130 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
Unidad
Cantidad
Equipo
Pza.
Juego
Pza.
1
1
1
1
I
Juego de llaves 30” de apriete
Elevador P/TR 30” de tope
Juego de gafas cortas
TR 30” y accesorios
1 TRAMO c/Zapata flotadora 30”X1 “C-XL Sistem
T.C. de 30” por 1” de espesor XL Sistem
Calibrador interior para TC 30”
Juegos de Fabrilok (pega acero)
Cubetas de Grasa p/TR
Cementaciones
Pza.
Pza.
Pza.
Juego
Pza.
Tramos
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
1
1
14
1
2
1
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
Brida soldable de 30”
Birlos 1 ¾ “ x 12 ¾”
Carrete de 30” con salidas laterales de 8”
Válvulas hidráulicas 8” 2M
Anillos R 49
Bridas compañeras 8” soldables
Birlos de 1 1/8” x 8 ½”
Tubería de 8”
Preventor esférico 29 ½”
Codos soldables de 8”
Niples de 1” de 5M
Uniones de golpe de 1” 5M
Chiksan dobles de 1” 5M
Botellas de 1” x ½”
Mangueras metálicas de 1”
TC de 30” (Recuperado)
Equipo de soldadura
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Tramo
2
64
1
2
2
2
48
4
1
2
6
6
6
4
6
2
Soldador especialista
Lonas
Dotación de oxígeno y acetileno
Electrodos 7018 de 1/8 y 5/32
Esmeril o pulidora con discos abrasivos
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
1
1
Cabeza de cementar de 30” XL Sistem x-5XH
Combinación de 5 XH por 4 IF
Buzos p/checar salida cemento
Conexiones superficiales de control
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Nivel de gota de 24”
Bomba hidráulica. Manual para probar sold.
2ª. Etapa: Barrena de 26” y TR de 20” (hasta 700
m) Htas. de perforación y combinaciones
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (131 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
Unidad
Cantidad
Pza.
Paquete
1
1
I
Cuadro de la barrena de 26”
Barrena de 26” tipo EMS11G tricónica 7 5/8 reg.
Toberas 20
Calibrador 26”
Doble caja 7-5/8 Reg. X 6-5/8 Reg.
Doble caja 6 5/8 Reg.
Estabilizadores 8 x 26”
Porta-Estabilizadores 8 x 26”
DC de 8” x 3 13/16” x 6 5/8”
HW 5” x 3 DI. 5 xh
T.P. 5” ºX-95 19.5# NC-50
T.P. 5” ºG-105 19.5# NC-50
Comb pin 6 5/8 REG x cja 5XH
Calibradores interiores para T.P. 2 ¾
Calibradores interiores para DC 8” 2 ½”
Madrinas 6 5/8 Reg. Cuello 5” 18º
Cuñas p/TP 5”
Collarín 8” Varco
Elevador quick-Lift 8” c/gafas
Elevadores 5”
Collarín de seguridad 20”
Collarín de arrastre 20”
Elevador de tope 20” (baja)
Arañas de 500 tons varco p/20”
Juego de llaves de fuerza para TR-20”
Protectores KLEMCO de 20”
Llave de enrosque 20” Lamb.
Unidad de potencia personal
Cementaciones
Pza.
Pza.
Jgos.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Tramos
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pza.
1
1
1
2
1
1
3
1
6
12
120
80
2
2
2
4
2
1
1
2
1
1
1
2
1
3
2
1
Cementadora
Cabeza de cementar de 20” BCN
Tramos TR 2 3/8 para colocar anillo de cemento
Combinación 2 3/8 8 hrr piñón x 2”8hrr. con media
Unión weco fig 1502
Unidad
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
15
2
Pza.
Pza.
1
1
Elevador 2 3/8
Cuñas para TP 2 3/8
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Unidad
Cantidad
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
Conexiones superficiales de control
Soldador especialista
Lonas
Dotación de oxígeno y acetileno
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (132 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Electrodos 7 018 de 1/8 y 5/32
Esmeril o pulidora con discos abrasivos
Nivel de gota de 24”
Bomba hidráulica. Manual para probar sold.
Cabezal soldable de 20” x 20 ¾ 3000 psi
Integrado con placa base de 1 ½ x 42 ½
Pza.
Pza.
Pza.
Paquete
Pza.
1
1
1
1
1
Válvula de compuerta 2 1/16” 3M tipo F
Precalentador HOT-HED
Probador HOT HED de 20”
Personal. Altura de la brida 20 ¾ al nivel del mar
Anillos R-74 p/brida de 20 ¾ 3M
Brida adaptadora 21 ¼ 2m x 20 ¾ 3 m con tuercas y
birlos
Preventor sencillo camerón T-U 21 ¼ 2 m con
arietes 5”
Carrete de trabajo 21 ¼ 2m con salidas laterales 4
1/16 3 m
Equipo para soldar
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
2
1
1
1
2
1
Pza.
1
Pza.
1
Canastilla para oxígeno y acetileno
Equipo oxiacetileno
Equipo soldadura eléctrica
Herramientas de pesca
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
Pescante exterior tipo FS 11 ¾” diam. ext. con
extensión
Guía de 22” para pescante de 11 ¾”
Guía de 15” para pescante de 11 ¾”
Cuñas de canasta 6 3/8” con control y empaques
Cuñas de canasta 6 ¼” con control y empaques
Cuñas de canasta 6 5/8” con control y empaques
Cuñas de canasta 6 ½” con control y empaques
Cuñas de canasta 8” con control y empaques
Cuñas de canasta 5” con control y empaques
Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5XH
Pescante magnético de 11 ½”
Canasta de circ. Inversa 15” con bola
Canasta chatarrera de 11 ¾
Molino 26”
Tubería lavadora 10 ¾
Tapones de levante p/TL de 10 ¾”
Zapatas lavadoras 10 ¾
Pza.
1
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Tramos
Pzas.
Pzas.
1
1
2
2
3
2
2
2
1
1
1
1
1
5
3
3
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Comb. 10 ¾” FJWP- 5 XH caja
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (133 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
Unidad
Cantidad
Pza.
1
I
Equipo para desviar
Equipo para tomar desv. 0-30º
Sistema MWD
Monel
Motor de fondo. Personal
Equipo para introducir TR 20”
Pza.
Pza.
Pzas.
Pza.
1
1
2
1
Línea de llenado de TR
Cuñas para TR 20”
Preventor sencillo Cameron tipo 21 ¼ 2m con ariete
Ciego
Preventor esférico HYDRL MSP 21 ¼ 2m
Campana 21 ¼ 2m a Diverter
Birlos 1 5/8 x 12 ¼ c/192 tuercas p/brida 21 ¼
Válvulas mecánicas de 4 1/16 3M
Bridas adaptadoras 4 1/16” 3 m x 3 1/8” 5M
Tee forjada 5M 3 1/8”
Birlos 1 1/8 x 5 ¾ para Tee forjada
Brida adaptadora 3 1/8 5M x 3 1/16 10M con birlos
y tuercas
Brida 4 1/16 3M compañera
Brida ciega 3 1/8” 5M
Anillos R35 p/brida de 3 1/8” 5M
Anillos R-37 p/brida 4 1/16 3M
Birlos 1 1/8 x 7 ½ con 96 tuercas p/4 1/16 3M
Conexiones superficiales de control Primera
sección
Cabezal soldable 20” x 20 ¾” 3M Mod. “FC-22”
Diam.
Paso: 19” PSL-1
Pza.
Pza.
Juego
1
1
1
Juego
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pzas.
Pza.
1
1
96
2
2
1
24
1
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
1
1
4
8
48
Pza.
1
Placa base de 34” x 20 ½” y cartabones
Cuñas p/ T.R. de 20 ¾” x 16” Mod. FC-22 PSL-1
Brida doble sello 20 ¾” x 16” Mod. “F-100”
Anillo metálico R-74
Hule protector de brida 20 ¾” 3M
Birlos cadminizados 2” x 30 ¾” c/dos tuercas
Cartuchos de grasa plástica
Tapón de prueba, buje de desgaste y herramienta
Soltadora/probadora 20 ¾”
Segunda sección
Pza.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
1
1
1
2
2
20
25
1
1
Carrete cabezal 20 ¾” 3M x 16 ¾” 5M Mod. “FC22”
Diam. Paso: 15.250” PSL-2
Cuñas p/T.R. de 16 ¾” x 11 ¾” Mod. FC-22 PSL-2
Brida doble sello 16 ¾” x 11 ¾” Mol. “F-100”
Pza.
1
Pza.
Juego
Pza.
2
1
1
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (134 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Unidad
Cantidad
Birlos cadminizados 1 7/8” x 20 ¾” c/dos tuercas
Hexagonales cada uno
Hule protector de brida 16 ¾” 3M
Cartucho de grasa plastica
Anillo metalico BX-162
Tapón de prueba, buje de desgaste y herramienta
Soltadora/probadora 16 ¾”
Tercera sección
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
20
2
2
25
2
Pza.
1
Carrete de producción 16 ¾” 5M x 13 5/8” 5M
MOD: “FTCM” PSL-3
Anillo metálico BX-160
Hule protector de brida 13 5/8” x 5M
Birlos cadminizados 1 5/8” x 13 ½” C/DOS tuercas
hexagonales cada uno.
Cartuchos de grasa plástica.
Sellos secundarios para T.R. 11 ¾” PSL-2
Tapón de prueba, buje de desgaste y herramienta
Soltadora/probadora 13 5/8”
Cuarta sección
Pza.
1
Pza.
Pza.
1
1
Pzas.
16
Pzas.
Pza.
25
1
Pza.
1
Pza.
1
Pza.
2
Pza.
1
Pza.
Pza.
Pzas.
Pza.
Pza.
Jgos.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Equipo
Pza.
Pza.
Juego
1
1
2
1
1
3
2
9
2
1
159
9
82
1
1
1
1
Descripción
Medio árbol de válvulas marino 13 5/8” 5M x 7
1/16” 5M PSL-3.
Extranguladores 4 1/16” 5M, tornilleria y anillos
metálicos
BNA. DE 18” 1/2 P/TR 16” (hasta 1400 m) Htas de
perforación y combinaciones
Cuadro para barrena de 18” ½
Cuadro para barrena de 18” ½
Barrenas 18” ½ tipo EMS11 GKCC
BNA TRIC 18” ½ tipo MSDSSHC tipo 115
BNA 18” ½” tipo SS33SG (¡16) Serie-691933
Toberas 16
Doble caja lisa 8” x 6-5/8 Req.
DrillCollars 8” x 6-5/8 Req. x 30 c/cuello
Estabilizadores 18 1/2x8” x 6 5/8 Req.
Calibrador de 22
T.P. 5” E-75 25.6 LB/PIE (70 etapa ant)
H.W. 5”
TP 5” x –95 25.6 LB/PIE
Pluma P/Grúa
Pescante interior
Molino de 18” ½
Zapata lavadora de 16” con conex. 5” XH.
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (135 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Unidad
Cantidad
Equipo para desviar
Drill Collar 8” rosca 6-5/8 reg x 30 antimagnético
Estabilizador doble caja 8 x 18 1/2” x 6 5/8 reg.
Motor de fondo 8”
Martillo de 8”
Drill Collar monel de 8”
Cajas de recorte
Equipo para introducir TR 16”
Elevador de tope 16”
Collarin de arrastre 16”
Bushing 16”
Elevador araña 500 t con insertos 16”
Arañas para 500 t con insertos de 16”
Guías para TR-16”
Unidad de potencia
Base para araña
Llaves de fuerza p/tr-16”
Llave de apriete / 16”
Caja de computo (2 pzas.)
Unidad de potencia
Protectores Klemco -16”
Combinación apropiadas
TR 16” y accesorios
Zapata Guía 16” L-80 84# HD 521
Cople16” L-80 84# HD 521
Tramos TR 16” N-80 84# HD 521 Long. 1569.54 m.
Cabeza de circulación 16” piñón HD 521 x 2”
Grasa para TR.
Centradores 16” x 18 ½”
Tapón de levante 16” HD-521
Cementaciones
Paquete
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Paquete
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Jgo.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Juego
Pza.
Pza.
Trs.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
1
2
3
8
1
1
6
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
117
1
1
15
2
Tapones 16” limpiador NO ROTATORIOS
Tapón sólido 16” NO ROTATORIOS
RTTS 16” con comb. 5 XH
Mesa, Cuñas y plato para la TP de 5”
Conexiones superficiales de control
Preventor sencillo 16 ¾” 5M Cameron tipo U arietes
5”
Pza.
Pza.
Pza.
Pza
Juego
Pza.
1
1
1
1
1
1
Preventor doble 16 ¾” –5M Cameron tipo U con
ariete
Pza.
1
Inferior ciego y superior 5”
Carrete de trabajo 16 ¾” 5M c/salidas 3 1/8 5M
Pza.
Pza.
2
1
Descripción
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
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I
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Preventor Esférico 16 3/4” 5M
Brida 16 3/4” 5M a Diverter
Anillos BX-160
Birlos de 1-7/8” x 14-3/4” c/tuercas (13 5/8)
Tronillos 1-7/8” x 10-3/4” c/tuercas para esférico
Válvulas mecánicas 3-1/8” 5M.
Válvulas hidráulicas 3-1/8” 5M.
Tees forjadas 3-1/8” 5M c/birlos y tuercas
Bridas ciegas 3-1/8” 5M
Bridas adaptables de 3 1/8” 5M x 3 1/16” 10M
Anillos R35
Anillos R-66
Birlos 1 1/8” x 7-3/4” c/tuercas
Brilos 1 1/8” x 6 1/2” c/tuercas para brida adaptadora
BNA DE 14 ¾ P/TR 11 3/4” –11 7/8” (hasta 2600)
Htas de perforación y combinaciones
Cuadro para bnas 14 3/4”
Barrenas 14 3/4” – tipo 135
Barrenas 14 3/4” – tipo QP19M
Barrenas 14 3/4” – tipo B9-35
Barrenas 14 3/4” – tipo 437
Toberas 14 p/bna PDC
Toberas 12 p/bna PDC
Toberas 16 p/bna de roles
Toberas 14 p/bna de roles
Toberas 13 p/bna de roles
Doble cajas lisos 8” 6-5/8 x 6-5/8 Req.
Porta barrena estabilizador 14 3/4” x 8 “ x 6-5/8 Req.
D. Collar cortos 8” x 6-5/8 Req.
D. Collar 8” x 6-5/8 Req. x 30” con cuello
D. Collar Antimg 8” x 6-5/8 Req. x 30”
Elevador quick lift para herramienta de 8”
Cuñas para lastrabarrenas de 8”
Madrinas 6-5/8 x 5” –18º
Estabilizadores 14 5/8 x 8” x 6-5/8 Req. de insertos.
Estabilizadores 14 1/2” x 8” x 6-5/8 Req. de insertos
TP 5” E 75 25.6 LB/FT (160 trs etapa ant)
TP 5” x 95 25.6 LB/FT (160 trs etapa ant)
TP 5” G 25.6 LB/FT
Calibrador de 14 3/4”
Unidad
Cantidad
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
1
1
7
60
16
2
2
2
2
2
10
10
40
48
Juego
1
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
Jgo.
Jgo.
Jgo.
Jgos.
Jgo.
Pzas.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pza.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pzas.
Pzas.
Tramos
Tramos
Tramos
Pza.
1
3
2
2
1
1
1
1
2
1
2
1
1
12
1
1
1
4
2
2
180
150
140
1
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
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I
Descripción
Pinzas para colocar hules protectores
Válvulas contrapresión 8” –6-5/8 Req. piñon x 6 5/8
Reg. Caja.
Válvula de pie 6-1/2 x 5 x h 10M
Válvulas contrapresión 6-1/2 x 5 x h x 4 IF c/asas
Preventor interior 6-1/2 x 5 h
Botella 5 x h piñón x 2” 8 hrr. C/media unión. Fig.
1502
Botella 5 x h caja x 2” 8 hrr. C/media unión. Fig.
1502
Herramientas de pesca
Cuñas de canasta 6 3/8” con control y empaques p/
pescante de
11 1/4
Cuñas de canasta 6 3/8” con control y empaques p/
pescante de
11 1/4
Cuñas de canasta 8” con control y empaques p/
pescante de 11 1/4”
Cuñas de canasta 5” con control y empaques p/
pescante de 11 1/4”
Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5 x H
Pescante magnético de 11 ¾”
Canasta de circ. Inversa 11 7/8” con bola 2 ¼”
Canasta chatarrera de 10 ¼”
Tubería lavadora 10 ¾
Tapones de levante p/TL de 10 ¾”
Zapatas lavadoras 10 ¾”
Molino de 12 ¼”
Equipo de registro
TLC
Equipo para desviar
Drill Collar 8” x 6-5/8 x 30 antimagnético
Estabilizadores 8 x 10 5/8”
Porta BNA. 8 x 10 5/8”
Martillo dayley 7-3/4 conexión 6-5/8 Req.
Equipo de MWD
Motor de fondo
Cajas de recorte
EQUIPO PARA INTRODUCIR TR 11 ¾” –11
7/8”
Tapones de elevante 11 ¾” V- FJL-11 7/8”
Llaves de apriete 11 ¾” –11 7/8”
Calibrador para interior de TR 11 ¾” – 11 7/8”
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (138 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
Unidad
Cantidad
Pza.
Pza.
1
1
Pzas.
Pza.
Pza.
Pza.
2
1
1
1
Pzas.
2
Juego
1
Juego
1
Juego
2
Juego
2
Pza.
Pza.
Pza.
Pzas.
Tramos
Pzas.
Pza.
Pza.
Paquete
Pza.
1
1
1
5
2
3
1
1
1
1
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
Paquete
Pza.
Pzas.
2
2
1
1
1
2
120
Pza.
Jgo.
Pzas.
1
1
2
I
Sinfines
Protectores Klemo – 11 ¾” – 11 7/8”
Combinación apropiadas
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Unidad
Cantidad
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pza.
Pza.
Jgo.
Pza.
Juego
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
TRS.
m
m
Pza.
Pza.
Pza.
Pzas.
m
Pzas.
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
95
95
0
1
1
1
15
92
1
Cabeza de cementar para TP de 5”
Tapón desplazamiento 11 3/4”
Tapón desplazador para TP de 5”
Escareador 16”
RTTS 16” con conexión 5 XH
Conexión de 2 7/8 piñón 8 hrr x 5 xh
Retenedor mecánico 16”
Conexiones superficiales de control
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
1
1
1
1
Idem a la etapa anterior
BNA DE 10 5/8” PARA T.R. 9 5/8” (hasta 3100)
Pza.
1
Cuadro para bnas 10 5/8”
Barrenas 10 5/8” tipo – 571
Barrenas 10 5/8 – tipo 537
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
Descripción
Elevador de tope 11 3/4” – 11 7/8”
Collarín de arrastre 11 3/4” - 11 7/8
Bushing 11 3/4” – 11 7/8”
Cuñas 11 3/4” – 11 7/8”
Elevador araña 500 t con insertos 11 3/4” – 11 7/8”
Arañas para 500 t con insertos de 11 3/4” – 11 7/8”
Guías para TR- 11 3/4” – 11 7/8”
Llaves de fuerza p/TR – 11 3/4” – 11 7/8”
Líneas para llenar TR.
TR 11 3/4” – 11 7/8” y accesorios
Zapata Flotadora 11 7/8” 71.8 # hd-slx
Cople flotador 11 7/8” 71.8 # hd-slx
Cople de retención de 11 7/8” 71.8 # hd-slx
Conjunto colgador hidráulico de 11 3/4” x 16”
TR 11 ¾ TRC-95 60# Vam-Ace
TR 11 7/8” TRC-95 71.8” Vam-Ace
TR 11 7/8” TAC- 110 71.8” # Hd-Slx
Cabeza de circulación 11 3/4” 60 # Vam-Ace
Combinación Vam. AcexVam-Ace
Fabrilock
Centradores 11 3/4” x 14 3/4”
T.R. de 11 7/8” TRC-95 71.8 # Vam-Ace
Estrobos de 3/4” x 12 mts. De long.
Cementaciones
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (139 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Barrenas 10 5/8 – tipoTD13H
Toberas 16 p/bna. De roles
Toberas 14 p/bna. De roles
Pza.
Jgo.
Jgo.
1
1
2
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Unidad
Cantidad
Toberas 13 p/bna. De roles
Doble cajas lisos 8” 6- 5/8 x 6-5/8 Req.
Porta barrena estabilizador 10 5/8 x 6-5/8 reg.
D. Collar cortos 8” x 6-5/8 Req.
D. Collar 8” x 6-5/8 Req. X 30” con cuello
D. Collar Antimg 8” x 6-5/8 Req. X 30”
Elevador quick lift para herramienta de 8”
Cuñas para lastrabarrenas de 8”
Madrinas 6-5/8 x 5” – 18°
Estabilizadores 10 5/8 x 8” x 6-5/8 Req. De insertos
T P 5” E 75 25.6 LB/FT (160 trs etapa ant)
TP 5” x 95 25.6 LB/FT (50 eta ant)
TP5” G 25.6 LB/FT
Calibrador de 10 5/8”
Hules protectores p/TP-5”
Pinzas para colocar hules protectores
Válvulas contra presión 8” – 6-5/8 Req. Piñón X6
5/8 Reg caja.
Válvula de Pié 6-1/2 x 5 xh 10M
Preventor interior 6- ½ x 5 xh
Botella 5 xh piñón x 2” 8 hrr. C/media unión. fig
1502
Botella 5 xh caja x 2” 8 hrr. C/media unión. fig
1502
Herramientas de pesca
Jgo.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Tramos
Tramos
Tramos
Pza.
Pzas.
Pza.
Pza.
1
2
1
1
12
1
1
1
4
6
180
150
65
1
1
1
1
Pza.
Pza.
Pza.
2
1
1
Pza.
2
Pescante exterior tipo FS 95/8” diam. externo con
extensión
Cuñas de canasta 6 3/8” con control y Empaques p/
pescante de
11 ¼
Cuñas de canasta 6 1/4” con control y Empaques p/
pescante de
11 ¼”
Cuñas de canasta 8” con control y Empaques p/
pescante de 11 ¼”
Cuñas de canasta 7 7/8” con control y Empaques p/
pescante de
11 ¼”
Pza.
1
Pzas.
2
Pzas.
2
Pzas.
2
Pzas.
2
Descripción
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (140 of 413) [28/04/2010 13:55:51]
I
Cuñas de canasta 5” con control y
Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5 x H
Pescador magnético de 9 5/8”
Canasta de circ. inversa 9 5/8” con bola 2 ¼”
Canasta chatarrera de 9 5/8”
Tubería lavadora 9 5/8
Tapones de levante p/TL de 10 ¾”
Zapatas lavadoras 10 ¾”
Comb.10 ¾” FJWP-4 IF
Molino de 10 5/8”
Pzas.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Tramos
Pzas.
Pzas.
Pza.
Pza.
2
1
1
1
5
2
3
1
1
2
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Unidad
Cantidad
Pza.
Pza.
Pza.
Paquete
Pza
Pza.
Paquete
Pza.
Jgo.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Jgo.
Pza.
Juego
Pza.
Pza.
Pza.
TRS.
Pza.
Pza.
2
3
1
1
1
20
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
N
1
1
Equipo para desviar
Drill collar 8” x 6-5/8 x 30’ antimagnético
Estabilizador doble caja 8 x 10 5/8” x 6 5/8 reg
Martillo Dayley 7-3/4 conexión 6-5/8 Req.
Equipo de MWD
Motor de fondo
Cajas vacías para recorte
Equipo para introd. TR 9 5/8”
Tapones de levante 9 5/8”
Llaves de apriete 9 5/8”
Calibrador para interior de TR 9 5/8”
Sinfines
Protectores Klemko – 9 5/8”
Combinación apropiadas
Collarín de arra” - stre 9-5/8”
Bushing 9-5/8”
Cuñas 9-5/8 10 ¾”
Elevador araña 500 t con insertos 9-5/8”
Arañas para 500 t con insertos de 9-5/8
Guías para TR 9-5/8”
Gafas
Base para araña
Llaves de fuerza p/TR – 9-5/8”
Líneas para llenar TR.
TR de 9 5/8” y accesorios
Programa de introducción de TR 9 5/8” –10 3/4
Zapata guía de 9 5/8” 53.5 # VAM-FJL HOWCO
Cople diferencial 9 5/8” 53.5# VAM-FJL HOWCO
TR 9 5/8” TRC-95 53.5# VAM-FJL
Cabeza de circulación 9 5/8” 53.5# VAM-FJL
Fabrilock
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I
Centradores 9-5/8” x 10 5/8”
Cementaciones
Pza.
60
Cabeza de cementación tipo II x 5 x H
Tapón de desplazamiento 9 5/8 – 10 ¾”
RTTS 9 5/8”
Valv. De circulación
Junta de seguridad
Combinación 2 7/8 piñón x 5 H caja
Escareador para tr 9 5/8”
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
1
1
1
1
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Unidad
Cantidad
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Juego
Jgo.
Juego
Pza.
Pza.
Jgo.
Jgo.
Jgo.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
1
1
1
1
1
3
2
1
1
1
1
2
2
5
9
Pza.
Pza.
Pza.
Tramos
Pza.
Pza.
Pza.
1
2
1
180
160
1
1
Pza.
Pza.
Jgos.
Pza.
1
1
2
1
Conexiones superficiales de control
Probador de copas 11 ¾” caja 5 xh
Buje protector de cabezal de 11”
Herramienta soltadora p/buje de desgaste caja 5 x h
Provador ciego con caja 5 x h
Brida adaptadora de 11” x 13 5/8” 5m
Preventores de la etapa anterior
RAMS DE 16 ¾” X 9 5/8” 5M
BNA de 8 ½ para T.R. 7 5/8 (hasta 3700)
BNA 8 ½” CAMCO
BNA 8 ½” CAMCO
Toberas 20
Toberas 10
Toberas 10
Cuadro de apriete barrena de 8-1/2
Doble caja 6-1/2” x 4-1/2” regular x 5 xh.
Doble caja estabilizadora 8-1/2” x 6-1/2 de insertos
Estabilizador 8-1/2” x 6-1/2” x 4 ½ IF de insertos
Drill Collar 6-1/2 x 2 13/16 x 4 ½IF x 30
helicoidales con cuello.
Elevador Quick Lift para 6-1/2”
Combinaciones 6-1/2” x 4IF piñón x 5xH caja
Drill Collar cortos de 6-1/2 x 2-13/16 x 41/2IF
Tramos de tubería de Perforación 5” –E 25.6L/P
Tubería de Perforación 5” x –95 25.6 L/P
Válvula contrapresión 5xh piñón y caja
Válvula contrapresión 6-1/2 conexión piñón y caja 5
x h.
icle N conexión 4 ½IF piñón y caja
Cartucho p/valv de contrapresión de 6 ½” od
Empaques para cartucho de valv. De contrapresión
Combinación 4 ½ piñón FHx 5 XH
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I
Juego de arietes 7 5/8” para BOP 13-5/8 5M.
Juego llaves de fuerza con quijadas p/6-1/2”
Collarín p/herramienta de 6-1/2
Cuñas p/herramienta de 6-1/2
Madrinas 4 ½IF piñón x 5” 18º
Drill collar 6-1/2” x 4 ½IF piñón antimagnético
Martillo 6-1/2 Dailey a 4 ½IF piñón y caja
Estabilizador doble caja 6 ½ x 8 ½” rosca 4 ½IF
Motor de fondo 6 ¾”
Muestreo de 6 ¼”
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
1
3
2
1
2
2
2
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Descripción
Coronas 8 ½” X 4”
Tubos de aluminio de 4”
Equipo de registro
Equipo P/TLC
Herramientas de pesca
Molino 8 ½” concavo
Molino plano de 8 ½”
Cuñas de espiral 6 3/8” con control y Empaques p/
pescante de
8 1/8”
Cuñas de espiral 6 ¼” con control y empaques p/
pescante de 8 1/8”
Cuñas de espiral 6 5/8” con control
Cuñas de espiral 6 ½” con control y empaques p/
pescante de 8 1/8”
Cuñas de canasta 5” con control y empaques p/
pescante de 8 1/8”
Cuñas de espiral 6 ¼” con control y empaques p/
pescante de 8 1/8”
Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5 x h
Pescante magnético de 8”
Canasta de circ. Inversa 7 7/8” con bola
Canasta chatarrera de 7 ¼”
Tubería lavadora 8 1/8”
Tapones de levante p/TL de 8 1/8”
Zapatas lavadoras 8 1/8”
Comb. 8 1/8” FJWP-5 XH
Equipo para introducir TR 7 5/8”
Elevador de tope de 7 5/8”
Collarín de arrastre de 7 5/8”
Jgo. De Bushing para TR 7 5/8”
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Unidad
Cantidad
Pza.
Pza.
Paquete
Paquete
4
10
1
1
Pza.
Pza.
1
1
Pzas.
2
Pzas.
2
Pzas.
Pzas.
2
2
Pzas.
2
Pzas.
2
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Tramos
Pzas.
Pzas.
Pza.
Paquete
Pza.
Pza.
Pza.
1
1
1
1
5
2
3
1
1
1
1
1
I
Cuñas para TR 5/8”
Elevador araña de 500 tons. C/guía e insertos de 7
5/8”
Arañas 500 tons. de 7 5/8”
Placa base para araña
Jgo. de gafas cortas.
Llave de fuerza de 7 5/8”
Llave enroscadora para TR 7 5/8”
Sinfín
Tapones de levante p/TR 7 5/8”
Protectores para TR 7 5/8”
TR 7 5/8” y accesorios
Programa de introducción de TR 7 5/8” 39# V-FJL
Zapata flotadora V doble 7 5/8” VAM-FJL L-80
Cople flotador 7 5/8” L-80 VAM-FJL
Pza.
Pza.
1
1
Pzas.
Pza.
Pza.
Pza.
Pza.
Pzas.
Pza.
Pzas.
Juego
Pza.
Pza.
Pza.
2
1
1
1
1
2
N
2
1
1
1
1
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.
Unidad
Cantidad
Cople de retención de 7 5/8” L-80 39# VAM FJL
Pza.
1
Combinaciones p/accesorios
Pza.
N
TMS.
1
Conjunto colgador soltador mecánico con
Pza.
1
Empacador de BL SG 6L
Pza.
1
Calibrador para TR de 7 5/8” x 2”
Pza.
1
Cabeza de circulación 7 5/8” x 2”
Pza.
1
Especialista para soltador
Pza.
1
Cabeza de cementación tipo II x 5 XH
Pza.
1
Tapón de desplazamiento para TP de 4 ½”
Pza.
1
Escariador para TR de 7 5/8”
Pza.
1
RTTS 7 5/8”
Pza.
1
Valv. De circulación
Pza.
1
Junta de seguridad
Pza.
1
Combinación 2 7/8 piñón x 5 Xhcaja
Pza.
1
Juego
1
Descripción
TR 7 5/8” L-80 39# VAM-FJL
BNA DE 6 ½” para agujero descubierto (hasta 4500)
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I
Rams 3 ½” p/BOP 16 ¾ 5M
Jgos.
1
Barrena de 6 ½” tipo 126-517
Pza.
3
Cuadro de bna. 6 ½”
Pza.
1
Doble caja lisa 6 5/8 reg. X 5 ½ reg.
Pza.
1
Lastrabarrenas de 7 ¼ con cuello
Pzas.
9
Elevador quick lift de 7 ¼”
Pza.
1
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
II.5.
Generación, Manejo y Disposición Final de Residuos Sólidos.
II.5.1. Generación de Residuos Sólidos.
Durante la instalación de subestructuras, superestructuras, puentes y pilotes, se utiliza un Barco Grúa, en le cual
las principales fuentes generadoras de residuos peligrosos son: Grúas de Maniobras, Compresores,
Montacargas, Generadores de Energía Eléctrica, Cuarto de Maquinas, Bodega de Pinturas, Servicio Médico
y Cubierta.
La mayor parte de los residuos generados en esta embarcación corresponden a los trabajos de
mantenimiento programados, o mantenimiento correctivos que se realizan a los equipos que se encuentran a bordo.
Los residuos peligrosos encontrados, constituidos principalmente por baterías de níquel - cadmio, residuos
industriales (chatarra), cartón, madera, empaques, envases impregnados con aceite lubricante gastado; brochas
y envases con residuos de pintura y solventes; madera y cartón; hule, material ferroso, trapo y guantes de
carnaza, todos ellos impregnados con aceite lubricante gastado se concentran en contenedores metálicos,
estos permanecen cerrados a cielo abierto hasta la llegada del barco encargado de transportarlos a tierra para
ser trasladados a sitios de confinamiento autorizados por la SEMARNAT.
Derivado de las actividades de instalación de subestructuras, conductores, superestructuras, puentes y piloteo
se generan residuos como arena de sandblasteo con residuos de óxido y pintura, brochas impregnadas de
pintura, además de residuos industriales impregnados con aceite lubricante gastado y/o pintura.
Se generan también residuos derivados del mantenimiento anticorrosivo a líneas, equipos y estructura del barco
grúa, tales como; brochas impregnadas de pintura, envases de pintura, guantes impregnados de pintura,
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I
trapos impregnados con pintura que en ocasiones esta impregnado también de aceite lubricante gastado.
En la Tabla II.5.1.1 se presentan el peso, volumen y características CRETIB de cada uno de los residuos
peligrosos encontrados en la embarcación de acuerdo con el área de proceso y equipo.
Tabla II.5.1.1 Generación de Residuos Sólidos Peligrosos.
Descripción del Residuo por Área
de Proceso y Equipo
Motobombas Contra Incendio
Filtros de aire impregnado con aceite
lubricante gastado
Botes Salvavidas con Motor Diesel
Filtros de aire impregnado con aceite
lubricante gastado
Generadores de Energía a Base de Diesel
Filtro de aceite impregnado con aceite
lubricante gastado
Grúa de Maniobras de 225 toneladas
Filtros de aire impregnado con aceite
lubricante gastado
Característica
CRETIB
Generación Anual
Peso (kg)
Volumen (m3)
(T,I)
20 Filtros
63,12
0,3036
(T,I)
8 Filtros
3,12
0,0274
(T,I)
1 296 Filtros
2 773,44
6 0416
(T,I)
24 Filtros
36,72
0,6228
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla II.5.1.1 Generación de Residuos Sólidos Peligrosos.
Descripción del Residuo por Área
de Proceso y Equipo
Grúa de Maniobras de 2, 000 toneladas
Característica
CRETIB
Generación Anual
Peso (kg)
Volumen (m3)
Filtros de aire impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
Compresor de Aire de Combustión Interna de la Grúa
192 Filtros
321,12
3 986
Filtros de aire impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
Compresor de Aire de Combustión Interna para Equipo de Buceo
72 Filtros
128,88
2 725
Filtros de aire impregnado con aceite
lubricante gastado
Montacargas
(T,I)
8 Filtros
4,72
0,0781
Filtros de aire impregnado con aceite
lubricante gastado
(T,I)
8 Filtros
3,12
0,0274
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I
Mantenimiento General a las Instalaciones
Arena de sand blasteo con pintura, óxido y
aceite
Contenedor con aceite lubricante gastado
(T,I)
14,4 t.
14 400
25,92
(T)
48 Contenedores
105 600
96,00
Brocha de 4” con pintura, solvente y aceite
lubricante gastado
Brocha de 3” con pintura, solvente y aceite
lubricante gastado
Brocha de 2” con pintura, solvente y aceite
lubricante gastado
Cartón impregnado con aceite lubricante
gastado
Envase de plástico de 20 litros con residuo
de Thinner especial
Envase de plástico de 20 litros con residuo
de Thinner estándar
Envase de plástico de 20 litros con restos de
pintura RA-26 y RP-4
Envases con residuos de líquido afloja todo
(T,I)
24 Piezas
ND
0,0069
(T,I)
36 Piezas
ND
0,0055
(T,I)
36 Piezas
ND
0,0045
(T,I)
96 Kilos
ND
0,6336
(T,I)
36 Bidones
ND
0,7200
(T,I)
24 Bidones
ND
0,4800
(T,I)
108 Cubetas
237,6
1,96
(T,I)
60 Botes
9,00
0,1200
(T)
36 Cubetas
79,20
0,7200
Envases de plástico de 20 litros con residuos
de desengrasante
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002. ND: No Disponible.
Continuación Tabla II.5.1.1 Generación de Residuos Sólidos Peligrosos.
Generación Anual
Peso (kg)
Volumen (m3)
(T,I)
600 Pares
192,00
1,368
(T,I)
168 Kilos
168,00
0.3024
(T,I)
24 Toneladas
24 000
Variable
(T,I)
120 Kilos
120,00
0,6480
(T)
96 Tambores
2 112,00
19,2
Acumuladores ácido – plomo
(T,C)
12 Acumuladores
420,00
0,4200
Baterías Níquel – Cadmio usadas
(C,T)
Envase con ácido p/ baterías
(T,C)
126 Baterías / 10 378/ 10 años
años
3 Tambos/ 10 años
66,00
Descripción del Residuo por Área
de Proceso y Equipo
Característica
CRETIB
Guantes de carnaza impregnados con aceite
lubricante gastado, grasa, solvente y pintura
Madera impregnada con aceite lubricante
gastado y/o pintura
Residuos industriales (chatarra) impregnada
con hidrocarburos y/o pintura
Trapo impregnado con aceite lubricante
gastado, grasa, solvente o pintura
Tambor de 200 litros con restos de aceite
lubricante gastado
Bancos de Baterías para el Sistema de Comunicación
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0,7182/ 10 años
0,6000
I
Generación de Biológicos Infecciosos
Material punzo cortante (jeringas con aguja,
lancetas y navajas)
Gasas, algodones, abatelenguas y guantes de
cirujanos con secreciones
(B)
9,6 kilos
9,60
0,0187
(B)
14,4 Kilos
14,40
0,0290
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Para la construcción e instalación del gasoducto se utiliza una barcaza de tendido de ductos, en donde las
fuentes generadoras de residuos peligrosos son las siguientes: Cuarto de Máquinas y Mantenimiento, Nivel
de Servicios (alimentación y hospedaje) y la Cubierta Principal.
La mayor parte de los residuos peligrosos generados, corresponden a los trabajos de Mantenimientos Programados
o Correctivos a los equipos y a las instalaciones.
Los residuos están constituidos por productos caducos (pintura); filtros; acumuladores de plomo; baterías de
níquel–cadmio; chatarra, cartón, madera, envases de plástico, brochas y envases con residuos de pintura y
solventes; madera y cartón; hule, material ferroso, trapo y guantes de carnaza, todos ellos impregnados con
aceite lubricante, grasa, entre otros.
En la Tabla II.5.1.2 la cantidad, volumen y características CRETIB de los residuos peligrosos estimados durante
la construcción del gasoducto, así mismo se presenta la generación anual, peso y volumen de cada uno de los
residuos peligrosos.
Tabla II.5.1.2 Generación Estimada de Residuos Peligrosos.
Descripción del Residuo por Área,
Proceso o Equipo
Características
CRETIB
Generación
6 meses de
Operación
Peso (kg)
Volumen (m3)
Cuarto de Baterías
Envase de plástico con residuo de ácido p/
baterías
(T,C)
1 tambor/10 años
136,00
0,1000
Baterías de Níquel Cadmio usadas
(T,C)
24 baterías/
10 años
36,00
0,7100
336 filtros
528,00
41 563
216 filtros
400,00
1 116
Motobombas de Succión de Agua
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
Motogeneradores Diesel con Mantenimiento cada 300 h
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
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I
Compresores de Aire para Sistema de Buceo y Mantenimiento cada 3 meses
Filtro de aceite impregnado con aceite
8 filtros
(T,I)
lubricante gastado
Motocompresores Mantenimiento cada 3 meses
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
16 filtros
lubricante gastado
Winches con Motor de Combustión Interna
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
16 filtros
lubricante gastado
6,00
0,0188
10,4
0,0638
15,2
0,2084
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Contaminación Tabla II.5.1.2 Generación Estimada de Residuos Peligrosos.
Descripción del residuo por área,
proceso o equipo.
Servicio Médico
Gasas, algodones, abatelenguas y guantes de
cirujano con secreciones
Material punzocortante (jeringas con agujas,
lancetas y navajas)
Características
CRETIB
Generación
6 meses de
Operación
Peso (kg)
Volumen
(m3)
(B)
2,40 kg
2,40
0,0200
(B)
7,20 kg
7,20
0,0022
(T,I)
6 filtros
6,60
0,1641
(T,I)
3 filtros.
1,65
0,007
(T,I)
24 pzas.
840,00
0,8400
(T)
12,00 t.
12,00 t
21 600
(T,C)
20 pzas.
30,00
0,0680
(T,I)
22 kg
20,00
0,1300
(T,I)
(T,I)
7 botes
10 bidones
15,50
15,00
0,1400
0,2000
(T,I)
5 botes
11,70
0,1000
(T,I)
216 cubetas
608,50
4,80
(T)
18 cubetas
46,75
0,3600
(T,I)
7 200 Kg
7 200
Variable.
Grúas de maniobras
Filtro de aceite lubricante con aceite
lubricante gastado
Montacargas
Filtro de aceite lubricante con aceite
lubricante gastado
Trabajos de mantenimiento a las instalaciones
Acumuladores de plomo
Arena sílica como medio absorbente de
hidrocarburos
Brocha de 4” con pintura, solvente y aceite
lubricante gastado
Cartón impregnado con aceite lubricante
gastado y pintura
Envase con residuo de solvente dieléctrico
Envase con residuo de Thinner estándar
Envase de plástico de 20 l con residuo de
líquido aflojatodo
Envase de plástico de 20 l con residuo de
pintura RP-4, RA-26, RA-28 y RP-E6
Envase de plástico de 20 l con residuos de
desengrasante
Esquirlas metálicas impregnados con
hidrocarburos y/o pintura
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I
Guantes de carnaza impregnados con aceite
lubricante gastado, grasa, solvente y pintura
Guantes de lona impregnados con aceite
lubricante gastado, grasa, solvente y pintura
Madera impregnada con aceite lubricante
gastado y/o pintura
Residuos industriales (chatarra)
impregnados con hidrocarburos y/o pintura
(T,I)
480 pares
240,00
0,8160
(T,I)
240 pares
48,00
0,0840
(T,I)
30 kg
30,00
0,0540
(T,I)
4 800 kg
4 800
Variable.
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Contaminación Tabla II.5.1.2 Generación Estimada de Residuos Peligrosos.
Descripción del residuo por área,
proceso o equipo.
Trapo impregnado con aceite lubricante
gastado, grasa, solvente o pintura
1 Cuarto de baterías
Envase de plástico con residuo de ácido p/
baterías
Baterías de Níquel Cadmio usadas
8 Motobombas de succión de agua
Características
CRETIB
Generación
6 meses de
Operación
Peso (kg)
Volumen
(m3)
(T,I)
400 kg
400.00
2 150
(C,T)
1 tambor/10 años
272,00
0,200
(C,T)
24 baterías/10 años
72,00
0,1420
672 filtros
960,00
8 312
432 filtros
720
2 232
8 filtros
4,80
0,0056
32 filtros
20,80
0,1277
32 filtros
30,40
0,4169
4,80 kg
4,80
0,0400
14,40 kg
14,40
0,0045
12 filtros
13,20
0,3282
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
6 Motogeneradores diesel con mantenimiento cada 300 h
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
2 Compresores de aire para sistema de buceo mantenimiento cada 3 meses
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
4 Motocompresores mantenimiento cada 3 meses
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
2 Winches con motor de combustión interna
Filtro de aceite impregnado con aceite
(T,I)
lubricante gastado
Servicio médico
Gasas, algodones, abatelenguas y guantes
(B)
de cirujano con secreciones
Material punzocortante (jeringas con agujas,
(B)
lancetas y navajas)
2 Grúas de maniobras
Filtro de aceite lubricante con aceite
(T,I)
lubricante gastado
1 Montacargas
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I
Filtro de aceite lubricante con aceite
lubricante gastado
(T,I)
6 filtros.
3,33
0,0033
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Contaminación Tabla II.5.1.2 Generación Estimada de Residuos Peligrosos.
Descripción del residuo por área,
proceso o equipo.
Trabajos de mantenimiento a las instalaciones
Acumuladores de plomo
Arena sílica como medio absorbente de
hidrocarburos
Brocha de 2” con pintura, solvente y aceite
lubricante gastado
Brocha de 4” con pintura, solvente y aceite
lubricante gastado
Cartón impregnado con aceite lubricante
gastado y pintura
Envase con residuo de solvente dieléctrico
Envase con residuo de Thinner estándar
Envase de plástico de 20 L con residuo de
líquido aflojatodo
Envase de plástico de 20 L con residuo de
pintura RP-4, RA-26, RA-28 y RP-E6
Envase de plástico de 20 L con residuos de
desengrasante
Esquirlas metálicas impregnados con
hidrocarburos y/o pintura
Guantes de carnaza impregnados con
aceite lubricante gastado, grasa, solvente y
pintura
Guantes de lona impregnados con aceite
lubricante gastado, grasa, solvente y
pintura
Madera impregnada con aceite lubricante
gastado y/o pintura
Residuos industriales (chatarra)
impregnados con hidrocarburos y/o pintura
Tambor de 200 L con aceite lubricante
gastado
Trapo impregnado con aceite lubricante
gastado, grasa, solvente o pintura
Características
CRETIB
Generación
6 meses de
Operación
Peso (kg)
(T,I)
48 pzas.
1 680
1 680
(T)
24,00 t
24,00 t
43 200
(T,I)
60 pzas.
36,00
0,0906
(T,I)
40 pzas.
60,00
0,1360
(T,I)
44 kg
40,00
0,2600
(T,I)
(T,I)
14 botes
20 bidones
31,00
30,00
0,2800
0,4000
(T,I)
10 botes
23,40
0,2000
(T,I)
432 cubetas
1 217
9,6
(T,I)
36 cubetas
93,50
0,7200
(T,I)
14 400 kg
14 400
Variable.
(T,I)
960 pares
480,00
1 632
(T,I)
480 pares
96,00
0,168
(T,I)
60 kg
60,00
0,108
(T,I)
9,600 kg
9 600,00
Variable.
(T,I)
480 tambores
115 200,00
96 000
(T,I)
800 kg
800,00
4 300
Volumen (m3)
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
El volumen y composición de los residuos sólidos industriales que se generarán en cada una de las
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I
plataformas variarán de acuerdo con el programa de operación y mantenimiento y a las actividades desarrolladas
en cada una de ellas.
Derivado de las actividades del mantenimiento correctivo y preventivo de las plataformas se generan los
siguientes residuos sólidos peligrosos: arena sílica, baterías eléctricas, carbón activado impregnado con
Dietanolamina o Dietilenglicol, empaques de asbesto, empaques de fierro-asbesto, empaques de soldadura
eléctrica, restos de electrodos de soldadura eléctrica, filtros de aceite, combustible y aire, trapo, guantes,
brochas, contenedores de plástico y vidrio de diferentes capacidades todos impregnados con aceite, grasa, un
solvente y/o pintura y chatarra industrial impregnado con hidrocarburos y/o pintura, entre otros.
El volumen estimado para recortes por pozos es de 620 m3 en promedio, por lo tanto se puede estimar que el
volumen total de recortes correspondientes a los 5 pozos nuevos a perforar como parte de las obras nuevas será
de aproximadamente 3 100 m3.
El volumen y composición de los residuos sólidos industriales que se generarán en cada una de las
plataformas variarán de acuerdo con el programa de operación y mantenimiento y a las actividades desarrolladas
en cada una de ellas.
En el Anexo II.16 se presenta Manual para Recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y
No Peligrosos y Anexo II.17 se muestra el Manual de Procedimientos Operativos para el Manejo de
Residuos Peligrosos en Pemex Exploración y Producción.
II.5.1.1. Residuos Sólidos No Peligrosos.
Dentro de los residuos sólidos no peligrosos de tipo industrial que se generarán durante las etapas del proyecto
se encuentra la madera, plástico, vidrio, chatarra, cabo de vida, cables, papel, cartón, trapos guantes, entre otros.
Durante la etapa de preparación únicamente se generarán residuos sólidos tal como papel, cartón, trapos,
guantes provenientes de las embarcaciones que serán utilizadas para la limpieza de las patas del Octápodo que
será instalado en el Campo Caan Integral; así como de los trípodes de apoyo para puntes de enlace y
quemador; finalmente como apoyo a la cuadrillas de buzos que limpiaran el área requerida para el tendido
del gasoducto. Dichos residuos serán almacenados temporalmente en las áreas destinadas para este fin y una
vez clasificadas serán incineradas cumpliendo con la normatividad ambiental vigente.
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I
Durante la etapa de construcción los residuos generados se dividieron de acuerdo al tipo de instalación.
En el caso de los módulos de compresión y habitacional los residuos generados serán papel, cartón, madera,
chatarra, plástico, guantes, entre otros.
Estos residuos son producto del manejo de materiales como tubulares, placas de acero, rejillas de acero, entre otros.
Es importante mencionar que los módulos de compresión y habitacional contaran con sistemas de incineración
los cuales cumplen con la normatividad ambiental vigente y donde serán quemados los materiales que por
sus características ya no puedan ser empleados en otras actividades.
En el caso de la chatarra esta será almacenada temporalmente en el cantiliver del módulo de comprensión, donde
será transportada por chalanes chatarreros a la Terminal Marítima de Dos Bocas, donde se clasificarán los
materiales empleándose nuevamente los que se encuentra en buen estado y los restantes tendrán que pasar a
formar parte del programa de comercialización de chatarra con el que cuenta PEP.
Durante el tendido de gasoducto se generarán residuos tales como ánodos de sacrificio de aluminio, tubería de acero
al carbón, entre otros.
Estos materiales serán almacenados temporalmente en los almacenes de las embarcaciones de tendido o en las áreas
de soldado hasta que sean transportados a la Terminal Marítima de Dos Bocas para su disposición final en
sitios autorizados por PEP.
Sumados a los residuos sólidos no peligrosos señalados anteriormente se encuentran los domésticos, los cuales en
su mayor parte son residuos de alimentos, de manera general se puede mencionar los siguientes: materia
orgánica, envases de tetrapack, papel, polietileno, plástico, fibra, madera, lata, vidrio, trapo y cartón, entre otros.
De acuerdo con la OMI, la cantidad de desechos sólidos domésticos generado por una persona es de 0,8 kg/persona/día.
Los residuos domésticos serán similares a los de tipo municipal, ya que en las plataformas que se construirán
(Módulo Habitacional en Caan) se darán todos los servicios que se ofrecen en un alojamiento rentado
(comedor, esparcimiento, alojamiento, etc.).
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I
En la etapa de operación y mantenimiento los residuos generados disminuirán considerablemente
generándose básicamente papel, cartón, plástico y piezas que conforman alguna parte del equipo auxiliar para
el funcionamiento de las plataformas.
Estos residuos provienen principalmente del área de oficinas del módulo habitacional y del modulo de
compresión; mientras que las piezas mecánicas se generan durante el mantenimiento a equipos y servicios auxiliares.
II.5.2. Manejo de Residuos Peligrosos y No Peligrosos.
II.5.2.1.
Descripción General y Por Etapa.
Los residuos se clasifican en peligrosos y no peligrosos basándose en el listado y límites permisibles señalados en
la Norma NOM-052-ECOL-1993. Se considerarán residuos peligrosos los que se conocen con el acrónimo
CRETIB: (C) Corrosividad, (R) Reactividad, (E) Explosividad, (T) Toxicidad, (I) Inflamabilidad y (B)
Biológico Infeccioso.
Se considerará residuo peligroso cualquier residuo que presente como mínimo una de las características
mencionadas. En caso de no estar identificados en esta lista, se recurrirá al análisis CRETIB el cual indicará a qué
tipo pertenece.
Para tomar las medidas necesarias para su manejo, almacenaje y disposición de ellos.
Una vez clasificados los residuos son compactados, almacenados y transportados a tierra mediante los barcos
de abastecimiento de las compañías contratadas para tal fin, en el caso de residuos susceptibles a incinerarse sin
riesgo alguno, esto se podrá efectuar en los equipos específicos en la misma plataforma.
Para este tipo de residuos PEP se asegura que todas sus instalaciones así como cada compañía que presta sus
servicios cumplan con el Manual de Procedimientos Operativos para el Manejo de Residuos Peligrosos para llevar
a cabo los procedimientos de clasificación, recolección, identificación, manejo, almacenaje y disposición de
residuos peligrosos y no peligrosos. Así como de los manifiestos de residuos peligrosos.
En el Anexo II.16 se muestra el Manual para Recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y
No Peligrosos.
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I
Los residuos domésticos, los cuales en su mayor parte son residuos de alimentos para lo cual se recolectan y se
trituran a dimensiones menores de 25 mm, para poder ser arrojados al mar (MARPOL 73/78); Ver Anexo
II.18 Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación por Desechos y Otros Materiales.
II.5.2.2.
Infraestructura.
Todos los residuos sólidos que no se puedan tratar en las plataformas, serán dispuestos en contenedores metálicos
de 200 L, se compactarán y junto con la chatarra, se almacenarán temporalmente en áreas del perímetro de
las plataformas, designadas para el almacenamiento de residuos y estas serán transportadas por medio de barcazas
que recolectan periódicamente estos residuos para enviarlos a la Terminal Marítima de Dos Bocas, tabasco y aquí
ser clasificadas de acuerdo a sus propiedades para finalmente disponerse en sitios autorizados por la
autoridad correspondiente.
Las sustancias caducas no peligrosas se enviarán en recipientes de 200 L o en sus envases originales al
almacén temporal.
Los residuos peligrosos deberán almacenarse separado de los demás residuos, en recipientes que no permitan
su dispersión, por ningún motivo podrán ser vertidos al mar, en caso de accidente se deberá informar a las
autoridades correspondientes; el almacén temporal deberá de cumplir con lo establecido en la NOM-055-ECOL-1993.
Los residuos peligrosos serán transportados a tierra por las empresas autorizadas por la SEMARNAT; en este
caso Pemex Exploración y Producción cuenta con los servicios de la empresa especializada PASA que cuenta con
las autorizaciones requeridas por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos naturales.
II.5.3. Disposición Final de Residuos Peligrosos y No Peligrosos.
II.5.3.1.
Sitios de Tiro.
La disposición de los residuos es llevada a cabo por terceros los cuales tienen los registros necesarios para su
manejo, disposición, almacenaje, clasificación e identificación según lo estipula la norma
NOM-052-ECOL-1993.
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I
La chatarra y los residuos plásticos reciclables o reutilizables no peligrosos, serán enviados al Puerto de Dos
Bocas, Tabasco en donde se encuentra un área de disposición para dichos residuos y para ser entregados
al concesionario.
En las plataformas después de clasificar los residuos, los que sean biodegradables, así como los alimenticios,
se triturarán hasta pasar por cribas no mayores que 25 mm y se verterán al mar, cumpliendo con la
normatividad aplicable (Regla 5: Reglas para prevenir la contaminación por las basuras de los buques).
Los residuos que no siguen el proceso anterior se incinerarán como es el caso del papel, cartón y madera; en tanto
que los desperdicios de chatarra metálica, se llevarán a tierra para su disposición final en sitios establecidos para tal
fin o para su comercialización.
Los residuos serán embarcados al barco chatarrero, el cual se encargará de transportarlos a tierra a la
Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) para su manejo, confinamiento y/o disposición final de acuerdo con
su clasificación, posteriormente serán llevados en camiones al tiradero URA (Unidad de Racionalización de
Activos), en donde se vaciarán de sus contenedores a la intemperie y la chatarra se licita.
II.5.3.2.
Confinamientos de Residuos Peligrosos.
En zona marina los residuos peligrosos deberán clasificarse, envasarse y almacenarse temporalmente aparte de
los demás residuos, en recipientes que no permitan su dispersión y se enviarán a la Terminal Marítima Dos
Bocas mediante barcos chatarreros, posteriormente serán transportados a las instalaciones de la empresa
RIMSA (Residuos Industriales Mexicanos Sociedad Anónima) en Mina, Nuevo León, la cual da servicio a
PEMEX Exploración y Producción en lo que se refiere a tratamiento y confinamiento de los residuos peligrosos;
esta empresa cuenta con los permisos, autorizaciones y licencias necesarias para su operación otorgadas por
las dependencias oficiales como SEMARNAT, PROFEPA, CNA, STPS, SCT.
II.5.3.3.
Tiraderos Municipales.
Como ya se mencionó anteriormente, el restante de lo que no se licite será enviado al basurero municipal,
básicamente se tratará de residuos domésticos el volumen no será constante, dependerá del programa de operación
y actividades a desarrollar durante la operación de las instalaciones.
II.5.3.4.
Rellenos Sanitarios.
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I
No aplica.
II.6.
Generación, Manejo y Descarga de Residuos Líquidos, Lodos y Aguas Residuales.
II.6.1. Generación.
II.6.1.1. Residuos Líquidos.
Los residuos líquidos los podemos clasificar también en peligrosos y no peligrosos basándonos en la norma NOM052-ECOL-1993, dichos residuos son generados fundamentalmente en las embarcaciones por los servicios al
personal durante la etapa de instalación y de las actividades desarrolladas para llevar acabo dicha instalación.
En la tabla II.6.1.1.1 y II.6.1.1.2 se presentan los volúmenes estimados de residuos líquidos que se podrían
generar durante las diferentes actividades que se realizarán para las estructuras y subestructuras; así como para
el gasoducto instalado en el Campo Caan; Tabla II.6.1.1.3 y II.6.1.1.4.
Tabla II.6.1.1.1 Residuos Líquidos Utilizados durante la Instalación de Plataformas.
Nombre del
Residuo
Característica
CRETIB
Volumen
Generado
Tipo de
Envase
Sitio de
Almacenamiento
Temporal
Características
del Sistema de
Transporte
Origen
Sitio de
Disposición Final
Resina
T, R, I
5 T/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Desengrasante
T
2 T/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Combustible
y
Lubricantes
T, I
30 m3/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Pinturas
y
Solventes
T, I
7 m3/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Removedor
T, I
3 m3/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
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I
Tabla II.6.1.1.2 Residuos Líquidos Utilizados durante
el Mantenimiento de Plataformas.
Características
del Sistema de
Transporte
Origen
Sitio de
Disposición
Final
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Almacén
Plataforma
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Tambos
Almacén
Plataforma
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Tambos
Almacén
Plataforma
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Nombre del
Residuo
Característica
CRETIB
Volumen
Generado
Tipo de
Envase
Resina
T, R, I
3 T/año
Tambos
Desengrasante
T
2 T/año
Tambos
T, I
125 m3/año
Tambos
T, I
1 m3/año
T, I
3 m3/año
Combustible
y
Lubricantes
Pinturas
y
Solventes
Removedor
Sitio de
Almacenamiento
Temporal
Almacén
Plataforma
Almacén
Plataforma
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.6.1.1.3 Residuos Líquidos Utilizados en
Gasoducto durante la etapa de Instalación.
Tambos
Tambos
Sitio de
Almacenamiento
Temporal
Almacén Barcaza
Almacén Barcaza
Características
del Sistema de
Transporte
Barcaza
Barcaza
Tabasco
Tabasco
Sitio de
Disposición
Final
Confinamiento
Confinamiento
5 m3/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
T, I
0,5 m3/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
T, I
0,5 m3/año
Tambos
Almacén Barcaza
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Nombre del
Residuo
Característica
CRETIB
Volumen
Generado
Tipo de
Envase
Resina
Desengrasante
Combustible
y
Lubricantes
Pinturas
y
Solventes
Removedor
T, R, I
T
0,5 T/año
0,5 T/año
T, I
Origen
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.6.1.1.4 Residuos Líquidos Utilizados en
Gasoducto durante la etapa de Mantenimiento.
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I
Nombre del
Residuo
Característica
CRETIB
Volumen
Generado
Tipo de
Envase
Resina
T, R, I
0,5 T/año
Tambos
Pinturas
y
Solventes
T, I
0,5 m3/año
Tambos
Removedor
T, I
0,5 m3/año
Tambos
Sitio de
Almacenamiento
Temporal
Almacén
Plataforma
Características
del Sistema de
Transporte
Origen
Sitio de
Disposición
Final
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Almacén
Plataforma
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Almacén
Plataforma
Barcaza
Tabasco
Confinamiento
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
II.6.1.2. Agua Residual.
Los efluentes líquidos que se producirán durante las diferentes etapas del proyecto serán: Fluidos de las
pruebas hidrostática, descarga de líquidos usados en la cementación, lubricantes, fluidos de enfriamiento,
aguas sanitarias, aguas pluviales y aceitosas, lodos de perforación, aguas de enfriamiento, salmuera de desalinización
y agua de prueba de equipos contra incendio, entre otros.
En la Tabla II.6.1.2.1 se presenta el volumen estimado de aguas residuales para las diferentes actividades
de plataformas y gasoducto. En el Anexo II.19 se muestran los Títulos de Concesión
No. 12CAM102201/30EKGE97 Y 12CAM102202/30EKGE97 para los equipos empaquetados No. 4043 y No.
4044 respectivamente donde se establece la autorización para la descarga de agua residual a cuerpo receptor y
se indican las condiciones particulares de descarga.
Tabla II.6.1.2.1 Aguas Residuales en Plataformas Marinas.
Actividad
Instalación
Operación
Mantenimiento
Desmantelamiento
Vertimientos
Aguas Negras tratadas
Aguas Aceitosos Tratadas
m3/año
600
4 796
322
528
600
2 832
1 314
1 152
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Tabla II.6.1.2.2 Aguas Residuales en las actividades del Gasoducto
Vertimientos
Aguas Negras Tratadas
Aguas Aceitosas Tratadas
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I
Actividad
m3/año
Instalación
Operación (20 años)
Mantenimiento (20 años)
Desmantelamiento
540
150
150
60
0
0
20
20
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
II.6.1.3. Lodos.
Dentro de las sustancias más importantes que se utilizan en la perforación se encuentran los fluidos (lodos), se
cuenta con dos tipos: los de base agua y base aceite.
Los fluidos de perforación base agua están formados básicamente por 75% de agua y el 25% restante está
constituido por los siguientes compuestos: un agente viscosificante (bentonita), un agente densificante (barita)
y sustancias aditivas (reductoras de viscocidad, pH, filtrado, emulsificante, entre otros).
La concentración de estos compuestos, está en función directa de los requerimientos de perforación y de
las formaciones litológicas que son atravesadas durante la perforación.
Los fluidos de base agua se utilizan en las primeras etapas de perforación y son sustituidos a mayores
profundidades, debido principalmente a su inestabilidad a altas temperaturas y porque son susceptibles
de contaminarse por la formación.
Los lodos base agua son más susceptibles a derramarse en las actividades de perforación; sin embargo, la
composición de éstos no provocan un impacto al medio ambiente.
Los fluidos base aceite, conocidos como de emulsión inversa, están formados por una relación base diesel-agua,
donde el diesel está en una proporción mayor del 50%, además de otros aditivos emulsificantes, cuya
composición depende del producto comercial.
Estos fluidos por sus características presentan mayores ventajas en la perforación que los de base agua,
debido principalmente a que soportan mayores temperaturas y presiones, son estables ante contaminantes de
formación y permiten mayor enfriamiento y lubricación de la sarta de perforación. Sin embargo, su uso
está restringido a ciertas etapas de perforación, debido a su alto costo. Este tipo de lodo se recircula en un
sistema cerrado, recuperados y reacondicionados para su utilización en otra perforación.
Los fluidos de perforación son transportados en barcos loderos y se almacenan en las plataformas de perforación en
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I
3 presas de lodos, las cuales tienen una capacidad total aproximada de 240 m3.
Los fluidos de perforación que salen del pozo a la superficie son recuperados y se pasan a través de presas
de tratamiento y vibradores de diferentes diámetros para ser separados de los cortes de la formación. Una vez libre
de recortes, los fluidos se acondicionan para volver a usarse.
Después de finalizada cada una de las etapas de perforación, los fluidos son acondicionados y preparados de
acuerdo con la densidad requerida en la siguiente etapa de perforación.
Los volúmenes de lodo a emplear en cada etapa de perforación son variables, y dependen de la
profundidad programada a perforar en la etapa, diámetro y profundidad de la última tubería de
revestimiento cementada y diámetro de barrena a emplear.
De acuerdo con la NOM-052-ECOL-1993 los lodos de perforación de emulsión inversa tienen características
reactivas e inflamables.
Con respecto a los recortes de la formación que son eliminados del lodo de perforación, éstos se almacenan
en contenedores de 5 m3 de volumen y son enviados por la compañía perforadora a tierra para su tratamiento
(Tabla II.6.1.3.1).
Tabla II.6.1.3.1 Volúmenes de Lodo a Utilizar en un
Pozo de Perforación Tipo que llega a perforarse hasta 4 500 m.
Etapa
Volumen (L)
Densidad (gr/cm3)
30”
150 000
1,05
20”
350 000
1,06-1,10
16”
500 000
1,20-1,48
11 ¾”
550 000
1,55-1,90
9 5/8”
350 000
1,03-2,05
7”
300 000
1,10-1,35
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
En caso de los lodos generados en las plantas paquete de tratamiento de agua residual, estas serán colectadas
y confinados de acuerdo al procedimiento de manejo de residuos peligrosos.
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II.6.2. Manejo.
A fin de abatir la contaminación por estos afluentes, PEP cuenta con la incorporación de un tratamiento previo
que consiste en “Plantas Paquete” de tratamiento para la eliminación de materias flotantes, por medio de
mallas, aireación prolongada, clarificación y cloración.
Previo a los procesos mencionados, se lleva a cabo una eliminación de materia flotante por medio de una malla, a
fin de evitar obstrucciones en el equipo, lo cual se considera como la primera etapa del tratamiento.
Durante el Proceso de Aireación que es propiamente la segunda etapa del tratamiento, consiste en degradar la
materia orgánica con bacterias aeróbicas, lo cual se lleva a cabo dentro de un tanque al que se le inyecta aire a
presión a través de difusores.
En esta fase las aguas negras tienen un tiempo de retención de 24 horas y son mezcladas con bacterias aeróbicas
muy activas, las cuales consumen los desechos de origen orgánico abatiendo la DBO5 (Demanda Bioquímica
de Oxígeno a los Cinco Días).
El aire suministrado también proporciona la agitación necesaria evitando asentamientos de lodos y a la vez
desintegra la formación de flóculos, que se mezclan homogéneamente en el agua.
Durante el Proceso de Clarificación y Clorinación, que es la tercera etapa del tratamiento y que tiene como
función separara los flóculos que se forman en la aireación, lo cual se realiza mediante la clarificación y
sedimentación con un tiempo de retención de 6 horas aproximadamente y una recirculación de lodos de 80%.
El líquido clarificado se envía a través de un vertedero a un tanque, donde se le adiciona cloro para eliminar
los microorganismos y posteriormente verter esta agua al mar, siempre y cuando cumplan con las
condiciones particulares de descarga.
En el Anexo II.19 se muestran los Títulos de Concesión
No. 12CAM102201/30EKGE97 Y 12CAM102202/30EKGE97 para los equipos empaquetados No. 4043 y No.
4044 respectivamente donde se establece la autorización para la descarga de agua residual a cuerpo receptor y
se indican las condiciones particulares de descarga.
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En dichos títulos de concesión se especifican las condiciones particulares de descarga y los límites
máximos permisibles para arsénico, cadmio, cianuro, cobre, coniformes fecales, cromo, DBO, grasas y aceites,
materia flotante, mercurio, níquel, plomo, sólidos sedimentables, temperatura, zinc y pH; así mismo se establece
que se deberá de cumplir con lo establecido en la
NOM-001-ECOL-1996 que establece los límites máximos permisibles de contaminación en la descarga de
aguas residuales en aguas y bienes nacionales.
En el caso de los lodos generados en las plantas de tratamiento de los equipos empaquetados y demás instalaciones
con las que cuenta PEP, la compañía PASA será la encargada de la recolección, transporte y disposición final de
estos lodos en sitios autorizados por la SEMARNAT.
Las embarcaciones marinas tienen su equipo de tratamiento de aguas residuales que consiste en una planta paquete
que se encuentra diseñado de acuerdo a las condiciones de las embarcaciones, por lo que no se prevé ninguna
descarga de este tipo fuera de las especificaciones de la norma.
Las aguas residuales serán tratadas en las plataformas marinas, tomando en consideración la cantidad del
agua requerida para el número de personas que están involucradas durante la instalación de estructuras se tendrá
un volumen máximo diario de 8,5 m3. Dicho volumen será tratado en las plantas de tratamiento de agua, con las
que cuentan las embarcaciones y las Plataformas, para después descargarlas al mar cumpliendo las
especificaciones señaladas en la NOM-001-ECOL-1996.
Las aguas aceitosas serán tratadas mediante plantas paquete tipo API en las Plataformas, la calidad del agua final
se encontrará dentro de los límites por la normatividad nacional e internacional para su descarga o
almacenamiento (límite de 15 ppm de hidrocarburos totales, Marpol 73/78).
Los residuos líquidos peligrosos serán envasados en tambos o contenedores para que se lleven a tierra y ahí
una compañía o varias se encarguen de darle un tratamiento para su reutilización, destrucción o almacenaje
conforme lo indique la NOM-052-ECOL-1993.
II.6.3. Suelo y Subsuelo.
No aplica puesto que no se pretende inyectar el agua residual al suelo o subsuelo.
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II.6.4. Drenajes.
El módulo de compresión y habitacional requerirá de un sistema de drenajes sanitarios, mismos que se procesarán
en una planta de tratamiento de aguas negras con un sistema purificador por electrocatálisis la cual ofrecerá
agua tratada libre de sólidos de acuerdo con la NOM-001-ECOL-1996.
Las aguas tipo jabonosas procedentes de regaderas, lavabos, lavaderos, limpieza y cocina, se manejarán a través de
un sistema de drenajes (separado del drenaje de aguas negras) para ser tratadas en una planta paquete.
El proceso será tipo electrocatalítico y la descarga deberá cumplir la norma
NOM-001-ECOL-1996.
El sistema de drenajes atmosféricos es un sistema recolector y recuperador de los desechos aceitosos que por medio
de un tratamiento adecuado en donde el aceite separado pueda ser recuperado y el agua es desechada al
mar cumpliendo con la normatividad ambiental vigente.
El drenaje a presión recolecta y conduce los líquidos a presión a un sistema de separación y recuperación; los
cuales son conducidos a una planta de tratamiento para dar cumplimiento con la NOM-001-ECOL-1996.
Por otra parte el control de los hidrocarburos residuales que se originan durante las operaciones normales se lleva
a cabo con drenajes presurizados, cárcamos atmosféricos y drenajes atmosféricos.
Los complejos de producción cuentan con drenajes presurizados y cárcamos atmosféricos. Los drenajes
presurizados son un sistema cerrado que se utiliza para la recuperación de los hidrocarburos provenientes de
los desfogues de alta presión y que una vez captados, se envían a los separadores de aceites de baja presión.
Por su parte, los cárcamos atmosféricos recolectan los hidrocarburos provenientes de purgas de bombas y corridas
de diablos que se efectúan para el mantenimiento de líneas.
Las plataformas de perforación cuentan con un sistema de recuperación de hidrocarburos que consiste en un
drenaje atmosférico, localizado junto a las patas de la plataforma, en la cual se colectan los escurrimientos
de hidrocarburos en la plataforma, para posteriormente depositarlos en tambores de 200 L que son enviados a
la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco; por medio de la empresa especializada en el manejo de residuos PASA.
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II.7.
Generación, Manejo y Control de Emisiones a la Atmósfera.
Las emisiones a la atmósfera que se generarán durante la etapa de construcción e instalación de los Octápodo
para plataforma, tetrápodo para Módulo de compresión y del gasoducto serán como consecuencia de
las embarcaciones, maquinaria, equipo y unidades de aprovisionamiento, entre otros.
Durante la etapa de operación y mantenimiento las emisiones de rutina provienen de las pruebas de venteo o quema
de los gases y vapores de proceso; gases a la salida de los equipos rotatorios; emisiones fugitivas de vapores
de hidrocarburos y polvo.
Durante la etapa de perforación, las emisiones pueden producirse por diferentes actividades como son:
Ø Vapores de Hidrocarburos que Provienen de la Separación del Agua de Formación.
Ø Quemadores Horizontales durante la Perforación para la prueba de pozos.
Ø El Venteo de Vapores de Hidrocarburos para despresurizar equipos de proceso, siendo una actividad
poco frecuente.
Ø Emisiones de Nitrógeno (N2) usado como sistema de gas inerte en la inducción de pozos.
Ø Emisiones de BTEX (Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xileno) y COV’s (Compuestos Orgánicos
Volátiles), asociados a la regeneración del dietilenglicol en el proceso de deshidratación.
Sistema de Control de Desechos Gaseosos.
Los desechos gaseosos son incinerados con quemadores del tipo vertical y horizontal, los cuales cuentan con
un encendido automático, con lo que se logra incinerar todos los gases que fluyen a través del quemador.
Los complejos de producción tienen instalados quemadores elevados (verticales), de las cuales existen dos tipos,
de boca ancha y del tipo “H”. El de boca ancha consiste en un tubo vertical de 4 a 6 “ y de 16 a 20 m de altura; el
de tipo “H” consta de un tubo vertical de 4 a 6 “ y de 16 a 20 m de largo y en la parte superior este tubo se ramifica
en 3 o 4 boquillas; con este dispositivo el producto es atomizado con lo que se logra una combustión más
completa reduciendo la emisión de contaminantes a la atmósfera.
Las plataformas de perforación cuentan con quemadores del tipo horizontal que son utilizados para quemar fluidos
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de terminación, éstos quemadores, cuentan con una tubería de 4” o menor por donde se envía el flujo central y en
el extremo final del arco de 1 m de diámetro se encuentra un anillo con boquillas para asperjar diesel, con lo que
se logra la combustión más completa. Esta operación generalmente se realiza cuando ha concluido la perforación y
el pozo entra en producción.
Las emisiones potenciales de NOx obtenidas de la operación de los equipos, como turbinas,
compresores, motogeneradores, puede estimarse considerando el nivel máximo de NOx, basado en lo establecido
por los estándares actuales para compresores nuevos, que es de 0,006 kg/h de NOx por kW producido y el nivel
típico de NOx es de 0,00275 kg/h por kW producido.
II.8.
Descripción del Sistema de Manejo de Residuos y Emisiones.
Sistemas de Control de Desechos Líquidos.
Aguas Negras.
Para evitar la contaminación que pudiera originarse por el vertimiento de aguas negras al mar, se tiene
instaladas plantas paquete para el tratamiento de aguas negras, en las cuales se lleva a cabo un proceso de
aereación prolongada y un proceso de clarificación y clorinación.
Lodos de Perforación.
Los lodos de perforación base diesel o de emulsión inversa se recirculan durante la perforación y no se
tienen vertimientos al mar durante esta operación. Este tipo de lodos por su alto costo, se cargan en
embarcaciones loderas y son transportados a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco, donde son sometidos a
un tratamiento de reacondicionamiento para ser reutilizados en otras perforaciones.
Aceites Lubricantes Gastados.
Este tipo de desechos líquidos son envasados en tambores de 200 L y enviados para su disposición final a la
Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.
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Hidrocarburos.
El control de los hidrocarburos residuales que se originan durante las operaciones normales se lleva a cabo
con drenajes presurizados, cárcamos atmosféricos y drenajes atmosféricos.
Los complejos de producción cuentan con drenajes presurizados y cárcamos atmosféricos. Los drenajes
presurizados son un sistema cerrado que se utiliza para la recuperación de los hidrocarburos provenientes de
los desfogues de alta presión y que una vez captados, se envían a los separadores de aceites de baja presión. Por
su parte, los cárcamos atmosféricos recolectan los hidrocarburos provenientes de purgas de bombas y corridas
de diablos que se efectúan para el mantenimiento de líneas.
Las plataformas de perforación cuentan con un sistema de recuperación de hidrocarburos que consiste en un
drenaje atmosférico, localizado junto a las patas de la plataforma, en la cual se colectan los escurrimientos
de hidrocarburos en la plataforma, para posteriormente depositarlos en tambores de 200 L que son enviados a
la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.
Para el caso de los hidrocarburos que son producto de trabajos de mantenimiento o reparación de ductos, estos
son recolectados mediante una recuperación programada, que se realiza con el apoyo de un chalán con capacidad de
11 000 BLS, al cual se desfogan los hidrocarburos entrampados en los ductos.
Sistema de Control de Desechos Sólidos.
Basura.
El tratamiento de la basura generada en las plataformas, consiste primeramente en una separación de los desechos
de origen orgánico. Los desechos orgánicos que son básicamente residuos alimenticios, son triturados para reducir
su volumen.
Con relación a los desechos inorgánicos, como papel, carbón, madera, vidrio, lámina y plásticos entre otros;
algunos de ellos son incinerados cuando en las plataformas existen incineradores. Asimismo los volúmenes
excedentes no incinerados de basura y los residuos de la incineración son compactados y transportados
periódicamente en embarcaciones a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.
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Chatarra.
La chatarra la constituyen todos los desechos metálicos, los cuales son transportados a la Terminal Marítima
Dos Bocas, en donde el Departamento de Salvamento de Materiales realiza una selección de chatarra recuperable y
no recuperable.
II.9
Contaminación por Ruido, Vibraciones, Radiactividad Térmica o Luminosa.
Los niveles de ruido que se generarán durante la operación de las plataformas y gasoducto serán producidos
por: compresores, turbinas, bombas, etc. Algunos niveles de ruido para diversos tipos de maquinaria se listan en
la Tabla II.9.1.
Tabla II.9.1. Niveles de ruido para diversos tipos de maquinaria.
Niveles de Ruido, dB(A)
Fuente
80
85
90
95
100
105
110
115
Herramientas Neumáticas
Sopladores
Compresoras de Aire
Turbogenadores (6ft)
Bombas
Equipos que usan Aire Soplado
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Como las diversas fuente de ruido se encuentran sobre la superestructura de las plataformas, los niveles que
se generarán por esas actividades aunado a la de los barcos que participarán en diversas operaciones serán menores
a los señalados como dañinos a la fauna marina y al ser humano mediante equipo de protección personal (90 dB para
8 h continuas de trabajo) (NOM-080-STPS-1993).
Ahora bien en cuanto a los equipos que salen de los límites permisibles éstos se encuentran debidamente aislados
para evitar cualquier daño; Ver Anexo II.20 Manual para la Evaluación y Control de Ruido.
El personal que labore donde se generen niveles de ruido que puedan causar daño a su salud deberán de contar con
el equipo de seguridad tal como lo establece la
NOM-017-STPS-1993, Relativa al equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo.
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II.10. Planes de Prevención.
II.10.1. Identificación.
Las actividades de perforación, producción y transporte de crudo que realiza Petróleos Mexicanos son
fuentes potenciales de derrames accidentales de hidrocarburos.
La producción de petróleo crudo en el mar tiene un alto grado de dificultad, que demanda además de una
tecnología avanzada para su realización, una actividad preventiva permanente para disminuir los riesgos de
accidentes que pueden ocasionar derrames accidentales al mar y afectar el ecosistema marino.
Los derrames de hidrocarburos tienen comportamientos muy particulares, que dependen principalmente de
la frecuencia de la fuente de emisión, el tipo y volumen del producto derramado y de las características de la
zona donde ocurre el derrame.
Las principales fuentes de derrames de hidrocarburos en el mar se indican a continuación, así como las causas
que pueden originar el derrame:
Ø Plataformas de Perforación y Producción.
Causas:
1. Descontrol durante la perforación de pozos.
2. Descontrol de pozos en producción, ya sea en la plataforma o en el lecho marino.
Ø Gasoducto.
Causas:
1. Ruptura por sobrepresión en las líneas de conducción.
2. Ruptura por accidentes de anclado.
3. Ruptura por fallas en el material de los ductos.
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Ø Barcos Cautivos.
Causas:
1. Por descontrol durante las operaciones de carga y descarga.
2. Por ruptura de mangueras.
Por ejemplo las fugas en el lecho marino se presentan principalmente por el descontrol de un pozo o por la ruptura
de un ducto submarino.
En el caso de la ruptura de un ducto en el lecho marino el hidrocarburo fluye a través de la columna de agua con
la presión de trabajo de conducción y con menor cantidad de gas asociado, y en su recorrido hacia la superficie se
van formando emulsiones, las cuales al llegar a la superficie forman de inmediato manchas y listones compactos.
Lo anterior, favorece la recuperación de hidrocarburos en el área del derrame.
En este tipo de incidente, el primer control es para el bombeo, con lo cual la presión disminuye y una vez que
la presión en la línea es menor a la presión que ejerce la columna de agua, se detiene el derrame.
En el caso de que la ruptura del ducto lo permita, la rama operativa procederá a colocar una “grampa” y
posteriormente reiniciar el bombeo. Por otro lado, si se requiere efectuar un corte al ducto, es necesario desalojar
el producto empacado en el mismo, para lo cual se implementan estrategias de recuperación programada para captar
el producto que fluya a través de la ruptura.
En el caso de las fugas en la superficie marina, éstas s e pueden presentar por descontrol de pozos en la superficie
de las plataformas.
En este tipo de incidentes el derrame termina cuando la rama operativa controla el pozo mediante la inyección de
un fluido o mediante la instalación de una válvula con objeto de bloquear la línea y más tarde repararla.
Petróleos Mexicanos con base en la experiencia en ataques a derrames de hidrocarburos, ha elaborado un plan
interno de contingencias, así como normas que contienen procedimientos operativos específicos para el ataque
y control de derrames de hidrocarburos, documentos que señalan las medidas necesarias para lograr una
respuesta inmediata y eficiente a fin de evitar al máximo los daños que pudiera ocasionar el derrame.
Dichos documentos son revisados periódicamente con el objeto de actualizarlos e incorporar nuevas técnicas en
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las estrategias de ataque.
El Plan Interno de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos en el Mar (Anexo II.6),
se realizo considerando los lineamientos que establece el Plan Nacional de Contingencias para Combatir y
Controlar Derrames de Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas en el Mar, promulgado por el Gobierno de
México en el año de 1981, plan que tiene como Coordinador General a la Secretaría de Marina a través de
su Dirección General de Protección al Medio Ambiente Marino.
El Plan Interno de Contingencias para Derrames en el mar tiene como objeto el establecer un mecanismo
organizado para proporcionar una respuesta inmediata y eficiente para el control y ataque a un derrame accidental,
con el fin de evitar que los daños ocasionados a los ecosistemas impactados sean mayores.
El contenido de este plan interno es el siguiente:
Organización:
Establece los mecanismos a seguir para el ataque de un derrame, lo cual permite coordinar los esfuerzos de
la Institución para atacar oportuna y eficientemente los derrames de hidrocarburos, mediante la participación de
las ramas operativas involucradas, mismas que proporcionan los recursos humanos y materiales necesarios.
Funciones:
En este apartado se definen las funciones y responsabilidades de todas las dependencias de la Institución
involucradas en el derrame.
Etapas de Acción:
En ese capítulo se definen cinco etapas donde se establecen los planes de acción para atacar un derrame, los cuales
son Etapa I, Aviso Emergente; Etapa II, Información del Derrame; Etapa III, Inspección y Evaluación del
Derrame; Etapa IV, Confinación y Etapa V, Recuperación, Dispersión y Limpieza.
Como complemento del Plan Interno de Contingencias para Derrames al Mar, Petróleos Mexicanos elaboró la
Norma CPT-III “Acciones requeridas para el combate y control de la contaminación provocada por
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derrames accidentales de hidrocarburos”, la cual tiene como objetivo el establecer los mecanismos de coordinación
y apoyo entre las diferentes ramas sustantivas para atender un derrame de hidrocarburos en forma inmediata;
así mismo se cuenta con la Norma CPTA III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de
Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.7.
II.10.2. Sustancias Peligrosas.
Pemex Exploración y Producción cuenta con el Manual de Procedimientos Operativos para el Manejo de
Residuos Peligrosos en PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.
Dicho manual fue elaborado con motivo de la necesidad en la empresa de contar en forma documental
con indicaciones determinantes para ejecutar la adecuada identificación, clasificación, manejo, transporte
y almacenamiento temporal de los Residuos Peligrosos generados en sus actividades y procesos, además de
difundir las Normas Oficiales Mexicanas aplicables en la materia de Residuos Peligrosos.
Dicho manual esta constituido de ocho procedimientos operativos, los cuales describen las actividades a realizar
con sus responsables, normas y formatos oficiales de reportes según el tipo y cantidad de Residuos
Peligrosos generados; para mayor claridad cada procedimiento cuenta con un diagrama de flujo en el que se explica
en forma sencilla y resumida el curso de las actividades a realizar y comprende en conjunto desde la generación
hasta el tratamiento y disposición final de los Residuos Peligrosos generados en las Instalaciones de
Pemex Exploración y Producción (Ver Anexo II.17).
Cabe destacar que dicho Manual de Procedimientos Operativos es de observancia general y obligatoria en todas
las instalaciones marinas y terrestres de PEP, así como para las compañías contratistas que presenten servicios a
la institución, por lo que deberá de ser aplicado por todas las ramas operativas o de servicios que generen o
manejen Residuos Peligrosos.
A continuación se mencionan los procedimientos contenidos en el Manual de Procedimientos:
Ø Identificar Residuos Peligrosos de Acuerdo a la Norma Oficial Mexicana
NOM-052-ECOL/93.
Ø Cumplimiento con los Requerimientos Legales en Materia de Residuos Peligrosos.
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Ø Determinación de Incompatibilidad entre dos o más Residuos Peligrosos de acuerdo a la Norma Oficial
Mexicana NOM-054-ECOL/94.
Ø Manejo de los Residuos Peligrosos en las Instalaciones Marinas.
Ø Manejo de Residuos Peligrosos en las Instalaciones Terrestres.
Ø Almacenamiento Temporal de Residuos Peligrosos y su envío para Tratamiento y Disposición Final.
Ø Recepción y Almacenamiento Temporal de los Activos Improductivos considerados como Residuos Peligrosos.
Ø Identificación, Caracterización y Eliminación de los Bifenilos Policlorados (BPC’s o Askareles).
Ø Recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y No Peligrosos.
En el caso de algún derrame de hidrocarburos al mar, Pemex Exploración y Producción cuenta con el
Procedimiento para dar Aviso de Eventos Accidentales de carácter Ambiental originados por Derrames
de Hidrocarburos o Sustancias Nocivas, Incendios y Explosiones; Ver Anexo II.21.
Así mismo cuenta con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos
en la Sonda de Campeche”, Ver Anexo II.7, a continuación se presenta Croquis II.10.2.1 Posibles Sitios de
Dispersión de Hidrocarburos para la Sonda de Campeche.
Croquis II.10.2.1 Posibles Sitios de Dispersión
de Hidrocarburos para la Sonda de Campeche.
FUENTE: Impacto Ambiental de las Actividades Petroleras en la Sonda de Campeche.
Es importante destacar que PEP, por conducto de la Gerencia de Coordinación y Control de Protección
Ambiental, tiene establecidos Centros de Control de Derrames localizados en el litoral del Golfo de México,
para atacar derrames de hidrocarburos tanto en mar como en tierra, en donde se cuente con equipos recolectores
y material disponible para ser utilizado en cualquier contingencia.
A continuación se lista la distribución y ubicación de los Centros de Control en el litoral del Golfo de México,
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donde hay recursos disponibles que pueden ser movilizados a las regiones o zonas donde se requiera su servicio:
Ø Terminal Marítima Madero, Tamaulipas.
Ø Terminal Marítima Tuxpan, Veracruz.
Ø A. Ventas y T. Marítima, Veracruz, Veracruz.
Ø Terminal Marítima Pajaritos, Coatzacoalcos, Veracruz.
Ø Terminal Marítima Dos Bocas, Tabasco.
Ø Concesionaria Cd. del Carmen, Campeche.
Para el combate de derrames accidentales de hidrocarburos al mar, PEP cuenta con el Plan Interno de
Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos en el Mar considerando los lineamientos que
se establecen en el Plan Nacional de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y
otras Sustancias Nocivas al Mar, promulgado por el Gobierno de México, plan que tiene como Coordinador General
a la Secretaría de Marina a través de su Dirección General de Protección al Medio Ambiente Marino.
II.10.3. Prevención y Respuesta.
Los accidentes que podrían presentarse en las plataformas están previstos y normados por los manuales de seguridad
y operación de PEMEX que se indican a continuación:
Ø Plan Interno de Contingencias de Petróleos Mexicanos para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos
y Otras Sustancias Nocivas en el Mar Petróleos Mexicanos. México, 1982.
Ø PEMEX-GPTA-III: Acciones Requeridas para el combate y control de la Contaminación por
Derrames Accidentales de Hidrocarburos al Mar Petróleos Mexicanos México, 1983.
Ø PEMEX-GPTA-III.5: Manual de Operación para el control de derrames de hidrocarburos en la “Sonda
de Campeche”.
Ø PEMEX-GPTA-IV: Criterios Generales para la Protección del Ambiente en Zonas aledañas a las Instalaciones
de Rebombeo y tuberías para Transporte de Hidrocarburos.
Ø PEMEX-GPTA-V: Uso y Aplicación de Dispersantes.
Ø PEMEX-GPTA-VI: Manual de Procedimientos de Operación y Conservación de Equipos recolectores de
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Aceites Auxiliares.
Para la protección complementaria del personal y de las instalaciones se dispondrá de los siguientes elementos
de seguridad:
Ø Un sistema de paro de emergencia (ESD), controlado por el tablero de control de las plataformas, que en caso
de una contingencia aislará las instalaciones por medio de las válvulas de corte e instrumentación asociada y evitará
la entrada o salida de la producción de las plataformas. Además ejecutará las acciones correctivas correspondientes
y alertará a los operadores de campo por medio del sistema de alarmas, sobre la condición de seguridad
prevaleciente en cada instalación.
Ø Dispositivos sensores y alarmas audibles y visibles, de accionamiento automático y manual para aviso de
fuego, fuga gas metano, fuga de H2S, abandono de plataforma, las que estarán localizadas en cuartos y áreas
de servicios, con el propósito de alertar a los operadores de la condición de emergencia.
Ø Una red automática de agua contraincendio, formando circuitos o anillos de tubería para conducción exclusiva
del servicio contraincendio, donde se conectarán hidrantes, carretes de manguera, monitores y sistemas de
aspersión para protección de los pozos de producción, trampas de diablos, recipientes, equipos y cuartos.
Ø Muros contraincendio en áreas propicias a sufrir un incendio, como la zona de pozos, aislando las demás zonas
de las plataformas.
Ø Extintores portátiles a base de polvo químico seco, localizados en unidades de alto riesgo como cuartos
de maquinas, de control, bombas y equipos.
Ø Extintores portátiles a base de bióxido de carbono distribuidos en diferentes zonas como cuartos de
control, tableros eléctricos y áreas de instrumentación.
Ø Señalamientos de seguridad en lugares estratégicos con el propósito de señalar y prevenir al personal sobre
las condiciones de riesgo de cada zona de trabajo.
Ø Equipo de seguridad personal para el acercamiento al fuego, como equipo de respiración autónoma con
careta integrada en modo de demanda de presión u otro modo de presión positiva, ropa de protección especial,
guantes y careta especial para el combarte de incendios.
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Ø Procedimientos para el mantenimiento de los equipos usados en las diversas etapas del proyecto, para que
se encuentren en óptimas condiciones para su operación y así evitar alguna contingencia.
II.11. Identificación de las Posibles Afectaciones al Ambiente que son Características del o los Tipos
de Proyecto.
En estudios ambientales de proyectos de similares características, en forma general se manifiestan las
siguientes afectaciones ambientales:
ATMÓSFERA.
Se identifican afectaciones ambientales en la calidad del aire, la cual se refiere a las condiciones prevalecientes en
la atmósfera relacionada con la concentración de contaminantes. Los aspectos que influyen de manera directa en
la calidad del aire son el nivel de partículas suspendidas y la cantidad de gases presentes.
SEDIMENTO MARINO.
En la etapa de instalación del ducto, se identifica afectaciones sobre el sedimento marino cuando se realiza el
dragado para enterrar la tubería, lo que origina el movimiento de las capas del lecho marino.
MEDIO ACUÁTICO.
Las afectaciones ambientales a este medio pueden presentarse por:
Ø Vertimiento de aguas residuales, fuera de los límites permitidos por la normatividad en cuanto a contenido
de contaminantes.
Ø Derrames de hidrocarburos, sustancias peligrosas, combustibles y lubricantes debido a fugas y/o accidentes,
los cuales pueden afectar las aguas superficiales donde se ubicarán las plataformas.
Ø Durante la instalación del ducto, la remoción del lecho marino provoca alteraciones en la turbidez del
medio acuático.
Ø La descarga accidental al mar de recortes de perforación, residuos de materiales industriales provenientes de
las actividades de instalación, basura generada en las diferentes etapas, afectarán el agua circundante.
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ECOSISTEMA ACUÁTICO Y BIOTA.
Las posibles afectaciones son originadas en la etapa de instalación por el tendido del ducto, en donde se realizará
el dragado del lecho marino originando la modificación al ecosistema marino a lo largo del trayecto del ducto.
El vertimiento de las aguas residuales, la descarga accidental de desechos sólidos, basura, residuos de materiales,
y recortes de perforación; y los posibles derrames de hidrocarburos afectarán el hábitat de todos los
organismos presentes en el medio ambiental.
MEDIO SOCIOECONÓMICO.
Las posibles afectaciones se presentarían por la demanda de mano de obra, de servicios municipales y privados, y
por la captación ingresos por la venta de los hidrocarburos.
III. VINCULACIÓN CON LOS INSTRUMENTOS DE PLANEACIÓN Y
ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES.
III.1. Información Sectorial.
En la Sonda de Campeche la actividad predominante es la extracción de hidrocarburos; actualmente la
riqueza petrolera en la región marítima de la Sonda de Campeche, en el Sureste del País, corresponde a una
reserva probada de 13 277,6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE) de hidrocarburos,
de acuerdo con estudios concluidos por la subsidiaria (PEP) que corroboraron la existencia de un gran potencial
de hidrocarburos en la Sonda de Campeche. De ese total, 11 936,1 millones de barriles por día
corresponden específicamente a petróleo crudo y el resto a otros hidrocarburos como los condensados, líquidos
de planta y gas seco (PEMEX, 1999).
El reciente éxito de Pemex en incrementar la producción anual de crudo estuvo limitado en 1998 por los
acuerdos alcanzados con otras naciones productoras para restringir las exportaciones de petróleo crudo ante
el desplome de los precios internacionales. No obstante, la inversión de la empresa en métodos de
recuperación secundaria y otras técnicas de mejora en la producción de campos continuó generando
resultados positivos, particularmente en las vastas operaciones de Pemex en el Golfo de México.
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La producción del campo gigante costa afuera Cantarell, un objetivo central de las recientes inversiones de la
empresa en nuevas tecnologías de extracción, ha crecido a un promedio anual de 7,5 % durante los últimos
cuatro años. En total las operaciones marinas representaron más de 75% de la producción de petróleo crudo de
Pemex en 1998. Más de la mitad de las reservas probadas de petróleo crudo del país se encuentra en campos bajo
las aguas del Golfo de México.
El crudo pesado, que aporta la mayor parte de las reservas costa afuera de México, representó 54% de la
producción total en 1998, en tanto que el crudo ligero significó 28%, y el superligero el 18% restante.
El año pasado, la producción costa afuera en el Golfo de México continuó siendo un objetivo primordial de
los programas de inversión de PEP. Las nuevas tecnologías de perforación y las técnicas de desarrollo de
campos aplicadas al crudo pesado del yacimiento Cantarell, el más grande de México, han elevado su
producción anual durante los últimos tres años, hasta alcanzar 1,3 millones de barriles por día a finales de 1998
y continúan ampliando su vida útil.
En 1998 el gasto de inversión de Pemex en actividades de exploración y producción se incrementó 28% en dólares,
a pesar de los sustanciales recortes requeridos por la persistente caída en los precios del petróleo crudo.
Los programas de inversión para mejorar la capacidad productiva de las vastas operaciones costa afuera que
realiza México y elevar la producción nacional de gas natural recibieron la más alta prioridad. Los nuevos estudios
de reservas, auditados independientemente, que fueron terminados para todas las regiones productoras del
país, subrayan la importancia de esta estrategia.
No obstante, la inversión de la empresa en métodos de recuperación secundaria y otras técnicas de mejora en
la producción de campos continuó generando resultados positivos, particularmente en las vastas operaciones de
Pemex en el Golfo de México. Un objetivo central de las recientes inversiones de la empresa en nuevas tecnologías
de extracción, ha crecido a un promedio anual de 7,5 % durante los últimos cuatro años.
En total, las operaciones marinas representaron más de 75% de la producción de petróleo crudo de Pemex en 1998.
Las principales prioridades incluyeron el mantenimiento y la expansión de la infraestructura existente, el uso
de tecnologías probadas para reducir los costos de extracción y desarrollo, y la adopción de nuevas
herramientas computacionales de información para mejorar las características de riesgo-recompensa de los
programas de exploración y desarrollo futuros.
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Con la puesta en marcha de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral
se incrementara la productividad de dichos campos mediante la perforación de cinco pozos de producción,
la instalación de un gasoducto que permita transportar el crudo de Abkatún-A a Caan-A; así como la instalación de
un módulo de compresión y módulo habitacional que optimizarán las condiciones actuales en los campos involucrados.
Con la puesta en marcha de las obras correspondientes a cada uno de los campos mencionados anteriormente
se logrará la recuperación de gas y crudo, con lo que se aumentará la productividad de los campos.
III.2. Vinculación con las Políticas e Instrumentos de Planeación del Desarrollo en la Región.
Tomando en cuenta que el presente proyecto abarca la porción marina frente a las costas de Campeche, en
este apartado se analizan las disposiciones jurídico normativas a nivel Federal e Internacional, aplicables a
los diferentes aspectos involucrados en la gestión y protección ambiental de las zonas costeras y marinas, las
cuales deben ser consideradas para el desarrollo del presente proyecto.
En la resolución A.527(13) sobre el establecimiento del Sistema de Control de Tráfico Marino en el Golfo
de Campeche y de la Terminal Marítima Petrolera a la Altura de Cayo Arcas (1978 y 1981), apartado 2.7 se
menciona el acuerdo por el cual se establece un polígono en la Sonda de Campeche se encuentra concesionada
a Petróleos Mexicanos para la exploración y explotación de hidrocarburos, actividad que es regulada a través de
la normatividad Federal en materia de Protección Ambiental, en particular por la Ley General del Equilibrio
Ecológico y la Protección al Ambiente y los reglamentos y normas que en ella se sustentan.
Ese conjunto de normas y regulaciones para el uso de la Sonda de Campeche se compone por las siguientes:
Dicho polígono en la Sonda de Campeche se determina como “zona federal” dentro de la Zona Económica Exclusiva
y posee un área de 2 600 km2 de la cual Petróleos Mexicanos cuenta con la concesión de 900 km2 para la
exploración y explotación de hidrocarburos, actividad que se regula por la Ley Reglamentaria del Art.
27 Constitucional en el ramo petrolero.
El área de desarrollo del proyecto se encuentra dentro del polígono determinado como exclusivo para
actividades petroleras, de acuerdo con la Ley Reglamentaria del Art. 27 constitucional.
El área donde se desarrollará el proyecto se encuentra concesionada a Petróleos Mexicanos dentro de los 900
km2 dedicados a este fin, el cual PEP, cuenta con la autorización para la exploración y explotación del recurso y
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su desarrollo a futuro.
Ø Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006.
El objetivo estratégico fundamental del Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006 con respecto a la política económica
es promover un crecimiento económico vigoroso y sustentable que fortalezca la soberanía nacional y redunde en
favor del bienestar social de todos los mexicanos. Asimismo, se pretende una convivencia fincada en la democracia
y la justicia; es por eso que las políticas de aliento al crecimiento económico se aplicarán conjuntamente
con estrategias, programas y acciones que tiendan a mejorar las condiciones ambientales y promover un uso
racional de los recursos naturales.
El crecimiento sostenido de la economía así como el empleo y los ingresos de los trabajadores del campo y la
ciudad requieren de la inversión para aumentar la infraestructura de las instalaciones y la maquinaria para
la producción de todos los sectores económicos.
Sin inversión suficiente, no es posible ampliar la capacidad productiva ni absorber el aumento de la mano de obra.
Para impulsar el crecimiento económico sostenido y sustentable a que se refieren los párrafos anteriores, se plantean
en el Plan Nacional de Desarrollo las siguientes cinco grandes líneas de estrategia:
Ø Hacer del ahorro interno la base fundamental del financiamiento del desarrollo nacional y asignar un
papel complementario al ahorro externo.
Ø Establecer condiciones que propicien la estabilidad y la certidumbre para la actividad económica.
Ø Promover el uso eficiente de los recursos para el crecimiento.
Ø Desplegar una política ambiental que haga sustentable el crecimiento económico.
Ø Aplicar las políticas sectoriales pertinentes.
De estas estrategias, dentro de la tercera se considera el fortalecimiento de la capacidad de respuesta estratégica y
la eficiencia operativa de PEMEX para apoyar el crecimiento y la creación de empleos, la empresa y sus
subsidiarias concentrarán su esfuerzo en la exploración y producción primaria teniendo como prioridad la
ampliación de la plataforma petrolera y tomando acciones para que el suministro de combustibles industriales
sea rápido, confiable, a precios competitivos y en las cantidades requeridas en el ámbito nacional e internacional.
Se promoverá una activa participación privada en la conducción, transporte, distribución y comercialización de
los hidrocarburos.
El Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006 puntualiza claramente que las políticas y acciones en materia de
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medio ambiente y recursos naturales, se sustentarán también en nuevos esquemas de corresponsabilidad
y participación social, mejorando la información a la sociedad y fortaleciendo las actuales formas de
involucramiento ciudadano en esta política pública.
Por lo tanto, el desarrollo de proyectos como el analizado en el presente estudio es una muestra de que PEP
para cumplir con las líneas marcadas en el Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006, ha concentrado su esfuerzo en
la explotación y producción primaria y, además, el diseño de sus proyectos los ha emprendido cubriendo los
requisitos que establece la legislación vigente promoviendo el desarrollo de estudios ambientales
como Manifestaciones de Impacto Ambiental y Estudios de Riesgo, entre otros, cumpliendo con la política
ambiental planteada a fin de alcanzar un crecimiento sustentable.
Ø Programa de Medio Ambiente 2000-2006.
La formulación de este programa se fundamenta en las disposiciones jurídicas que regulan el Sistema de
Planeación del Desarrollo Nacional, en las directrices del Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006 y los principios
y lineamientos estratégicos formulados por la Secretaría del Medio Ambiente, Recursos Naturales (SEMARNAT).
Una de las directrices de este plan es la política ambiental para un crecimiento sustentable; en materia de
regulación ambiental la estrategia se concentrará en consolidar e integrar la normatividad y en garantizar
su cumplimiento. Asimismo, define los lineamientos para frenar las tendencias de deterioro ecológico; inducir
un ordenamiento del territorio nacional, tomando en cuenta que el desarrollo sea compatible con las aptitudes
y capacidades ambientales de cada región; aprovechar de manera plena y sustentable los recursos naturales,
como condición básica para la superación de la pobreza y cuidar el ambiente y los recursos naturales conforme a
la demanda y en cumplimiento de las leyes.
El plan define que el factor de promoción en la regulación ambiental estará dado por un sistema de incentivos que,
a través de normas e instrumentos económicos, alienten a productores y consumidores a tomar decisiones que
apoyen la protección del ambiente y el desarrollo sustentable.
La atención a los problemas ambientales y la inducción de nuevos procesos de desarrollo requieren de la utilización
de una amplia gama de instrumentos que hacen disponibles la legislación y las instituciones vigentes, los
cuales constituyen las herramientas fundamentales de actuación tanto del gobierno como de la sociedad; como parte
de estas herramientas, se considera la evaluación del riesgo ambiental, para generar información ambiental y
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un proceso analítico para evaluar elementos más comprensivos de costo y beneficio social en cada proyecto
de desarrollo. Esta evaluación es un instrumento de aplicación específica y requiere analizar las particularidades
de cada caso, ejerciendo una regulación en distintos planos y etapas.
Ø Plan Municipal de Desarrollo Cd. Del Carmen.
El Municipio de Carmen es el área terrestre en la cual se desarrollan las principales actividades vinculadas con la
zona marina petrolera, por lo cual dentro de su plan municipal de desarrollo la relación con la industria petrolera
es primordial para el alcance de sus objetivos fundamentales.
El Plan Municipal de Desarrollo (PMD) parte de un diagnóstico general del municipio en cada uno de los aspectos
que lo conforman: (población, servicios, economía, entre otros) con base en esto se proponen ciertas estrategias para
el cumplimiento de los objetivos planteados en cada rubro.
Para ello, plantea el apoyo de varios programas dentro del cual destaca el de vinculación con PEMEX para el
mejor desarrollo de las actividades que se emprenden para satisfacer las demandas de la comunidad y los efectos de
la explotación de hidrocarburos en la región.
De acuerdo con la vinculación del PMD, el municipio será el encargado de proveer servicios básicos, (agua potable
y drenaje público). Dicha capacidad de servicios estará vinculada directamente con la tasa de crecimiento de la Isla
del Carmen influenciada en parte por fenómeno social de Pemex.
Dentro de los insumos necesarios la infraestructura portuaria presenta servicios de carga y descarga industrial
pesquera y petrolera suficiente y no cuenta con planes de expansión, la administración se realiza a través de
la Administración Portuaria Integral. Los servicios públicos de estas áreas son proporcionados por el H. Ayuntamiento.
Por lo anterior se puede decir que el desarrollo de este proyecto no es contrario a las políticas de desarrollo
enmarcadas dentro del PMD de Cd. del Carmen, aunque en este último no se menciona obras de este tipo ni estas
se desarrollaran dentro del Municipio de Carmen, solamente utilizarán infraestructura portuaria.
III.3 Análisis de los Instrumentos Normativos.
El análisis de la normatividad aplicable al desarrollo del proyecto, considerará implicaciones nacionales
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e internacionales, ya que su influencia como instrumento legal es base del desarrollo dentro de los estatutos para
el buen funcionamiento y prevención de acciones que puedan ocasionar situaciones de riesgo o contingencias para
el ambiente o personal.
En lo que respecta a los recursos naturales de la plataforma continental, la Constitución Política de los Estados
Unidos Mexicanos, en los párrafos cuarto y quinto del Artículo 27, establece que "corresponde a la Nación el
dominio directo de todos los recursos naturales de Ia Plataforma Continental y los zócalos submarinos de Ias islas"
y que, “son propiedad de la Nación, las aguas de los mares territoriales, en la extensión y términos que fije el
derecho internacional, así como las aguas marinas interiores”.
El ejercicio de esta soberanía, se extiende a la Zona Económica Exclusiva situada fuera del mar territorial y
adyacente a éste. La Zona Económica Exclusiva se extiende a 200 millas náuticas, a partir de la línea de base desde
la cual se mide el mar territorial dentro del cual se desarrollará el proyecto.
A continuación se mencionará el marco legal en función a las distintas actividades del proyecto.
LEYES.
Ø Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (Modificada el 31 de Diciembre del
2002). Publicada en el Diario Oficial de la Federación (D.O.F.) en fecha 28 de Enero de 1988, la institución
encargada de su observancia y cumplimiento es la Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales
(SEMARNAT). Esta ley tiene como objetivos establecer los lineamientos para la preservación y restauración
del equilibrio ecológico, así como la protección al ambiente en el territorio nacional y las zonas sobre las que la
nación ejerce su soberanía y jurisdicción.
Las disposiciones contenidas en el Título IV respectivo a la protección al ambiente en los Capítulos II y III:
prevención y control de la atmósfera y del agua y de los ecosistemas acuáticos, respectivamente.
Dentro de las observaciones contenidas en esta ley, aquéllas que contienen una vinculación directa con las acciones
del proyecto son las disposiciones contenidas en el Titulo IV respectivo a la protección al ambiente y el agua así
como de los ecosistemas acuáticos respectivamente. También se establece el Reglamento de la Ley General
del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente. Publicado en el D.O.F el 7 de Junio de 1988, de observancia
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en todo el territorio nacional y las zonas donde la Nación ejerce su soberanía y jurisdicción y tiene por
objeto reglamentar la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, en materia de impacto
y riesgo ambiental.
Ø Ley de Aguas Nacionales.
La Ley Federal de Aguas es promulgada el 11 de Enero de 1972, y posteriormente reformada (en 1974, 1975 y
1976) se abrogo por la Ley de Aguas Nacionales (D.O.F. del
1 de Diciembre de 1992) tiene por objeto regular la explotación, uso y aprovechamiento de dichas aguas,
su distribución y control, así como la preservación de su cantidad y calidad para lograr su desarrollo
integral sustentable, reglamentando de esta forma, las disposiciones, en materia de aguas del párrafo quinto
del Articulo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Ø Las de los mares territoriales en la extensión y términos que fije el derecho internacional.
Ø Las aguas marinas interiores.
Ø Las de las lagunas y esteros que se comuniquen permanentemente o intermitentemente con el mar.
Ø Las de los manantiales que broten en las playas, zonas marítimas, cauces, vasos o riberas de los lagos, lagunas
o esteros de propiedad nacional.
Ø Las que correspondan a la Nación en virtud de tratados internacionales.
Ø Las playas y zonas marítimo terrestres.
Ø Los terrenos ganados al mar y las islas que existen o que se formen en el mar territorial .
Las aguas costeras constituyen un bien tutelado por la Nación, bajo declaración de patrimonio de utilidad pública,
que requiere por su naturaleza e importancia la aplicación estricta de políticas de control y manejo.
Ø Ley de Navegación.
Publicada en el Diario Oficial de la Federación (D:O:F:), el 4 de enero de 1994, entró en vigor a partir del 5 de
enero de 1994. La institución encargada de su observancia es la Secretaría de Comunicaciones y Transportes.
Establece que en el Art. 4, la obligatoriedad de la aplicación de la legislación mexicana para embarcaciones
mexicanas y extranjeras cuando se encuentren en aguas de jurisdicción nacional y la obligatoriedad de esta
para embarcaciones mexicanas cuando se encuentren en aguas sometidas a otra jurisdicción, sin perjuicio de
la observancia de la ley extranjera.
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Regula las vías generales de comunicación por agua, la navegación y los servicios que en ella se prestan. Dentro
de esta ley destacan los artículos contenidos en el Capítulo VII del Título 3o. referentes a la prevención de
la contaminación marina en los que se establece la prohibición de arrojar cualquier sustancia u objeto que
ocasionen daños en las aguas de jurisdicción mexicana así como la vinculación para el cumplimiento de normas
y acuerdos internacionales.
Ø Ley Federal del Mar.
Esta Ley es reglamentaria de los párrafos Cuarto, Quinto, Sexto y Octavo del Artículo 27 de la Constitución Política
de los Estados Unidos Mexicanos, en lo relativo a las zonas marinas mexicanas.
Las zonas marinas mexicanas son las siguientes: mar territorial, las aguas marinas interiores, zona contigua, la
zona económica exclusiva, la plataforma continental y las plataformas insulares y cualquier otra permitida por
el derecho internacional.
Por lo que respecta a la protección y preservación del medio marino, se aplican tanto las disposiciones de esta Ley y
su Reglamento, como las que en esta materia se señala en la Ley General de Salud, la Ley General del
Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y sus respectivos reglamentos, la Ley Federal de Aguas y
demás leyes y reglamentos aplicables vigentes, así como Ias normas pertinentes de derecho internacional
para prevenir, reducir y controlar la contaminación del medio marino.
Así mismo, la soberanía de la Nación y sus derechos de soberanía, jurisdicciones y competencias dentro de los
límites de las respectivas zonas marinas se ejercerán conforme a los ordenamientos señalados, en relación con:
Ø Las obras, islas artificiales, instalaciones y estructuras marinas.
Ø El régimen aplicable a los recursos marinos vivos, inclusive su utilización y conservación.
Ø El aprovechamiento económico del mar, incluyendo la utilización de minerales disueltos en sus aguas,
la producción de energía eléctrica o térmica derivada de las mismas, de las corrientes y de los vientos, la captación
de energía solar en el mar, el desarrollo de la zona costera, la maricultura, el establecimiento de parques
marinos nacionales, la promoción de la recreación y el turismo y el establecimiento de comunidades pesqueras.
Ø La protección y preservación del medio marino incluyendo la prevención de su contaminación; y
Ø La realización de actividades de investigación científica marina.
Por otra parte, la particular importancia que reviste en las zonas marinas, la explotación, beneficio
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aprovechamiento, refinación transportación, almacenamiento, distribución y venta de hidrocarburos y
minerales submarinos, requiere de la aplicación de diversas regulaciones. Por lo que estas actividades se rigen
tanto por las leyes reglamentarias del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y en materia Minera y
sus respectivos reglamentos, como por lo señalado en la Ley Federal del Mar (Diario Oficial de la Federación 8
de enero de 1986).
Ø Ley de Puertos.
Expedida el 12 de julio de 1993; la institución encargada de la vigilancia de su aplicación es la Secretaría
de Comunicaciones y Transportes. Esta ley, así como su reglamento, tienen por objeto regular los puertos,
terminales marinas e instalaciones portuarias, su construcción, uso, aprovechamiento explotación operación y
formas de administración así como la prestación de los servicios portuarios,
La presente ley es de orden público y de observancia en todo el territorio nacional, y tiene por objeto regular
los puertos, terminales, marinas e instalaciones portuarias, su construcción, uso, aprovechamiento,
explotación, operación y formas de administración, así como la prestación de los servicios portuarios.
En el artículo III, se establece todo lo relacionado con la administración, operación y servicios portuarios, así
como con las demás actividades conexas a estos, estará sujeto a la competencia de los poderes federales
En el ARTÍCULO IX, se clasifican a los puertos según:
I. Por su navegación en:
A) De altura, cuando atiendan embarcaciones, personas y bienes en navegación entre puertos o puntos nacionales
e internacionales, y
II. Por sus instalaciones y servicios, enunciativamente, en:
B) Industriales, cuando se dediquen, preponderantemente, al manejo de bienes relacionados con
industrias establecidas en la zona del puerto o terminal.
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La obligatoriedad de esta ley, se presenta en apego a las tramites administrativos portuarios de las
embarcaciones utilizadas para el desarrollo del proyecto (abastecedores, chalanes, barcos guía, chatarreros,
barcazas). Su aplicación se rige por el Reglamento de la ley de Puertos
Ø Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
Publicada en el D.O.F. el 29 de noviembre de 1958 en vigor al día siguiente de su publicación en el DOF.
Establece en el Art. 1.- Corresponde a la nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los
carburos de hidrogeno que se encuentren en el territorio nacional incluida la plataforma continental- en mantos
o yacimientos, cualquiera que sea su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que componen el
aceite mineral crudo, lo acompañan o se derivan de él.
Confiere también en el Art. 4, que la Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las
demás actividades a que se refiere el artículo 3, que se consideran estratégicas en los términos del articulo 28,
párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, por conducto de petróleos mexicanos
y sus organismos subsidiarios.
Ø Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 16 de julio de 1992. Establece las actividades que le
corresponden en exclusiva en las áreas estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica,
por conducto de petróleos mexicanos y de los organismos descentralizados subsidiarios en los términos que esta
ley establece, y de acuerdo con la ley reglamentaria del articulo 27 constitucional en el ramo del petróleo y
sus reglamentos.
En el Art. III, establece la creación de Pemex, Exploración y Producción como organismo con personalidad Jurídica
y patrimonios propios, dedicado a la exploración y producción del petróleo y el gas natural; su
transporte, almacenamiento en terminales y comercialización.
CONVENIOS.
Ø Convenios Internacionales.
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La vinculación del proyecto con la normatividad internacional, se efectúa con apego a la ubicación del proyecto,
que aunque se considera como patrimonio nacional, también forma parte del sistema de navegación
portuaria internacional, y su uso es restringido; a usos petroleros. Las embarcaciones que hagan uso de esta
área, deberán apegarse a convenios internacionales firmados y aceptados por México.
Ø Convenio sobre Cooperación, Preparación y Lucha contra la Contaminación por
Hidrocarburos (noviembre 30, 1990).
Entró en vigor el 13 de mayo de 1995. La finalidad de tal convenio es proporcionar un marco mundial para
la cooperación internacional en la lucha contra sucesos importantes o amenazas de contaminación del mar.
Dicho convenio estipula el desarrollo de planes para hacer frente a sucesos de contaminación. Teniendo en cuenta
que la protección de los trabajadores contra las enfermedades, sean o no profesionales, y contra los accidentes
de trabajo constituye una de las tareas asignadas a la Organización Internacional del Trabajo por su Constitución.
Ø Convenio Internacional para la seguridad de la vida humana en el mar (SOLAS, noviembre 01, 1974) y
sus dos protocolos de enmienda (febrero 17, 1978 y noviembre 11, 1988).
Entró en vigor el 25 de mayo de 1980. Está considerado como el más importante de todos los
tratados internacionales; el objetivo principal del convenio es estipular normas mínimas para la construcción, el
equipo y la utilización de embarcaciones compatibles con su seguridad. En general este convenio presenta
importantes aspectos de seguridad tales como:
Lo relativo al Sistema Mundial de Seguridad y Socorro Marítimos (SMSSM) que consta de todo un sistema
de comunicación para salvar la vida humana en el mar, en caso de encontrarse en peligro.
Ø Convenio Internacional para prevenir la contaminación por buques (noviembre 2, 1973) y su protocolo
de enmienda (febrero 17, 1978) (MARPOL 73/78).
México ratificó su ingreso a este convenio en abril de 1992. Aplicado para la protección del medio humano en
general y, en particular, el marino por la contaminación causada por derrame accidental, negligente o deliberado
de hidrocarburos y otras sustancias perjudiciales. Impone restricciones a la contaminación del mar, la tierra y el
aire, por los buques. Abarca todos los aspectos técnicos de la contaminación procedente de buques, excepto
el vertimiento de desechos en el mar y se aplica a todos los tipos de buques.
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El convenio tiene cinco Anexos que contienen reglas para la prevención de las diversas formas de contaminación:
ü Anexo I. Prevención de la contaminación por hidrocarburos entró en vigor el
2 de octubre de 1983.
ü Anexo II. Prevención de la contaminación por sustancias nocivas líquidas, vigente a partir del 6 de abril de 1987.
ü Anexo III. Prevención de la contaminación por sustancias perjudiciales transportadas en paquetes,
contenedores, tanques portátiles y camiones-cisterna o vagones-tanque, en vigor desde el 1 de julio de 1992.
ü Anexo IV. Prevención de la contaminación por las aguas sucias, entrará en vigor
12 meses después de su ratificación por 15 estados cuyas flotas mercantes combinadas representen cuando menos
el 50% de la flota mundial. Actualmente el Anexo ha sido aceptado por 51 estados con el 41% del tonelaje mundial.
ü Anexo V. Prevención de la contaminación por basura, entró en vigor el
31 de diciembre de 1988.
En México, Pemex, ha adoptado las reglas del anexo V, más sobresalientes de acuerdo con las actividades de
Pemex Exploración y Producción, en especial las siguientes reglas:
• Regla 3: De las prohibiciones e indicaciones de cuales son los materiales que pueden ser arrojados y
las condiciones de estos.
•
Regla 4. De prescripciones especiales para eliminación de basura y el tratamiento en instalaciones mar adentro
• Regla 5. Definición de las condiciones de la Zona del Gran Caribe, y las condiciones de eliminación de basura
de dicha zona.
Ø Convenio sobre la Prevención de la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras
Materias (Noviembre 13, 1972).
Entró en vigor el 30 de agosto de 1975. Publicado en el Diario Oficial del día 16 de julio de 1975. Creado en
México D.F., Washington, Londres y Moscú, el 29 de diciembre de 1972. Aprobado por el Senado el 13 de
diciembre de 1973, según decreto publicado en el Diario Oficial del 27 de mayo de 1974. El convenio tiene
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carácter mundial y prohíbe el vertimiento de ciertos materiales potencialmente peligrosos, exige un permiso
general previo para otros desechos o materias, considerando dentro del artículo XII que:
ü Las Partes Contratantes se comprometen a fomentar, dentro de los organismos especializados competentes y
de otros órganos internacionales, la adopción de medidas para la protección del medio marino contra la
contaminación causada por:
•
Hidrocarburos, incluido el petróleo y sus residuos y
• Desechos originados en el curso de operaciones de buques, aeronaves, plataformas y otras construcciones en
el mar.
• Desechos u otras materias directamente derivados de la exploración, explotación y tratamientos afines fuera de
la costa, de los recursos minerales de los fondos marinos o con ellos relacionados.
Ø Iniciativa del Gran Caribe para los Desechos Generados por los Buques (WCISW).
Proyecto de asistencia técnica a partir de una solicitud presentada por los 22 países en desarrollo de la Región del
Gran Caribe (RGC), para apoyar la implementación de MARPOL 73/78 y la designación de la Región como
“Zona Especial”. La RGC abarca dos áreas marítimas, el mar Caribe y el Golfo de México y es una de las zonas
más transitadas del mundo. Dentro del artículo 3, disposiciones generales considera:
Las partes contratantes cooperarán dentro de sus posibilidades, en la adopción de todas las medidas, tanto
preventivas como correctivas, que sean necesarias para proteger el medio marino y costero de la Región del
Gran Caribe, particularmente las zonas costeras de las islas de la región, contra los incidentes de derrame
de hidrocarburos.
Después de la ratificación por parte del Gobierno Mexicano se estableció, el Convenio del protocolo relativo a
la cooperación para combatir los derrames de hidrocarburos en la región del gran caribe, el cual establece
que conscientes de que las actividades de exploración, producción y refinación de hidrocarburos, así como el
tráfico marítimo conexo, constituyen una amenaza de considerables derrames de hidrocarburos en la Región del
Gran Caribe,
En el Art.1 se establece que por "incidente de derrame de hidrocarburos" se entiende una descarga o una
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amenaza substancial de descarga de hidrocarburos, sea cual fuere su causa, de una magnitud que requiera una
acción de emergencia o inmediata para reducir sus efectos o eliminar la amenaza.
Dentro del Art.2 se define la actitud de la organización ante los incidentes de derrame de hidrocarburos que
tenga como resultado la contaminación del medio marino y costero de la Región del Gran Caribe o que
afecten adversamente a los intereses conexos de una o varias Partes Contratantes o constituya un peligro
considerable de contaminación.
En el art.3 sección 1. Se establece como obligación de los contratantes a cooperar dentro de sus posibilidades, en
la adopción de todas las medidas, tanto preventivas como correctivas, que sean necesarias para proteger el
medio marino y costero de la Región del Gran Caribe, particularmente las zonas costeras de las islas de la
región, contra los incidentes de derrame de hidrocarburos
Ø Acuerdos Paralelos del Tratado de Libre Comercio (TLC).
El acuerdo de Cooperación Ambiental de América del Norte art.10(6)(d), dispone que la Comisión para
la Cooperación Ambiental, estudie sobre una base permanente los efectos ambientales del TLC, constituido
para auxiliar a la CCA, a diseñar el marco de trabajo que le permita cumplir con el mandato señalado. Dicho
convenio se ha puesto en marcha desde el verano de 1995.
Las disposiciones del TLC, se aplican en dos criterios con el desarrollo del proyecto, en lo relacionado con
los aspectos de medio ambiente cuyos apartados más importantes ratifica:
a) De las obligaciones comerciales de los tres países derivadas de convenios internacionales determinados
sobre especies en vías de extinción, sustancias que dañan la capa de ozono y desechos peligrosos prevalecerán
sobre las disposiciones del Tratado, sujeto al requisito de minimizar la incompatibilidad de estos convenios con
el TLC. Con ello, se asegura que el TLC no limite el derecho de cada país para adoptar medidas conforme a
dichos convenios.
En el Tratado se dispone que ningún país miembro deberá disminuir el nivel de protección de sus normas de
salud, seguridad o medio ambiente, con el propósito de atraer inversión.
En lo relacionado con energéticos establece:
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Los tres países reiteran en el TLC el pleno respeto a sus respectivas constituciones. Asimismo, reconocen que
es deseable fortalecer el importante papel del comercio de bienes energéticos y petroquímicos básicos en la región,
y mejorarlo mediante una liberalización gradual y sostenida.
Cualquier restricción a la importación o exportación de energía se limitará a ciertas circunstancias específicas, como
la conservación de los recursos naturales agotables, el manejo de una situación de escasez, o la aplicación de un
plan de estabilización de precios.
Esta sección también limita las situaciones en las que un país signatario podrá restringir las exportaciones
o importaciones de bienes energéticos o petroquímicos básicos por razones de seguridad nacional. Sin embargo,
con base en una reserva estipulada por México, el comercio de bienes energéticos entre México y los otros
países signatarios no se sujetará a esta disciplina, puesto que se regirá por la disposición general del Tratado
sobre seguridad nacional que se describe en la sección de Excepciones.
El Estado mexicano se reserva la exclusividad en la propiedad de los bienes, y en las actividades e inversión en
los sectores del petróleo, gas, refinación, petroquímicos básicos, energía nuclear y electricidad.
Ø Acuerdo de Cooperación Sobre el Medio Ambiente de América del Norte.
El 12 de agosto de 1993 se concluyeron las negociaciones del Acuerdo de Cooperación sobre el Medio Ambiente
de América del Norte. El acuerdo contribuirá al logro de las metas y los objetivos económicos, comerciales
y ambientales del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLC), al fortalecer la cooperación en materia
del medio ambiente y la aplicación de las leyes y los reglamentos nacionales. Este acuerdo y el TLC funcionarán
de manera complementaria para promover el desarrollo sustentable en la región.
Los objetivos del Acuerdo incluyen la promoción del desarrollo sustentable, la cooperación para conservar, proteger
y mejorar el medio ambiente, así como el cumplimiento y la aplicación efectiva de las leyes nacionales en materia
de medio ambiente. El Acuerdo promueve, también, la transparencia y la participación pública en el desarrollo
y mejoramiento de las leyes y políticas ambientales.
Dentro del Art. 3: Niveles de protección se reconoce que:
El derecho de cada una de las partes de establecer, en lo interno, sus propios niveles de protección ambiental, y
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de políticas y prioridades de desarrollo ambiental, así como el de adoptar y modificar, en consecuencia, sus leyes
y reglamentos ambientales, cada una de las Partes garantizará que sus leyes y reglamentos prevean altos niveles
de protección ambiental y se esforzará por mejorar dichas disposiciones.
En el Art. 10: Funciones del consejo se establece:
1. El Consejo será el órgano rector de la Comisión y estará conformado por representantes de la Secretaría de cada
País y le corresponderá tomar y ejecutar decisiones relacionadas a:
(i) la conservación y la protección de la fauna y la flora silvestres así como de sus hábitats y de las áreas naturales
bajo protección especial
(l) asuntos ambientales que se relacionen con el desarrollo económico;
Ø Convenio para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y
Otras Materias (enero 23, 1979).
El presente reglamento se aplica a los vertimientos deliberados de materias, sustancias o desechos en aguas
marítimas jurisdiccionales mexicanas. Corresponde a la Secretaría de Marina, a través de la Armada de México y
de las direcciones especializadas de la propia Secretaría la aplicación de este reglamento respecto del cumplimiento
de sus disposiciones, aspectos técnicos y otorgamiento de los permisos. Dentro de las restricciones más
importe incluye:
ARTÍCULO III.
A los efectos del presente Convenio: a) Por "vertimiento" se define:
i) toda evacuación deliberada en el mar de desechos u otras materias efectuadas desde buques, aeronaves,
plataformas u otras construcciones en el mar;
II) todo hundimiento deliberado en el mar de buques, aeronaves, plataformas u otras construcciones en el mar.
III) la evacuación en el mar de desechos y otras materias que sean incidentales a las operaciones normales de
buques, aeronaves, plataformas u otras construcciones en el mar y de sus equipos o que se deriven de ellas, excepto
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los desechos y otras materias transportados por o a buques, aeronaves, plataformas u otras construcciones en el
mar, que operen con el propósito de eliminar dichas materias o que se deriven del tratamiento de dichos u
otras materias en dichos buques, aeronaves, plataformas o construcciones;
c) La evacuación de desechos u otras materias directamente derivadas de la exploración, explotación y
tratamientos afines, fuera de la costa, de los recursos minerales de los fondos marinos o con ellos relacionados
no estará comprendida en las disposiciones del presente Convenio.
Otras disposiciones:
Decreto promulgación de 1978 relativo al Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los
buques, 1973. Promueve la aceptación de México del convenio Marpol, así como sus aplicaciones y
normatividades, en los apartados I, III y V.
La Secretaría de Desarrollo Social (SEDESOL) propuso que la atención a este nuevo compromiso
internacional recayese en un cuerpo colegiado integrado por la Secretaría de Marina, la Secretaría de Minas e
Industria Paraestatal, la Secretaría de Comunicaciones y Transportes, la Secretaría de pesca, Petróleos Mexicanos y
la Propia SEDESOL. De esta forma representantes de cada una de las dependencias mencionadas formularon
una serie de requisitos con los cuales la Consultoría Jurídica de la Secretaría de relaciones Exteriores, elaboró
un proyecto con las bases de coordinación y el Reglamento, 24 de Julio de 1992
(90 días a partir de la fecha de su ratificación) entró en vigor el compromiso de
México ante la OMI.
NORMATIVIDAD PEMEX.
Ø Plan de Contingencias de Petróleos Mexicanos Exploración y Producción en la Región Marina.
Establece las acciones necesarias para que el personal de Petróleos Mexicanos en la Región Marina, interactúe en
la toma de decisiones, respuestas y control ante una emergencia que se presente durante la exploración, explotación
y transformación de los hidrocarburos en las instalaciones marinas o terrestres debido a los riesgos asociados en
las operaciones.
Es un documento que se elabora con la finalidad de identificar y determinar todos los elementos necesarios
que permitan dar una respuesta adecuada a un caso de emergencia, definir las responsabilidades y tareas específicas
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y servir como instrumento guía para dar solución a esa respuesta.
Ø Plan Nacional de Contingencia para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y Otras
Sustancias Nocivas en el Mar.
Tiene como fin la aplicación de medidas inmediatas para evitar la expansión de los derrames de hidrocarburos
en planes de emergencia. Secretaría de Marina, 1989.
Ø Manual de Procedimientos para el Manejo de Residuos Peligrosos.
Establece las bases para el manejo de sustancias y materiales considerados como residuos peligrosos basándose en
la normatividad mexicana y convenios internacionales aceptados por México. Pemex Exploración y Producción, 1997.
Basados en la Ley Orgánica de Pemex y organismos subsidiarios, se establece la obligatoriedad de vigilar
la observancia de las disposiciones relativas a la normalización, así como aquellas encausadas al equilibrio ecológico
y preservación del medio ambiente que garanticen el uso adecuado de los recursos petroleros.
La creación del manual de procedimientos para el manejo de residuos peligrosos, deberá entenderse como
una herramienta para el personal operativo que participa en cualquier actividad relacionada con el manejo de
residuos peligrosos, para el personal administrativo que tiene a su cargo la gestión de los mismos, así como para
las empresas que prestan servicios a esta subdirección
Dicho manual es de observancia general y obligatoria en todas las instalaciones marinas y terrestres de la
región marina noroeste, así como para las compañías contratadas para prestar servicios y debe ser aplicado en todas
las ramas operativas que generen o manejen residuos peligrosos.
NORMAS OFICIALES MEXICANAS (NOM).
Las diferentes actividades contempladas en cada uno de los campos integrales, estará regulado por las
siguientes Normas Oficiales Mexicanas.
NORMAS OFICIALES MEXICANAS
NOM
NOM-001 – ECOL – 1996
DESCRIPCIÓN
ECOLÓGICAS
Límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas
residuales en aguas y bienes nacionales
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Característica de los residuos peligrosos y el listado de los mismos y los
límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente
Especies y subespecies de flora y fauna silvestres terrestres y acuáticas en
NOM-059 – ECOL –2001
peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial
que establece especificaciones para su protección
SECRETARÍA DE COMUNICACIONES Y TRANSPORTES
NOM-002-SCT4 – 1993
Terminología Marítima
Disposiciones especiales para los materiales y residuos peligrosos de la clase
NOM-007 – SCT/4-1995
3 (líquidos inflamables transportados).
Lineamientos para la elaboración del plan de contingencias para
NOM-012-SCT/4-1995
embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.
condiciones que deben cumplir las embarcaciones para el transporte de
NOM-021 – SCT/4-1995
productos petroquímicos
condiciones para el manejo y almacenamiento de mercancías peligrosas en puertos,
NOM-023-SCT4-1995,
terminales y unidades mar adentro
Detección, identificación, prevención y sistemas contraincendio para embarcaciones
NOM-025-SCT4-1995
que transportan hidrocarburos, químicos y petroquímicos de alto riesgo.
Documentación para mercancías peligrosas y transportadas en embarcaciones:
NOM-028-SCT/4-1995
Requisitos y especificaciones
Condiciones de seguridad para la estiba y trincado de carga en embarcaciones
NOM-030-SCT4-1996,
sobre cubierta y en bodegas
SECRETARÍA DE SALUBRIDAD Y ASISTENCIA
Requisitos sanitarios que deben cumplir los sistemas de abastecimiento de
NOM-012 – SSA1 – 1993
agua para uso y consumo humano públicos y privado
Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al monóxido de
NOM-021 – SSA1 -1993 carbono. Valor permisible para la concentración de (CO) en el aire ambiente,
como medida de protección a la salud de la población
Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de
NOM-022 – SSA1 -1993 azufre (SO2). Valor permisible para la concentración de (SO2) en el aire
ambiente, como medida de protección a la salud de la población
NOM-052 – ECOL – 1993
CONTINUACIÓN NORMAS OFICIALES MEXICANAS (NOM).
NORMAS OFICIALES MEXICANAS
NOM
NOM-023 – SSA1 -1993
NOM-024 – SSA1 -1993
DESCRIPCIÓN
SECRETARÍA DE SALUBRIDAD Y ASISTENCIA
Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de
nitrógeno (NO2). Valor permisible para la concentración de (NO2) en el aire
ambiente, como medida de protección a la salud de la población
Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto a las partículas
suspendidas totales (PST). Valor permisible para la concentración de (PST)
en el aire ambiente, como medida de protección a la salud de la población
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Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto a las partículas
menores de 10 micras (PM10). Valor permisible para la concentración de
NOM-025 – SSA1 -1993
(PM10) en el aire ambiente, como medida de protección a la salud de la
población
Que establece el método normalizado para la evaluación de riesgos a la salud
NOM-048-SSA1-1993
como consecuencia de agentes ambientales
NOM-127 - SSA1 - 1994 Límites permisibles de calidad y tratamiento a que debe someterse el agua
para su potabilización
SECRETARÍA DEL TRABAJO Y PREVISIÓN SOCIAL
Condiciones de seguridad para la prevención y protección contra incendio en
NOM-002- STPS - 1994
los centros de trabajo
Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria, equipos
NOM-004- STPS - 1999
y accesorios en los centros de trabajo
Condiciones de seguridad e higiene para la estiba y desestiba de los materiales
NOM-006-STPS - 1993
en los centros de trabajo
NOM-011- STPS - 1993 Condiciones de seguridad en los centros de trabajo donde se genere ruido
Exposición laboral de las condiciones térmicas elevadas o abatidas en los
NOM-015- STPS - 1994
centros de trabajo
NOM-016-STPS – 1993 Condiciones de seguridad en los centros de trabajo referente a ventilación
NOM-017- STPS - 1994
NOM-021-STPS-1994
NOM-027-STPS-1994
NOM-080-STPS-1993
Equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo
Requerimientos y características de los informes de los riesgos de trabajo que
ocurran, para integrar las estadísticas
Señales y avisos de seguridad e higiene
Higiene industrial, medio ambiente laboral. Determinación del nivel sonoro
continuo equivalente al que se exponen los trabajadores en los centros de
trabajo
Decretos de Veda.
Se aplican en la región decretos de vedas sobre especies de interés comercial, como el camarón, (Penaeus sp.)
002-PESC-1993, lebrancha (Mugil sp.) 016-PESC- 1995, pulpo (Octupus maya y O. vulgaris), 008-PESC-1993
y especies de caracol norma
013-PESC-1994 aunque dentro de la zona del proyecto no se permite la captura de estos organismos.
Estos decretos de veda se aplican de acuerdo con la Ley de Pesca
(D.O.F., 9 de Junio 1992). Es de mencionarse que aunque la normatividad aplicable a vedas tiene jurisdicción en
el mar territorial del Golfo de México, en la zona de desarrollo del proyecto, así como el área determinada a
PEMEX, para la exploración y explotación de hidrocarburos, no se permite la pesca comercial ni actividades
diferentes a barcos, que no sean las petroleras.
IV.2.2 MEDIO BIÓTICO.
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Debido a la situación geográfica de la zona, el área de estudio muestra características ecológicas especiales relacionadas
directa o indirectamente con la temporalidad, como son el intercambio de aguas oceánicas y costeras (que propician, o no,
la presencia de frentes, giros, y la estratificación de la columna de agua); la transición de sedimentos terrígenos y calcáreos
(que propician la formación de dos subsistemas ecológicos característicos que se mantiene a lo largo del año,
oscilando estacionalmente en función de la climatología y del patrón estacional de circulación costera), y la presencia
de actividades petroleras (Exploración y Producción desde hace aproximadamente 25 años).
Ecológicamente el área en donde se desea realizar la obra se encuentra en una región amplia donde los procesos costeros y ecológicos están estrechamente interconectados. Los
procesos climático-meteorológicos, la descarga de los ríos y los procesos sedimentarios son las principales variables físicas que controlan a los procesos biológicos.
En la descripción del entorno ecológico de la zona de desarrollo del proyecto, los principales hábitats (subsistemas o ambientes ecológicos) de la zona costera regional son los manglares,
los arrecifes de ostión, los pastos marinos y la plataforma adyacente con algunos arrecifes coralinos. Los primeros ambientes mencionados se sitúan en ecosistemas lagunares-estuarios
altamente dinámicos, ecológicamente estable pero físicamente variables.
La productividad biológica en los mares está determinada por varios factores como son la composición y las relaciones entre los organismos, la cantidad de nutrientes en el medio, la intensidad
de la radiación solar y los mecanismos de reproducción.
El principal factor hidrológico que determina las características de la fauna en la región, es la corriente del Golfo de México que lo penetra a través del Canal de Yucatán y fluye a través del
estrecho de Florida, esto determina que gran parte de la fauna localizada en el Golfo de México sea semejante o igual a la que se presenta en el Mar Caribe y en la región Atlántica.
Por otro lado, como en la mayoría de las regiones subtropicales, la alta temperatura del agua ocasiona un crecimiento rápido de los organismos y al mismo tiempo hace que estos maduren a
una edad temprana y por lo tanto con tallas más pequeñas.
Debido a la ubicación del proyecto, el área solamente es una vía transitoria de los peces, anfibios (tortugas) y
otros organismos nectónicos y de vida libre, ya que dentro de esta área no se considera como área de
alimentación, crianza o reproducción ya que no se presentan características necesarias para clasificarlas de
forma diferente (áreas de protección, biodiversidad o arrecifes de importancia).
A)
Vegetación Terrestre y/o Acuática.
Ø Tipo de Vegetación en la Zona (Flora Marina).
Numerosos factores, tales como temperatura, luz, salinidad, sustrato, nutrientes, corrientes y acción de las olas afectan la distribución y abundancia de las plantas marinas, entre los
más importantes factores para las plantas, además de estar relacionados entre sí, se encuentra la radiación solar y la temperatura.
Por efectos de temperatura, la flora del Golfo de México se divide en tres categorías: 1) Tropical con afinidad al Caribe; 2) Templada a boreales, con afinidad de Noreste de E.U.A., y 3)
Amplia distribución y amplia tolerancia de temperaturas.
Ø Bentos.
Se han registrado dos especies de plantas pelágicas, las cuales son Sargassum natans y S. fluitans, la primera es la más común
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y su abundancia corresponde al 95% de la masa de la comunidad flotante. Asimismo, en la zona terrígena se han registrado
12 especies de plantas bénticas (El-Sayet et al. ,1972).
Tabla.IV.2.2.1 Plantas Bénticas.
Especie
Especie
Acanthophora spicifera
Acetabularia crenulata
Botbryeladia occidentalis
Caulerpa mexicana
Colpomenia sinuosa
Cymopolla barbara
Digenia simplex
Galaxaura obtusada
Halimeda opuntia
Halymenia floresia
Sargassum pteropleuron
Stypopodium zonale
Ø Fitoplancton.
El fitoplancton está constituido por células fotosintéticas que flotan en ambientes acuáticos y que utilizan luz y
nutrientes inorgánicos disueltos para desarrollarse.
En el océano, las taxocenosis principales están representadas por las bacilariofitas (diatomeas), dinofíceas
(dinoflageladas), prinnesiofitas (cocolitofóridas), crisofitas (silicoflageladas) y cianofíceas (algas verdeazules), además de
otros grupos menores como son las clorofitas y euglenofitas (Kennish, 1994).
Las evaluaciones regionales que se realicen son de utilidad en el entendimiento de la estructura y funcionamiento de
los ecosistemas.
Los cambios en la hidrología costera tienen sus origen en gran medida en la influencia de diversos factores como son el
límite continental, geomorfología de la plataforma y talud, clima, grado de estratificación, circulación y descargas
epicontinentales (Huyer, 1990) e influyen directamente en los cambios de la comunidad fitoplánctica a través de su
presencia, ausencia o persistencia en el tiempo y, por tanto, en la estructura de la comunidad y la cadena trófica (Kiorboe,
1993), por tal motivo, existe una relación estrecha entre la estructura espaciotemporal del fitoplancton con procesos que afectan
a la columna de agua (Carreto et al., 1995).
Biológicamente, el área de estudio es una región de alta productividad biológica en comparación con el resto del Golfo de México
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y Mar Caribe Mexicano (Licea y Santoyo, 1991).
En la región de estudio se tienen registradas 120 especies de Bacillariophyceae (diatomeas), 75 Dinophyceae, 2
Silicoflagellatae, 10 Coccolithophoridales, 3 Chlorophyta y 2 Cianophyta (Tabla IV.2.2.2).
El fitoplancton se ve disminuido en la región pelágica, con respecto a la zona más cercana a la costa; en la distribución
vertical también disminuye proporcionalmente con la profundidad, excepto en las cotas de 40 y 100 m, en las cuales
existen incrementos notables de individuos.
Los valores de células por litro fluctúan entre los límites impuestos de 138 000 como registro máximo y 1 000 como registro
mínimo (Licea y Santoyo, 1991).
Las diatomeas constituyen el grupo dominante en las áreas aledañas a la costa, llegan a representar hasta el 100%. La
proporción de diatomeas disminuye cuanto más se aleja la línea de costa, hasta alcanzar valores tan bajos como del 1%.
Las dinoflageladas desnudas, las fitoflageladas, junto con las cianofitas y las cocolitofóridas sustituyen a las diatomeas en
regiones cercanas al límite de la plataforma continental.
Las características ecológicas del área de estudio determinan una oligotrofia acentuada en la época de verano, a causa de
la cantidad baja de sustancias nutritivas disueltas y de la estabilidad de las masas de agua, la cual se da por la presencia
de termoclina en la profundidad de 30 m y por el caldeamiento de la masa acuosa en la zona litoral menos profunda.
Los valores más bajos de producción y biomasa en el Golfo de México se generan durante primavera y verano; sin embargo,
en esta misma época se registran valores de producción del orden de 422 mg C/m2/día en la región septentrional del Banco
de Campeche, zona con propiedades eutróficas, lo cual significa que en el mismo período estacional existen áreas cuya
fertilidad difiere notablemente en el propio Banco de Campeche (Licea y Santoyo, 1991).
Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.
Bacillariophyceae
Dinophyceae
Cerataulina bergonii
C. furca
Chaetoceros affinis
C. fusus
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Ch. atlanticus
C. lineatum
Ch. compressus
C. macroceros
Ch. convolutus
C. massiliense
Ch. curvicetus
C. pentoganum
Ch. debilis
C. setaceum
Ch. decipiens
C. teres
Ch. didymus
C. tripos
Ch. difficilis
Cochlodinium spp
Ch. diversus
Dinophysis spp
Ch. glandazii
Dissodinium spp
Ch. gracilis
Exuviaella baltica
Ch. laciniosus
E. compressa
Ch. laevis
E. marina
Ch. lauderi
E. minima
Ch. loerenzianus
Glenodinium spp
Ch. messanensis
Gonyaulax spp
Ch. neogracile
Gymnodinium brevis
Ch. pendulus
G. splendens
Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.
Continuación Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.
Bacillariophyceae
Dinophyceae
Ch. peruvianus
Gyrodinium falcatum
Ch. wighami
G. fusiforme
Climacadiun frauenfeldianum
Katadinium spp
Cocconeis spp
Ornithocercus magnificus
Corethron criophilum
O. steinii
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C. hystrix
Oxyrrhis milneri
Coscinodiscus wailessi
O. marina
C. subtilis
Oxytoxus adriaticum
Cyclotella spp
O. marina
C. striata
Oxytoxum constrictum
Ditylum brightwelli
O. gladiolus
Ditylum spp
O. gracile
Eucampia cornuta
O. globosum
Eupodiscus sp
O. laticeps
E. zoodiacus
O. longiceps
Guinardia flaccida
O. mediterraneum
Haslea gretharum
O. mitra
H. wawrikae
O. scolopax
Hemiaulus hauckii
O. tesselatum
H. membranaceus
O. viride
H. sinensis
Peridinium conicum
Lauderia borealis
P. depressum
Leptocylindrus danicus
P. oceanicum
L. minimus
P. ovum
Litodesmium undulatum
Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.
P. tuba
Continuación Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.
Bacillariophyceae
Dinophyceae
Melosira moniliformis
Phalacroma spp
Nitzschia closterium
Phytodiscus brevis
N. delicatissima
Podocystis spp
N. pacifica
Podolampas palmipes
N. panduriformis
Pronoctiluca acuta
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I
N. pungens
P. gracile
N. signa
P. micens
Odontella aurita
Prorocentrum spp
O. chinensis
P. compressum
O. mobiliensis
P. gracile
O. sinensis
P. micans
Paralia sulcata
P. minimum
Pleurosigna normanii
P. pyriforme
Rhjizosolenia alata
P. triestinum
Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.
Continuación Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.
Bacillariophyceae
Dinophyceae
R. acuminata
Protoperidinium oblongon
R. alata
Ptychodiscus brevis
R. bergonii
Pyrophacus horologicum
R. calcarnavis
Torodinium spp
R. delicatula
Warnowia spp
R. hebetata
Silicoflagellatae
R. imbricata
Dictyocha fibula
R. robusta
Distephanus speculum
R. stolterfothii
Coccolithophoridae
R. styliformis
Calyptrosphaera oblonga
Schoederella delicatula
Coccolithus hyxleyii
Skeletonema costatum
Discosphaera tubifer
Stephanopyxis turris
D. thomsoni
Thalassionema nitzschioides
Halosphaera sp
Thalassiosira spp
Helicosphaera hyalina
Thalassiotrix delicatula
Ponthosphaera spp
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I
T. Frauenfeldii
Rhabdosphaera spp
T. mediterranea
Syraosphaera spp
Synedra robusta
Umbelicosphaera hulbortiana
Orden Pennales
Chlorophyta
Achnnantes spp
Ankistrodesmus spp
Amphiprora spp
Crucigenia spp
Amphora spp
Scenedesmus spp
Cocconeis spp
Cyanophyta
Cymatosira lorenziana
Oscillatoria erytreae
Diploneis bombus
Rhichelia intracelularis
Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.
B)
Tipos de Flora Bentónica.
B.1) Descripción de la Vegetación Presente.
La Sonda de Campeche es una de las dos zonas más importantes por su producción primaria. En la Tabla IV.2.2.3 se muestran los valores de densidad de fitoplancton expresado en célula/L en
la Sonda de Campeche, efectuando por Licea, de acuerdo con la profundidad.
Tabla IV.2.2.3. Densidad del Fitoplancton, expresada en célula/L
en la Sonda de Campeche, México (Licea, 1977).
Estación
Profundidad(m)
Células / L
0
71 500
4
53 500
8
138 100
0
20 300
5
21 700
10
8 900
20
1 000
0
12 300
4
8 300
16
7 200
1
2
3
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I
4
30
6 000
0
4 500
10
6 100
20
2 900
30
4 500
40
7 000
50
4 600
Fuente: Licea, 1977.
Continuación IV.2.2.3. Densidad del Fitoplancton, expresada en célula/L
en la Sonda de Campeche, México (Licea, 1977).
Estación
Profundidad(m)
Células / L
0
3 000
10
3 800
20
7 900
40
8 300
50
3 400
70
2 800
90
2 000
100
13 960
120
7 700
5
Fuente: Licea, 1977.
Las diatomeas que forman parte del fitoplancton constituyeron el grupo dominante en las áreas aledañas a la costa: llegan a representar hasta el 100%. La proporción de diatomeas
fue disminuyendo conforme hubo un alejamiento respecto a la línea litoral, hasta alcanzar porcentajes tan bajos como 1% en algunos lugares.
Este patrón que se vio alterado sólo por incrementos ligeros debidos a núcleos poblacionales de Hemiaulus sinensis y Hemiaulus membranaceus. La relación de los taxa determinados se
encuentra registrada en la Tabla IV.2.2.4.
Tabla IV.2.2.4. Resumen de las Especies de Fitoplancton
Dominantes en el Sur del Golfo de México.
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I
Bacteriastrum delicatulu
Hyalinum
Chaetoceros affinis
Diatomeas
Hemiaulus hauckii
H. membranaceus
Leptocylindus danicus
Ch. coarctatus
Nitzschia longissima
Ch. compressum
N. bicapitata
Ch. curvisetum
N. pungens
Ch. decipiens
Rhizosolenia alata
Ch. didymus
Rb. calcarais
Ch. lorenzianus
Rb. delicatula
Ch. tares
Rb. fragilissima
Cyclotella striata
Rb. setigera
Detonula pumila
Thalassionema sitzschioides
Guinardia flaccida
Thalassiothrix frauenfelddi
Dinoflagelados
Acutissimum
Ceratium furca
C. fusus
D. caudata
D. tripos
Exauviella compressa
Massiliense
Goniaulax diegensis
Teres
Gymnodinium breve
Trichoceros
Prorocentrum micans
Fuente: Licea, 1977.
Las variaciones estacionales determinadas sobre la densidad de organismos revelaron que durante el invierno y la primavera se registra la mayor abundancia de fitoplancton, especialmente
en áreas costeras. El mayor valor registrado es de un millón de células por litro (figura. IV.2.2.1).
Figura. IV.2.2.1.Condiciones Generales de la Distribución de Fitoplancton en promedio de la Densidad de Organismos y su Variación en el Tiempo de la Bahía de Campeche.
B.2) Distribución y estructura de las fitocomunidades bentónicas.
Ø
Microalgas.
Esta comunidad está formada por especies de algas macroscópicas de diversos sustratos (bentónicas) y especies flotantes que se distribuyen en diferentes zonas del ambiente marino. Son
de gran importancia ecológica, ya que sirven de alimento y refugio para las especies de fauna.
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I
Las algas se encuentran clasificadas en 15 grandes grupos, de los cuales tres están constituidos por macroalgas (Rhodophyceae, Phaeophyceae y Chlorophyceae). En cuanto a las
rodofíceas (algas rojas) los géneros mejor representados son: Hypnea, Gracilaria y Laurencia; entre las clorofíceas (algas verdes), destacan: Chaetomorpha, Halimedia y Ulva; de las
feofíceas (algas cafés), Dictyota, Padina y Sargassum, (Ortega, 1993). En las lagunas costeras se presenta abundancia de algas rodofíceas, presentándose como tapices, adheridos a
algún sustrato rocoso o enterrado en el limo, tal es el caso de los géneros Gelidium, Gracilaria y Agardhiella, Syringodium.
Las comunidades antes referidas están determinadas por el tipo de substrato y las condiciones ambientales, esto es, una facie o sustrato arenoso - limoso, donde se desarrollan plantas
con rizoides, sujetas a la acción de la corriente, en lugares someros y de salinidad constante.
A continuación se presenta la Tabla IV.2.2.5 con los principales grupos de algas de la zona de estudio, así como el número de especies y familias de cada uno de ellos.
Tabla IV.2.2.5 Listado de Familias y Especies de Algas Macroscópicas en el Medio Marino.
Rhodophyta
No.
Familia
Nombre Científico
Sustrato
1
Gracilariaceae
Gracilaria cervicornis
arena-limo
2
Hypnaceae
Hypnea musciformis
arena-limo
3
Rhodomelaceae
Laurencia papillosa
arena-limo
Phaeophyta
4
Dictyotaceae
5
6
Sargassaceae
Dictyota cornuta
arena-limo
Padina gimnospora
arena-limo
Sargassum hystrix
arena-limo
Chlorophyta
7
Cladophoraceae
Chaetomorpha media
arena-limo
8
Codiaceae
Halimeda opuntia
arena-limo
Ulva lactuca
arena-limo
9
Según Rzedowski (1994) las macroalgas se establecen en sustratos rocosos de la zona litoral; así como en substratos diversos de las playas, tales como restos de conchas de bivalvos, trozos
de madera, escolleras, entre otros; en las zonas mas alejadas de la costa por lo general no existe un substrato adecuado, por lo que se adhieren a cualquier estructura u objeto que les
permita fijarse, tal es el caso de las estructuras de las plataformas marinas.
El substrato, la temperatura, la luz y los nutrientes, son los factores que limitan la existencia de cualquier población de algas (zona fótica). La interacción de estos factores permite explicar la
mayor o menor abundancia del grupo en una región determinada. (Guzmán del Próo, 1993).
Mendoza- González y Mateo-Cid, (1992) señalan que en el nivel litoral de facies rocosas y modo expuesto es donde se localiza la mayor diversidad de algas marinas. Consideran también que
otros factores importantes en la distribución geográfica de estos organismos son la luz, la temperatura, la salinidad y la acción de las olas.
B.3)
Usos de la vegetación acuática en la zona (especies de uso local y de importancia para etnias o grupos locales y especies de interés comercial).
Las algas son un recurso biológico que representa un gran potencial para su aprovechamiento. Debido a sus características las algas pueden ser utilizadas en la farmacología o en la
industria alimenticia, sin embargo, actualmente las especies que habitan en las aguas próximas a la zona del proyecto no son aprovechadas.
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I
Guzmán del Próo (1993), reporta que de los años 1977 a 1980 se aprovecharon con moderada intensidad los bancos de Agardhiella sp y Echeuma isiforme, presentes en las costas de
Campeche, redituando algunas toneladas por año.
B.4)
Presencia de especies vegetales acuáticas bajo régimen de protección legal, de acuerdo con la normatividad ambiental y otros ordenamientos aplicables.
Dentro de la Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001, Protección Ambiental - Especies Nativas de México de Flora y Fauna Silvestres -Categorías de Riesgo y Especificaciones para
su Inclusión, Exclusión o Cambio - Lista de Especies en Riesgo, las especies marinas de fitoplancton y macroalgas no se encuentran consideradas bajo algún estatus.
C) Fauna Terrestre y/o Acuática.
C.1) Composición de las Comunidades de Fauna Presentes y Especies
Existentes en el Area de Estudio.
El área de desarrollo del proyecto, presenta características típicas de un ambiente oceánico con profundidades variables y
en condiciones de homogeneidad, en los cuales no se presentan profundidades mayores a 100 m en promedio al nivel de
la plataforma continental. La máxima profundidad es de 200 m antes de la llanura abismal. Las inmediaciones del área de
estudio es considerada como una zona de particular importancia para México, desde el punto de vista pesquero y
energético (Arreguín-Sánchez, 1994), ya que es una de las áreas biológicamente más ricas, debido a que presenta una
alta heterogeneidad de hábitats en sus conexiones con los diversos sistemas deltáicos, lo que favorece el establecimiento
de diversos grupos faunísticos (Yañez-Arancibia, et al., 1994). En general, la fauna marina de la zona de estudio suma
584 especies en los ambientes marinos como son plancton, necton y bentos (Tabla IV.2.2.5).
Tabla IV.2.2.5 Número de Especies por Grupo Taxonómico.
Grupo Taxonómico
Número de Especies
Crustáceos
204
Poliquetos
142
Nemátodos
107
Moluscos
78
Peces
39
Mamíferos
5
Equinodermos
5
Cnidarios
2
Nemertinos
1
Sipuncúlidos
1
Total
584
Ø
Zooplancton.
La Bahía de Campeche está considerada como una zona de particular importancia por su gran potencial biológico. Es una de
las regiones que más interés presenta para la pesca en México y ofrece grandes posibilidades para la captura de especies de
alto valor comercial entre crustáceos y peces.
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I
La comunidad zooplanctónica está constituida por organismos microscópicos de vida libre y cuyo movimiento es tan débil
que permanecen esencialmente a merced de cualquier corriente. En la Sonda de Campeche están representados por
las medusas, sifonóforos, pterópodos, crustáceos (larvas de ostrácodos y decápodos, copépodos y eufásidos), quetognatos,
así como larvas de peces. La riqueza y abundancia de especies, hace de esta comunidad uno de los niveles tróficos
más importantes para el ecosistema marino.
Dentro de los grupos zooplanctónicos característicos del ambiente marino, estuarino y lagunar se encuentran las medusas; en
sus primeros estadios de desarrollo, las cuales se dividen en hidromedusas y escifomedusas; las primeras son
meroplanctónicas, presentando un ciclo de vida metagénico asociado a una fase pólipo sésil. Las escifomedusas
son holoplanctónicas, con todo su ciclo de vida en la columna de agua (Gasca y Suárez, 1996). Para el área del proyecto,
Vargas et al, (1983) reportan especies de hidromedusas como Phialidium sp, Bougainvilia niove y Eirene sp y las
escifomedusas Aurelia aurita, Stomolophus meleagris y Rhopilema verilli, por mencionar algunas.
Los pterópodos, pertenecientes a la clase Gastrópoda, son moluscos holoplanctónicos de distribución amplia en
latitudes tropicales y subtropicales de los grandes océanos; en ciertas zonas llegan a constituir una parte significativa de la dieta
de algunos peces con valor comercial (Suárez y Gasca, 1992). En este documento se reportan especies pertenecientes a
las familias: Cavilinidae, Cymbulidae, Peraclididae y Limacidinae.
Los crustáceos están representados en el plancton por ostrácodos y decápodos en estadío larval, copépodos y eufásidos.
Las familias más diversas de los ostrácodos son: Cytheruridae con 9 especies, Perissocytherideinae con 5 especies
y Cytherideidae con 4 especies. Las larvas de decápodos más frecuentes pertenecen a la familia Peneidae; con especies
de interés comercial como Farfantepenaeus aztecus, Farfantepenaeus duorarum y Litopenaeus setiferus; otros
organismos comunes son Callinectes bocorti, C. ornatus, C. rathbunae y C. sapidos. Cabe señalar que tanto los ostrácodos
como los decápodos tienen hábitos planctónicos en sus etapas larvales, pero en estados juveniles y adultos pueden formar
parte del necton.
Dentro del zooplancton, los crustáceos ocupan el segundo o tercer nivel trófico en la cadena alimentaria dominando cuantitativa
y cualitativamente, entre estos, el grupo de los Copépodos. Su importancia radica en ser el grupo zoológico más representativo
en la cadena alimentaria, ya que se encuentran en la mayor parte de la dieta de muchos animales del mar (Flores y Salas,
1981). En la zona del proyecto las especies más representativas de grupo son: Nannocalanus minor, Undinula vulgaris,
Temora stylifera, Eucalanus crassus, Echaeta marina, Paracalanus parvus, y Labidocera aestiva, entre otras.
Otra comunidad importante, por su abundancia dentro del zooplancton, la constituyen los quetognatos La distribución de
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I
estos organismos está influenciada por la variación de factores tales como la temperatura, corrientes y el contenido de
oxigeno disuelto. Asimismo, se consideran organismos de gran valor alimenticio para las diversas especies de peces de
interés comercial (Morales y Sosa, 1991). Se reportan para el área del proyecto 12 especies, pertenecientes a la familia Sagitidae.
La mayoría de los peces comerciales del sur del Golfo de México desovan en el mar, en la línea de costa y en lagunas
costeras, en sus estadios de postlarvas y juveniles penetran a los sistemas lagunas estuarios (Yáñez - Arancibia y Lara
- Domínguez, 1985).
Las especies más abundantes en la zona pertenecen principalmente a las familias Engradulidae, Gobiidae, Gerreidae,
Ophidiidae, Cupleidae, Scaridae, Labridae, Triglidae y Gonostomatidae (Flores - Coto et al., 1993).
En la Sonda de Campeche, Alonso y López (1975) describen la distribución y abundancia de las postlarvas de P. setiferus,
P. aztecus y P. duorarum durante cuatro periodos del año. Mou Sue (1985) estudió la distribución de larvas planctónicas y
Gracia (1989) analizó la distribución, abundancia y tallas de los estadios larvarios (protozoea, mysis y postlarva) de P. setiferus
en el área frente a la Laguna de Términos. Asimismo Flores C., et al., 1992 realizaron un estudio sobre la edad y crecimiento
de algunas larvas en el sur del Golfo de México.
Espinosa Fuentes (1997) realizó el trabajo de distribución espacio-temporal de los estadios larvarios de camarones del
genero Penaeus en la Sonda de Campeche, durante tres temporadas climáticas (invierno, verano y otoño) (Tabla IV.2.2.6).
Tabla IV.2.2.6 Variación estacional de la abundancia (organismos/100 m3)
en los diferentes estadios larvarios.
Estado larvario
Todos los Estadios
Protozoeas
Mysis
Postlarvas
febrero
(invierno)
84,15
21,16
1,87
61,12
agosto
(verano)
567,00
365,94
27,72
173,34
noviembre
(otoño)
463,41
298,81
39,13
125,47
Fuente: Espinosa Fuentes, 1997.
El periodo de reproducción de las especies comerciales de camarones peneidos en el Golfo de México se extiende durante todo el año con máximos en verano y otoño, en menor
proporción invierno y primavera.
Es de mencionarse que estas especies de camarón se encuentran presentes en diferentes hábitats ya que al presentarse en fases de desarrollo tempranas forman parte importante del
zooplancton como ya se menciono pero en estados de desarrollo juvenil y tardío forman parte del bentos por sus hábitos de enterramiento.
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I
En la Bahía de Campeche se han identificado tres principales comunidades: zooplancton, ictioplancton y larvas de peces,
las cuales están estructuradas en función de su fisiografía. De acuerdo con Salas de León et al., 1998, éstas son: una
comunidad nerítica–fluviolagunar, influenciada por las descargas de aguas continentales, una comunidad propiamente nerítica
y una de características oceánicas.
Al respecto, Gómez-Ponce (1997), destaca que la salinidad es uno de los factores más importantes en la distribución y
abundancia de larvas, siendo durante el verano-otoño la temporada más favorable para su sobrevivencia. En la Tabla IV.2.2.7
se enlistan las especies de larvas ictiológicas registradas en el área de estudio.
Tabla IV.2.2.7 Zooplancton (larvas ictiológicas).
Phylum:
Chordata
Clase:
Piscis
Familia
Nombre Científico
Balistidae
Bathylagidae
Bothidae
Bregmacerotidae
Estacionalidad
Abundancia
Alutera spp
Lluvias
Baja
Bathylagus spp
Lluvias
Baja
Bathus ocellatus
Nortes y lluvias
Baja
Bothus ocetlatus
Nortes
Baja
Citharichthys spilopterus
Nortes y lluvias
Baja
Citharichthys spilopterus
Lluvias
Baja
Cyclopsetta fimbriata
Nortes y lluvias
Baja
Etropus crossotus
Nortes
Baja
Syacium guntari
Nortes y lluvias
Media
Bregmaceros atlanticus
Nortes y lluvias
Baja
Bregmaceros cantori
Nortes y lluvias
Media
Bregmaceros macclelland
Nortes
Baja
Caranx crysos
Lluvias
Baja
Caranx spp
Lluvias
Baja
Chicroscombrus chrysurus Nortes y lluvias
Decapterus punctatus
Carangidae
Lluvias
Hemicaranx amblyrtrynchus Nortes y lluvias
Selene setapinnis
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Lluvias
Media
Baja
Baja
Baja
I
Clupeidae
Selene spbdi
Nortes y lluvias
Baja
Seler crumenophthalmus
Lluvias
Baja
Trachurus lathami
Nortes y lluvias
Baja
Etrumeus teres
Lluvias
Media
Harengula jaguana
Lluvias
Baja
Opisthonema oglinum
Lluvias
Baja
Sardinelaanchovia
Lluvias
Baja
Fuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.
Continuación Tabla IV.2.2.7 Zooplancton (larvas ictiológicas).
Phylum:
Chordata
Clase:
Piscis
Familia
Nombre Científico
Estacionalidad
Abundancia
Sumphurus plagiusa
Lluvias
Baja
Symphurus civitatus
Nortes
Baja
Symphurus pelicanus
Nortes y lluvias
Baja
Symphurus plagiusa
Nortes y lluvias
Media
Dactylopteridae
Dactyloptena sp
Nortes
Baja
Gadidae
Gadus morthua
Nortes
Baja
Cyclothone spp
Nortes y lluvias
Baja
Margrethia obtusirostra
Lluvias
Baja
maurolicus muelleri
Nortes y lluvias
Baja
pollichthys maull
Nortes y lluvias
Baja
Vinciguerria nimbaria
Lluvias
Baja
Winciguerria attenuata
Lluvias
Baja
Nortes
Baja
Nortes y lluvias
Baja
Lluvias
Baja
Lluvias
Baja
Bentosema suborbitale
Lluvias
Baja
Ceratoscopelus spp
Nortes y lluvias
Baja
Diaphus rafinesqui
Nortes y lluvias
Baja
Cynoglossidae
Gonostomatidae
Lutjanidae
Mugilida
Mullidae
Lutjanus spp
Mugil spp
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I
Myctophidae
Diaphus spp
Nortes y lluvias
Baja
Diogenichthyus atlanticus
Nortes
Baja
Hygophum spp
Nortes y lluvias
Baja
Hygophym taaningi
Lluvias
Baja
Fuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.
Continuación Tabla IV.2.2.7 Zooplancton (larvas ictiológicas).
Phylum:
Chordata
Clase:
Piscis
Familia
Nombre Científico
Myctophidae
Oneroididae
Ophidiidae
Paralepididae
Ploynemidae
Sarranidae
Sciaendae
Estacionalidad
Abundancia
Lampanyctus nobilis
Lluvias
Baja
Lampanyctus spp
Nortes
Baja
Loblanchia gemellarll
Nortes
Baja
Myctophum obtusirostre
Lluvias
Baja
Myctophym spp
Nortes
Baja
Notolychinus valdivise
Nortes y lluvias
Baja
Notoscopelus resplandens
Nortes
Baja
Oneirodes spp
Nortes
Baja
Lepophidium spp
Nortes y lluvias
Baja
Ophidion spp
Nortes y lluvias
Baja
Otophidium omostigmum
Nortes
Baja
Lestidiops jayakari
Nortes y lluvias
Baja
Lestidiops spp
Nortes
Baja
Paralepis coregonoides
Lluvias
Baja
Paralepis elongata
Lluvias
Baja
Trachinocefalus myops
Lluvias
Baja
Plydactylus octonemus
Nortes
Baja
Diplectrum spp
Nortes
Baja
Serranus spp
Nortes
Baja
Bairdlella chrysours
Nortes
Baja
Cynoscion nothus
Lluvias
Baja
Fuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.
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I
Continuación Tabla IV.2.2.7 Zooplancton (larvas ictiológicas).
Phylum:
Chordata
Clase:
Piscis
Familia
Nombre Científico
Estacionalidad
Abundancia
Nortes y lluvias
Baja
Micropogantes unduletusNortes y lluvias
furniert
Baja
Stelifer lanceolatus
Nortes y lluvias
Baja
Cynosclon arenerius
Nortes y lluvias
Baja
Cynoscion nebulosus
Lluvias
Baja
Menticirrhus spp
Nortes
Baja
Micropogonias undulatusfurnieri
Nortes
Baja
Auxis spp
Nortes
Baja
Scomberomorus cavalla
Nortes y lluvias
Baja
Scomberomorus maculatus
Nortes
Baja
Auxis spp
Lluvias
Media
Euthynnus alletteratus
Lluvias
Baja
Scombaromorus spp
Lluvias
Baja
Scomberomorus macullatus
Lluvias
Baja
Thunnus alvaceres
Nortes
Baja
Thunnus spp
Lluvias
Baja
Thunnus thynnus
Lluvias
Baja
Pontinus spp
Nortes
Baja
Scorpaena spp
Lluvias
Baja
Sebastes spp
Nortes y lluvias
Baja
Selene splixdi
Nortes
Baja
Tractrurus lathami
Nortes
Baja
Manticinhus spp
Sciaendae
Scombriade
Scorpaenidae
Fuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.
Continuación Tabla IV.2.2.7 Zooplancton (larvas ictiológicas).
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I
Phylum:
Chordata
Clase:
Piscis
Familia
Nombre Científico
Estacionalidad
Abundancia
Anthias spp
Nortes
Baja
Centropristis spp
Nortes
Baja
Diplectrum spp
Nortes y lluvias
Baja
Epinaphalus spp
Nortes y lluvias
Baja
Hemanthias spp
Lluvias
Baja
Pseudogramma spp
Lluvias
Baja
Serranus spp
Lluvias
Baja
Achirus lineatus
Nortes y lluvias
Baja
Trinectes maculatus
Nortes y lluvias
Baja
Sphyraenidae
Sphyraena borealis
Lluvias
Baja
Stromateidae
Peprilus alepidotus
Nortes
Baja
Synbodus spp
Nortes
Baja
Synodus foetens
Nortes
Baja
Synodus spp
Lluvias
Media
Trachinocephalus myops
Nortes
Baja
Trachinocephalus myops
Lluvias
Baja
Trachinocephalus spp
Lluvias
Baja
Marfatipa A
Nortes
Baja
Morfatipa B
Nortes y lluvias
Baja
Trichiurus lepturus
Nortes y lluvias
Baja
Olplaspinus muttiatriatus
Nortes
Baja
Prionotus evolans
Lluvias
Baja
Prionotus spp
Lluvias
Baja
Serranidae
Soleidae
Synodontidae
Tetraodontidae
Trichiuridae
Triglidae
Fuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.
Ø Bentos.
Comprenden todos los organismos que pasan toda su vida o parte de ella en relación estrecha con el fondo marino.
Son generalmente organismos sésiles o de poca movilidad dependiendo de la textura y consistencia del sustrato que habiten,
así de cómo su capacidad para trasformarlo. Los organismos del bentos son de mucha importancia debido a que guardan
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una estrecha dependencia con el sitio que habitan, y dado que el sedimento puede “atrapar” y “almacenar” temporal
o permanentemente las sustancias y materiales que vienen precipitándose, entonces pueden brindar una respuesta ante
disturbios y relacionarla con algún agente causal, conformándose como una agrupación de elementos integradores de
calidad ambiental.
Utilizando el bentos se tiene una mayor seguridad de estar muestreando en el mismo hábitat a través del tiempo, lo que
permite evaluar la magnitud de cualquier evento en una misma localidad sobre diferentes periodos de tiempo.
Son el reflejo de las condiciones ambientales del momento en el que se muestre, pudiéndose inferir las condiciones previas
al muestreo, presentando una respuesta rápida y sirviendo como indicadores del cambio (a través de cambios en su
estructura comunitaria). Asimismo, es sorprendente su rápida recolonización después del evento, la cual, dependiendo del
grado, tipo de evento y grupo taxonómico, dicha recolonización se puede dar desde 5 a 10 días en poliquetos, o hasta en un
mes, e inclusive un año en otros grupos.
Alongi (1990) indica que en las zonas tropicales existen características que las particularizan, destaca el efecto de las
variaciones climáticas que han favorecido el desarrollo de características sedimentarias y hábitats únicos como el caso de
las plataformas continentales con mezcla de sedimentos terrígenos y carbonatados.
En nuestro país, dentro del Golfo de México, tenemos en la Bahía de Campeche, un lugar ideal para conocer este tipo
de plataformas continentales con gradientes de secuencias terrígenas y carbonatadas. El autor sugiere que estas zonas
están sujetas a fenómenos ambientales como ciclones, tormentas, etc., predominando en el bentos poliquetos
tubícolas consumidores de depósito y suspensívoros.
En las zonas transicionales domina la infauna, y conforme la composición de carbonatos es mayor, la fauna va remplazándose
de acuerdo con sus patrones de vida, hasta observar organismos principalmente sésiles como el coral en porcentajes
de carbonato de 68-80%, en los que, además, se observa un aumento en la densidad de epifauna. Las zonas son
generalmente divididas en tres fases sedimentarias con base en un gradiente de contenido de carbonatos.
Se observa una zona de plataforma interna de hasta 20 m de profundidad, cerca del límite de la entrada de terrígenos, con
una presencia de lodos terrígenos y arenas de cuarzo, así como un contenido de carbonatos menor que 20%. Las
comunidades dominantes de la infauna son dominadas por poliquetos depositívoros superficiales.
Una zona de plataforma media entre 21y 40 m, es transicional con un plano fluvial relicto que propicia cambios importantes en
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la composición del sedimento; el cual es arena media con un contenido de carbonatos entre 30-60% y una fase
sedimentaria carbonatada impura con 60-80 % de CaCO3, en donde son abundantes y diversas las comunidades
epibénticas, dominadas por equinodermos, briozoarios, esponjas y foraminíferos.
También se aprecia una zona de plataforma externa entre 41 y 80 m, donde la arena fina a media carbonatada domina,
con presencia bioturbación en el fondo y ausencia de epifauna, pero con formaciones arrecifales aisladas.
No obstante que el efecto de otras variables (como nutrientes, materia orgánica, producción bacteriana y perturbación
ambiental física natural y/o antropogénica) puede enmascarar diferencias atribuibles al sedimento, la comparación de la
fauna béntica de la plataforma indica diferencias importantes en la composición de la infauna, debidas principalmente a
la transición sedimentaria en la zona media.
La infauna se compone básicamente de especies pioneras y oportunistas de poliquetos tubícolas y anfípodos suspensívoros
y sedimentívoros, lo cual puede ser una respuesta rápida a un aporte errático del alimento, así como a perturbaciones ambientales.
Ø Principales Grupos Bénticos.
a) Poliquetos.
Los poliquetos pueden encontrarse en todas las latitudes y profundidades, así como en casi todo tipo de ambientes sean
éstos benignos o extremos. Asimismo, generalmente constituyen entre un 50 y 70% de la fauna béntica en general
bajo condiciones normales y entre un 50 y 90% del total de la fauna béntica en ambientes perturbados o contaminados, motivo
por el que algunas de sus especies se han empleado para estudios de monitoreo ambiental como indicadoras de
contaminación (Reish y Gerlinger, 1997).
La alta diversidad biológica encontrada en nuestro país está también expresada en su fauna poliquetológica, ya que,
aunque taxonómicamente es poco conocida, en México se distribuye el 78% de las familias de poliquetos registradas para
el mundo.
En la región de plataformas de extracción petrolera se encuentran distribuidas 35 familias de poliquetos, las cuales representan
el 38, 50 y 60% de las registradas para el mundo, México y Golfo de México, respectivamente, así como 80 géneros y
144 especies, lo que representa aproximadamente el 24 % de las especies registradas en la Plataforma Continental Golfo
de México (Granados-Barba, 1991; 1994).
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I
Asimismo, un 26 % de las especies registradas para la región de plataformas petroleras y áreas adyacentes no se
encuentran registradas en el Norte del Golfo de México. Aunado a ello, existen 22 especies que son potencialmente nuevas para
la ciencia, lo que resalta la alta riqueza poliquetológica distribuida en un área relativamente pequeña como lo es la región
petrolera (Granados-Barba, en proceso).
Es importante mencionar que, a pesar de que se han propuesto especies de poliquetos indicadoras de zonas de chapopoteras
en la zona de estudio, los fundamentos metodológicos y taxonómicos no fueron lo suficientemente claros como para
diferenciar este tipo de especies con base en los diferentes parámetros ambientales. Actualmente, las metodologías
para determinar este tipo de especies se encuentran en un proceso de valoración por Granados-Barba (en proceso).
Especies Dominantes.
Las especies dominantes en términos de frecuencia de aparición y abundancia son: El cosúrido Cossura delta, los
espiónidos Paraprionospio pinnata y Prionospio (M.) delta, el néftido Nephtys incisa, los lumbrinéridos Scoletoma verrilli y S
tenuis los onúfidos Diopatra cuprea y Kinbergonuphis cedroensis, el ofélido Armandia maculata, el capitélido Leiocapitella sp. y
el cirratúlido Aphelochaeta sp.
Abundancia.
Las familias y especies que presentan mayor abundancia son: Spionidae (especies Paraprionospio pinnata y Prionospio (M.)
delta) Cossuridae (especie Cossura delta), Nephtyidae (especie Nephtys incisa) y Lumbrineridae (especies Scoletoma verrilli y
S. tenuis), Onuphidae (especies Kinbergonuphis cedroensis, Diopatra cuprea), Capitellidae (especie Leiocapitella sp.
1), Cirratulidae (especie Aphelochaeta sp. 1) y Opheliidae (Armandia maculata).
Las especies que presentan abundancia media son: Mediomastus californiensis, Notomastus daueri, Notomastus
lobatus, Lumbrinereis cingulata, Ninoë brasiliensis, Magelona cf. phyllisae, Magelona sp. L, Clymenella torquata,
Sabaco elongatus, Aglaophamus cf. verrilli, Neanthes micromma, Nereis grayi, Diopatra cuprea, Orbinia riseri, Scoloplos (L.)
rubra, Paralacydonia paradoxa, Aricidea (A.) simplex, Aricidea (A.) nolani, Aricidea (A.) suecica, Sigambra tentaculata,
Harmothoe sp. A, Megalomma bioculatum, Sthenelais sp. A, Spiophanes duplex y Lysilla sp.
(Tabla IV.2.2.8).
Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.
Phylum:
Annelida
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I
Estacionalidad
Abundancia
Ampharete lindstroemi
Secas
Baja
Amphicteis scaphobranchiata
Lluvias
Baja
Sosane ónada
Secas y lluvias
Baja
Chloeia viridis
Secas
Baja
Paramphinome jeffreysii
Secas y lluvias
Baja
Paramphinome sp B
Secas y lluvias
Baja
Dasybranchus lumbricoides
Secas y lluvias
Baja
Dasybranchus lunulatus
Lluvias
Baja
Leiocapitella sp 1
Secas y lluvias
Alta
Leiocapitella sp 2
Secas
Baja
Mediomastus californiensis
Secas, nortes y lluvias
Media
Notomastus americanus
Lluvias
Baja
Notomastus daueri
Secas y lluvias
Media
Notomastus hemipodus
Secas y lluvias
Baja
Notomastus lineatus
Secas y lluvias
Baja
Notomastus lobatus
Secas y lluvias
Media
Chaetopterus variopedatus
Secas
Baja
Aphelochaeta sp 1
Secas y lluvias
Alta
Chaetozone sp D
Secas y lluvias
Baja
Chaetozone sp 1
Secas
Baja
Cirriformia punctata
Lluvias
Baja
Cirriformia sp A
Secas y lluvias
Baja
Cirriformia sp 1
Secas
Baja
Monticellina dorsobranchialis
Secas y lluvias
Baja
M. cf dorsobranchialis
Secas y lluvias
Baja
ónada delta
Secas, nortes y lluvias
Alta
Clase:
Polychaeta
Familia
Nombre científico
Ampharetidae
Amphinomidae
Capitellidae
Chaetopteridae
Cirratulidae
Cossuridae
Fuente: González-Macías, 1996.
Continuación Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.
Phylum:
Annelida
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I
Estacionalidad
Abundancia
Grubeulepis ecuadorensis
Secas
Baja
Marphysa bellii
Secas, nortes y lluvias
Baja
Marphysa kinbergi
Lluvias
Baja
Paraeuniphysa tridontesa
Lluvias
Baja
Brada villosa
Secas y lluvias
Baja
Piromis roberti
Secas y lluvias
Baja
Glycera abranchiata
Secas y lluvias
Baja
Glycera americana
Secas y lluvias
Baja
Glycera robusta
Secas
Baja
Glycera tesselata
Secas y lluvias
Baja
ónada cf maculata
Secas
Baja
Ophioglycera lyra
Secas y lluvias
Baja
Hesionidae
Podarkeopsis levifuscina
Secas, nortes y lluvias
Baja
Heterospionidae
Heterospio cf longissima
Lluvias
Baja
Augeneria bidens
Lluvias
Baja
Lumbricalus dayi
Lluvias
Baja
Lumbrineris cingulata
Secas y lluvias
Media
Lumbrineris latreilli
Lluvias
Baja
Ninoë brasiliensis
Secas y lluvias
Baja
Ninoë leptognatha
Secas y lluvias
Media
Paraninoë brevipes
Secas y lluvias
Baja
Scoletoma ernesti
Secas y lluvias
Baja
Scoletoma tenuis
Secas y lluvias
Alta
Scoletoma verrilli
Secas y lluvias
Alta
Clase:
Polychaeta
Familia
Nombre científico
Eulepethidae
Eunicidae
Eunicidae
Flabelligeridae
Glyceridae
Lumbrineridae
Fuente: González-Macías, 1996.
Continuación Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.
Phylum:
Annelida
Clase:
Polychaeta
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Estacionalidad
Abundancia
I
Familia
Nombre científico
Magelona cf phyllisae
Secas
Media
Magelona pettiboneae
Secas
Baja
Magelona polydentata
Secas y lluvias
Baja
Magelona sp D
Secas
Baja
Magelona sp G
Secas
Baja
Magelona sp L
Secas
Media
Maldanidae
Clymenella torquata
Secas y lluvias
Media
Maldanidae
Sabaco elongatus
Secas y lluvias
Media
Aglaophamus cf verrilli
Secas y lluvias
Media
Aglaophamus circinata
Secas
Baja
Aglaophamus verrilli
Secas y lluvias
Baja
Nephtys incisa
Secas, nortes y lluvias
Alta
Nephtys squamosa
Secas
Baja
Ceratocephale oculata
Secas y lluvias
Baja
Neanthes micromma
Secas y lluvias
Media
Nereis grayi
Lluvias
Media
Nereis lamellosa
Secas
Baja
Nereis riisei
Secas
Baja
Arabella iricolor
Secas y lluvias
Baja
Drilonereis longa
Secas y lluvias
Baja
Drilonereis spatula
Secas
Baja
Magelonidae
Nephtyidae
Nereididae
Oenonidae
Fuente: González-Macías, 1996.
Continuación Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.
Phylum:
Annelida
Clase:
Polychaeta
Familia
Nombre científico
Onuphidae
Estacionalidad
Abundancia
Diopatra cuprea
Secas, nortes y lluvias
Media
Diopatra neotridens
Secas y lluvias
Baja
Diopatra tridentata
Secas y lluvias
Baja
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I
Opheliidae
Orbiniidae
Paralacydoniidae
Paraonidae
Kinbergonuphis cedroensis
Secas y lluvias
Alta
Kinbergonuphis simoni
Secas y lluvias
Baja
Paradiopatra hartmanae
Secas y lluvias
Baja
Armandia maculata
Secas, nortes y lluvias
Alta
Orbinia americana
Secas
Baja
Orbinia riseri
Secas y lluvias
Media
Scoloplos (Leodamas) rubra
Secas y lluvias
Media
Scoloplos (Scoloplos) capensis
Secas
Baja
Scoloplos (Scoloplos) texana
Secas
Baja
Scoloplos (Scoloplos) treadwelli
Secas y lluvias
Baja
Paralacydonia paradoxa
Secas y lluvias
Media
Aricidea (Acmira) catherinae
Secas
Baja
Aricidea (Acmira) simplex
Secas y lluvias
Media
Aricidea (Acmira) taylori
Secas
Baja
Aricidea (Allia) nolani sensu
Secas y lluvias
Media
Aricidea (Allia) suecica
Secas, nortes y lluvias
Media
Aricidea (Aricidea) fragilis
Secas y lluvias
Baja
Aricidea (Aricidea) wassi
Secas
Baja
Cirrophorus furcatus
Secas y lluvias
Baja
Cirrophorus lyra
Secas, nortes y lluvias
Baja
Levinsenia gracilis
Secas y lluvias
Baja
Levinsenia reducta
Secas
Baja
Fuente: González-Macías, 1996.
Continuación Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.
Phylum:
Annelida
Clase:
Polychaeta
Familia
Nombre científico
Pectinariidae
Phyllodocidae
Estacionalidad
Abundancia
Pectinaria gouldii
Secas
Baja
Paranaitis gardineri
Secas y lluvias
Baja
Phyllodoce (A.) mucosa
Secas y lluvias
Baja
Phyllodoce (A.) madeirensis
Secas
Baja
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I
Pilargidae
Poecilochaetidae
Polynoidae
Sabellidae
Sigalionidae
Spionidae
Phyllodoce (P.) arenae
Secas
Baja
Ancistrosyllis commensalis
Secas
Baja
Cabira incerta
Secas
Baja
Sigambra tentaculata
Secas y lluvias
Media
Sigambra wassi
Secas, nortes y lluvias
Media
Poecilochaetus johnsoni
Lluvias
Baja
Harmothoe sp A
Secas
Media
Lepidasthenia varius
Secas
Baja
Malmgreniella maccraryae
Secas
Baja
Malmgreniella taylori
Secas
Baja
Megalomma bioculatum
Secas y lluvias
Media
Fimbriosthenelais hobbsi
Secas y lluvias
Baja
Sthenelais sp A
Secas y lluvias
Media
Sthenolepis sp A
Secas y lluvias
Baja
Dispio uncinata
Lluvias
Baja
Laonice cirrata
Secas y lluvias
Baja
Microspio pigmentata
Lluvias
Baja
Paraprionospio pinnata
Secas, nortes y lluvias
Alta
Prionospio (A.) pygmaea
Lluvias
Baja
Prionospio (Minuspio) cirrifera
Secas y lluvias
Baja
Prionospio (M.) delta
Secas y lluvias
Alta
Fuente: González-Macías, 1996.
Continuación Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.
Phylum:
Annelida
Clase:
Polychaeta
Familia
Nombre científico
Estacionalidad
Abundancia
Prionospio (M.) multibranchiata
Secas y lluvias
Baja
Prionospio (M.) perkinsi
Secas y lluvias
Baja
Prionospio (Prionospio) cristata
Secas y lluvias
Baja
Prionospio (P.) dubia
Lluvias
Baja
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I
Spionidae
Scolelepis (Parascolelepis)
Secas
Baja
Spiophanes bombyx
Secas y lluvias
Baja
Spiophanes duplex
Secas y lluvias
Media
Spiophanes kroeyeri
Secas
Baja
Spiophanes wigleyi
Secas
Baja
Sternaspis scutata
Secas, nortes y lluvias
Baja
Syllis (Ehlersia) cornuta
Lluvias
Baja
Syllis (Typosyllis) alosae
Secas y lluvias
Baja
Syllis (Typosyllis) sp G
Secas y lluvias
Baja
Loimia viridis
Lluvias
Baja
Lysilla sp 1
Secas y lluvias
Media
Pista cristata
Secas y lluvias
Baja
Polycirrus sp 1
Lluvias
Baja
Terebellides carmenensis
Secas y lluvias
Baja
Terebellides cf. Lanai
Secas y lluvias
Baja
Terebellides klemani
Secas y lluvias
Baja
Terebellides parvus
Lluvias
Baja
texana
Sternaspidae
Syllidae
Terebellidae
Trichobranchidae
Fuente: González-Macías, 1996.
Ø
Crustáceos.
Malacostrácos.
Desde el punto de vista pesquero, la zona de estudio es una de las áreas más importantes, ya que cuenta con una gran
cantidad de recursos, un elevado volumen de captura y un gran valor comercial, destacando a los macrocrustáceos, por ser
el grupo más diverso y abundante de la región (Vázquez-Bader, 1996).
Especies Dominantes y Abundancia.
Dentro de los crustáceos de la Clase Malacostraca, se cuenta con el registro de 34 familias y 114 especies, mención
especial merecen los camarones Penaeus (Farfantepenaeus aztecus, Penaeus (F.) duorarum, Trachypenaeus similis), ya que
en la Sonda de Campeche representa el 50% del volumen de pesca nacional, el 66% de las exportaciones y el 2.3% de
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I
la producción mundial del camarón (SEMARNAT, 1996), además de las jaibas Callinectes similis, Portunus spinicarpus y
el camarón Squilla empusa, las cuales son especies dominantes, además de presentar las abundancias más altas.
Estacionalidad.
En la Clase Malacostraca existen 22 especies que se presentan en las tres estaciones climáticas; 3 para “Lluvias”, 59
para “Secas”, 2 para “Nortes”, 3 para “Secas-Nortes”, 2 para “Nortes-Lluvias” y 23 para “Secas-Lluvias” (Tabla IV.2.2.9).
Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.
Phylum:
Arthropoda
Clase:
Malacostraca
Familia
Nombre científico
Anthuridae
Albuneidae
Alpheidae
Axiidae
Calappidae
Callianassidae
Estacionalidad
Abundancia
Campylaspis rubicnda
Lluvias
Baja
Albunea paretii
Secas
Baja
Alpheus bouvieri
Secas
Baja
Alpheus heterochaelis
Secas
Baja
Alpheus spp
Secas
Baja
Automate evermanni
Secas
Baja
Automate rectifrons
Secas
Baja
Synalpheus pectiniger
Secas
Baja
Synalpheus townsendi
Secas
Baja
Axius serratus
Secas
Baja
Axius spp
Secas
Baja
Acanthocarpus alexandri
Secas, nortes y lluvias
Baja
Calappa flammea
Secas, nortes y lluvias
Baja
Calappa sulcata
Secas, nortes y lluvias
Baja
Hepatus epheliticus
Secas, nortes y lluvias
Media
Osachila semilevis
Secas
Baja
Callianassa atlantica
Secas
Baja
Callianassa latispina
Secas
Baja
Callianassa jamaicense
Secas
Baja
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I
Cystisomidae
Callianassa spp
Secas
Baja
Diastylis polita
Secas, nortes y lluvias
Baja
Eudorella emarginata
Secas, nortes y lluvias
Baja
Heterotanais limicola
Secas
Media
Lucifer spp
Secas y nortes
Baja
Fuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.
Phylum:
Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.
Arthropoda
Clase:
Malacostraca
Familia
Nombre científico
Diogenidae
Dorippidae
Dromiidae
Galatheidae
Goneplacidae
Estacionalidad
Abundancia
Dardanus fucosus
Secas y nortes
Alta
Paguristes lymani
Secas
Baja
Paguristes spinipes
Secas
Baja
Petrochiurus diogenes
Secas, nortes y lluvias
Media
Ethusa microphthalma
Secas y nortes
Baja
Dromidia antillensis
Secas, nortes y lluvias
Baja
Hypoconcha arcuata
Secas
Baja
Munida forceps
Secas, nortes y lluvias
Media
Munida pusilla
Secas
Baja
Chasmocarcinus
mississippiensis
Secas
Baja
Danielum ixbauchac
Nortes
Media
Euprhosynoplax clausa
Secas, nortes y lluvias
Baja
Glyptoplax smithi
Secas
Baja
Goneplax sigsbei
Secas
Baja
Micropanope sculptipes
Secas
Baja
Nanoplax xanthiformis
Secas
Baja
Pseudorhombila guinotae
Nortes
Baja
Pseudorhombila ometlanti
Lluvias
Baja
Pseudorhombila quadridentata
Nortes y lluvias
Baja
Speocarcinus carolinensis
Nortes y lluvias
Baja
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I
Homolidae
Leucosidae
Speocarcinus lobatus
Secas
Baja
Talassoplax angusta
Secas
Baja
Homola barbata
Secas
Baja
Ebalia spp
Secas
Baja
Iliacantha liodactylus
Secas y nortes
Baja
Fuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.
Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.
Phylum:
Arthropoda
Clase:
Malacostraca
Familia
Nombre científico
Estacionalidad
Abundancia
Iliacantha subglobosa
Secas
Baja
Persephona crinita
Secas, nortes y lluvias
Alta
Myropsis quinquespinosa
Secas, nortes y lluvias
Baja
Persephona mediterranea
Secas, nortes y lluvias
Baja
Anasimus latus
Secas, nortes y lluvias
Baja
Batrachonotus fragosus
Secas
Baja
Coelocerus spinosus
Secas
Baja
Collodes robustus
Secas, nortes y lluvias
Baja
Euprognatha rastellifera
Secas
Baja
Libina dubia
Secas
Baja
Libina emarginata
Secas, nortes y lluvias
Baja
Metoporhaspsis calcarata
Secas, nortes y lluvias
Baja
Podechella riisei
Secas y nortes
Baja
Pyromaia arachna
Lluvias
Baja
Sphenocarcinus corrosus
Secas
Baja
Stenocionops furcata coelata
Secas y lluvias
Baja
Stenocionops spinimanus
Secas
Baja
Stenorhynchus seticornis
Secas
Baja
Myscidacea
Neomicrodeutopus spp
Secas y lluvias
Baja
Ogyridae
Ogyrides alphaerostris
Secas
Baja
Iridopagurus caribbensis
Secas
Baja
Leucosidae
Majiidae
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I
Paguridae
Palaemonidae
Pagurus bullisi
Secas y lluvias
Baja
Phimochirus holthuisi
Secas
Baja
Periclimenes iridescens
Secas
Baja
Fuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.
Phylum:
Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.
Arthropoda
Clase:
Malacostraca
Estacionalidad
Abundancia
Familia
Nombre científico
Palicidae
Palicus obesa
Secas y lluvias
Baja
Pandalidae
Stenopus hispidus
Secas y lluvias
Baja
Panopeidae
Panopeus occidentalis
Secas
Baja
Leiolambrus nitidus
Secas y lluvias
Media
Parthenope (Platylambrus)
pourtalesii
Secas y lluvias
Baja
Parthenope (Platylambrus)
serrata
Secas y lluvias
Baja
Leptochela papulata
Secas
Baja
Leptochela carinata
Secas
Baja
Leptochela serratorbita
Secas
Baja
Leptochela bermudensis
Secas
Baja
Penaeus (Farfantepenaeus)
aztecus
Secas y lluvias
Alta
Penaeus (Farfantepenaeus)
duorarum
Secas y lluvias
Alta
Penaeus (Litopenaeus)
setiferus
Secas y lluvias
Media
Metapenaeopsis goodei
Secas
Baja
Trachypenaeus constrictus
Secas
Baja
Trachypenaeus similis
Secas y lluvias
Alta
Xiphopenaeus kroyeri
Secas y lluvias
Media
Pinnixa retinens
Secas
Baja
Pinnixa chaetopterana
Secas
Baja
Parthenopidae
Pasiphaeidae
Penaeidae
Pinnotheridae
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I
Porcellanidae
Portunidae
Porcellana sayana
Secas y lluvias
Baja
Arenaeus cribarius
Secas
Baja
Callinectes sapidus
Secas y lluvias
Baja
Fuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.
Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.
Phylum:
Arthropoda
Clase:
Malacostraca
Familia
Nombre científico
Estacionalidad
Abundancia
Callinectes similis
Secas y lluvias
Alta
Callinectes ornatus
Secas
Baja
Portunus gibbesii
Secas y lluvias
Baja
Portunus spinicarpus
Secas y lluvias
Alta
Portunus spinimanus
Secas y lluvias
Baja
Nikoides spp
Secas
Baja
Processa hemphilli
Secas
Baja
Processa spp
Secas
Baja
Ranilia muricata
Secas
Baja
Ranilia spp
Secas
Baja
Raninoides lamarcki
Secas y lluvias
Baja
Raninoides loevis
Secas
Baja
Raninoides lousianensis
Secas, nortes y lluvias
Baja
Solenocera necopina
Secas
Baja
Squilla chydaea
Secas y lluvias
Baja
Squilla edentata
Secas y lluvias
Baja
Squilla empusa
Secas y lluvias
Alta
Sicyonidae
Sicyiona typica
Secas
Baja
Xanthidae
Tetraxanthus rathbunae
Secas, nortes y lluvias
Baja
Portunidae
Processidae
Raninidae
Solenoceridae
Squillidae
Fuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.
Áreas de Reproducción.
El área comprendida por el Banco de Campeche, constituye un excelente hábitat para un número considerable de especies
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I
de importancia comercial, en cuyo ciclo de vida influyen fases de desarrollo estuarinas y marinas.
Aproximadamente un 90% de la captura comercial que se obtiene en el dicho banco se compone de especies estuarinas y costeras, las cuales desovan en áreas someras de la
plataforma continental; mientras que las larvas y poslarvas migran hacia áreas protegidas de la costa, donde permanecen hasta alcanzar tallas de estadios juveniles.
Ø
Ostrácodos.
La fracción de los sedimentos marinos esta formada por los restos de diversos grupos de microorganismos, de ellos,
los ostrácodos bénticos son altamente sensibles a las variaciones físicas, químicas y geológicas, respondiendo a estas
variaciones con modificaciones morfológicas y estructurales, por lo que son excelentes indicadores del mismo (Machain, et
al., 1991) y como son altamente susceptibles, pueden emplearse como indicadores ambientales.
Especies Dominantes y Abundancia.
En la Clase Ostracoda existen 90 registros, de los cuales Cytherella vermilionensis, Cytheromorpha paracastanea, Krithe
spp., Loxoconcha moralensi, Neomonoceratina mediterranea, Paracytheridae stephensoni, Paracythereidae texana,
Pelluscistoma magniventra, Pterigocythereis alophia y Pterigocythereis inexpectata son las especies abundantes y
dominantes (Tabla IV.2.2.10).
Tabla IV.2.2.10 Crustáceos Ostrácodos.
Phylum:
Arthropoda
Clase:
Ostracoda
Nombre científico
Estacionalidad
Actinocythereis spp
Secas y lluvias
Media
Actinocythereis sp 1
Secas y lluvias
Baja
Actinocythereis sp 2
Secas y lluvias
Baja
Ambocythere sp C
Secas y lluvias
Media
Argilloecia spp
Secas y lluvias
Baja
Aurila amigdala
Secas y lluvias
Baja
Bairdia spp
Secas y lluvias
Baja
Baslerites minutus
Secas y lluvias
Media
Buntonia tacheri
Secas y lluvias
Baja
Buntonia sp A
Secas y lluvias
Media
Bythoceratina sp 1
Secas y lluvias
Baja
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Abundancia
I
Bythoceratina sp 2
Secas y lluvias
Baja
Bythoceratina sp 3
Secas y lluvias
Baja
Bythocythere sp 1
Secas y lluvias
Baja
Cativella spp
Secas y lluvias
Baja
Cytherella hannai
Secas y lluvias
Media
Cytherella arostrata
Secas y lluvias
Media
Cytherella sp 1
Secas y lluvias
Baja
Cytherella vermilionensis
Secas y lluvias
Alta
Cytherelloidea umbonata
Secas y lluvias
Baja
Cytherelloidea sp
Secas y lluvias
Media
Cytheretta pumicosa
Secas y lluvias
Media
Cytherella montezumae
Secas y lluvias
Baja
Cytheromorpha paracastanea
Secas y lluvias
Alta
Cytheropteron hamatum
Secas y lluvias
Media
Cytheropteron morgani
Secas y lluvias
Media
Fuente: Machain, et al., 1991.
Continuación Tabla IV.2.2.10 Crustáceos Ostrácodos.
Phylum:
Arthropoda
Clase:
Ostracoda
Nombre científico
Estacionalidad
Cytheropteron yorktownensis
Secas y lluvias
Media
Cytherura mollis
Secas y lluvias
Media
Cytherura pseudostriata
Secas y lluvias
Media
Cytherura sablensis
Secas y lluvias
Media
Cytherura sandbergi
Secas y lluvias
Baja
Cytherura sp A
Secas y lluvias
Baja
Cytherura sp B
Secas y lluvias
Baja
Cytherura sp C
Secas y lluvias
Baja
Cytherura sp D
Secas y lluvias
Baja
Copytus spp
Secas y lluvias
Baja
Echinocythereis spinireticulata
Secas y lluvias
Baja
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Abundancia
I
Echinocythereis sp 1
Secas y lluvias
Baja
Eucytehre triangulata
Secas y lluvias
Media
Henryhowella asperrima
Secas y lluvias
Media
Hulingsina tuberculata
Secas y lluvias
Media
Jonesia simplex
Secas y lluvias
Media
Jugossocythereis pannosa
Secas y lluvias
Media
Krithe spp
Secas y lluvias
Alta
Loxoconcha moralesi
Secas y lluvias
Alta
Loxoconcha sp A
Secas y lluvias
Media
Loxoconcha sp B
Secas y lluvias
Baja
Loxoconcha sp C
Secas y lluvias
Baja
Loxocorniculum postdorsoalata
Secas y lluvias
Media
Loxocorniculum tricornatum
Secas y lluvias
Media
Macrocyprina skenneri
Secas y lluvias
Media
Macrocypris spp
Secas y lluvias
Baja
Fuente: Machain, et al., 1991.
Continuación Tabla IV.2.2.10 Crustáceos Ostrácodos.
Phylum:
Arthropoda
Clase:
Ostracoda
Nombre científico
Estacionalidad
Malzella floridana
Secas y lluvias
Media
Megacythere johnsoni
Secas y lluvias
Media
Monoceratinia spp
Secas y lluvias
Baja
Munseyella bermudezi louisianensis
Secas y lluvias
Media
Neocytherideis cylindrica
Secas y lluvias
Media
Neomonoceratina mediterranea
Secas y lluvias
Alta
Ocultocythereis spp
Secas y lluvias
Baja
Orionina serrulata
Secas y lluvias
Baja
Paracypris sp A
Secas y lluvias
Baja
Paracytheridae stephensoni
Secas y lluvias
Alta
Paracythereidae texana
Secas y lluvias
Alta
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Abundancia
I
Paradoxostoma ensiforme
Secas y lluvias
Baja
Paradoxostoma spp
Secas y lluvias
Baja
Parakrithe alta
Secas y lluvias
Baja
Pelluscistoma magniventra
Secas y lluvias
Alta
Phlytocythere spp
Secas y lluvias
Baja
Peratocytheridae spp
Secas y lluvias
Baja
Propontocypris sp A
Secas y lluvias
Media
Propontocythere sp B
Secas y lluvias
Media
Proteoconcha spp
Secas y lluvias
Media
Pseudopsammaocythere vicksbugensis
Secas y lluvias
Media
Polycope spp
Secas y lluvias
Media
Pterigocythereis alophia
Secas y lluvias
Alta
Pterigocythereis inexpectata
Secas y lluvias
Alta
Pterigocythereis sp 1
Secas y lluvias
Baja
Puriana convoluta
Secas y lluvias
Media
Fuente: Machain, et al., 1991.
Continuación Tabla IV.2.2.10 Crustáceos Ostrácodos.
Phylum:
Arthropoda
Clase:
Ostracoda
Nombre científico
Estacionalidad
Puriana krutaki
Secas y lluvias
Media
Puriana mathewsi
Secas y lluvias
Media
Quadracythere producta
Secas y lluvias
Media
Schlerochilus spp
Secas y lluvias
Media
Tanella gracilis
Secas y lluvias
Media
Triangulocypris laeva
Secas y lluvias
Media
Xestoleberis rigsby
Secas y lluvias
Media
Xestolebereis sp B
Secas y lluvias
Media
Fuente: Machain, et al., 1991.
Áreas de Reproducción.
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Abundancia
I
Se cuenta con registros de un total de 3 102 larvas de Solenocera vioscai, correspondientes a los estadios larvarios de
Protozoea, Mysis y Poslarva. Su importancia radica en que las larvas se dispersan de los sitios de origen o áreas de
desove debido al transporte ocasionado por las corrientes marinas, posteriormente pueden incorporarse a los sitios de
distribución de los organismos adultos y realizar el reclutamiento que es un proceso esencial para la continuidad de la población.
Solenocera vioscai, presenta un patrón de dispersión circular, que tiene su origen en el área de desove de los organismos
adultos frente al sistema Grijalva-Usumacinta y Boca del Carmen en la plataforma media y externa, sitio en el cual las
hembras expulsan sus huevecillos al medio marino, donde estos son transportados por las corrientes dominantes y
diseminados en gran parte del área de estudio. Posteriormente los huevecillos eclosionan y dan origen a una larva conocida
como nauplio, fase larval que en gran medida es dependiente de las corrientes marinas.
Conforme estas larvas son dispersadas, se trasforman en una protozoea y aquellas que tienen suerte de ser acarreadas a
sitios más favorables se trasforman en una larva conocida como mysis, la cual da origen a poslarvas (Gómez-Ponce, 1997).
Tabla IV.2.2.11 Larvas del Crustáceo Solenocera Vioscai.
Estadio larval
Secas
Lluvias
Nortes
Protozoea
250
771
568
Mysis
86
860
465
Poslarvas
33
58
11
Total
369
1 689
1 044
Fuente: Gómez-Ponce, 1997.
Ø Moluscos.
Dentro de los integrantes de la fauna béntica, los moluscos son uno de los grupos de invertebrados más importantes, junto con
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I
los poliquetos y crustáceos. Son generalmente abundantes, en densidad y biomasa, y bien distribuidos. En ocasiones se les
asocia con aspectos de perturbación ambiental dado que algunas de sus especies han sido registradas como bioindicadoras;
de hecho es quizá, después de los poliquetos, el grupo más resistente.
La importancia de este grupo involucra aspectos que van desde el punto de vista filogenético, ecológico, medicinal, artístico
y hasta el económico, ya que representa un importante potencial pesquero en el Golfo de México (García-Cubas, 1991).
Especies Dominantes.
Dentro de la Clase Bivalva, las especies dominantes son Corbula barrattiana, Varicorbula operculata, Nuculana concentrica,
Abra aequalis, Chione (Ch.) intapurpurea y Chione (Lirophora) latilirata (Tabla 1.2.2.9). Especies típicas de ambientes
netamente marinos son Chione (Chione) intapurpurea, Ch. (Lirophora) latilirata y Mercenaria campechiensis.
Dentro de la Clase Gasteropoda las especies dominantes son: Marginella lavalleeana, Natica pusilla, Olivella dealbata,
O. (Niteoliva) minuta, Strombus alatus, Dentalium rebeccaense, su estacionalidad se presenta en la Tabla IV.2.2.12.
Cabe destacar que Melanella jamaicensis tiene cierta influencia dulceacuícola. En el caso de los moluscos escafópodos, la
especie Dentalium rebeccaense presenta la mayor abundancia y se presenta en el período de secas (Tabla IV.2.2.12).
Tabla IV.2.2.12 Moluscos Bivalvos.
Phylum:
Mollusca
Clase:
Bivalvia
Familia
Nombre científico
Corbulidae
Cuspidariidae
Lasaeidae
Nuculidae
Nuculanidae
Estacionalidad
Abundancia
Corbula barrattiana
Secas
Alta
Varicorbula operculata
Secas
Alta
Cardiomya perrostrata
Secas
Media
Cuspidaria jeffreysi
Secas
Baja
Cuspidaria obesa
Secas
Baja
Aligena spp
Secas
Media
Nucula proxima
Secas
Media
Nuculana acuta
Secas
Media
Nuculana carpenteri
Secas
Media
Nuculana concentrica
Secas
Alta
Yoldia selenoides
Secas
Baja
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I
Aequipecten glyptus
Secas y nortes
Baja
Amusium papyraceum
Secas y nortes
Baja
Argopecten gibbus
Secas y nortes
Baja
Cyclopecten nanus
Secas
Baja
Pecten ravenelli
Secas
Baja
Propeamussium holmesii
Secas
Media
Poromyidae
Poromya rostrata
Secas
Baja
Semelidae
Abra aequalis
Secas
Alta
Secas y nortes
Alta
Chione (Lirophora) latilirata
Secas y nortes
Alta
Cyclinella tenuis
Secas
Baja
Macrocallista maculata
Secas
Media
Mercenaria campechiensis
Secas, nortes y lluvias
Baja
Verticordiidae
Verticordia ornata
Secas
Baja
Solecurtidae
Tagelus divisus
Lluvias y nortes
Baja
Pectinidae
Chione (Chione)
intapurpurea
Veneridae
Fuente: Aguilar-Sosa, 1993 y Vázquez-Bader, 1996.
Tabla IV.2.2.13 Moluscos Gastrópodos.
Phylum:
Mollusca
Clase:
Gastropoda
Familia
Nombre científico
Acteonidae
Atlantidae
Cerithiidae
Columbellidae
Conidae
Cylichnae
Estacionalidad
Abundancia
Acteon punctostriatus
Secas
Baja
Atlanta peronii
Secas
Baja
Diastoma varium
Secas
Media
Finella dubia
Secas
Media
Nassarius scissuratus
Secas
Media
Nassarius spp
Secas
Baja
Mitrella verrillii
Secas
Baja
Conus austini
Secas y nortes
Baja
Conus spp
Secas, nortes y lluvias
Media
Scaphander watsoni
Secas
Baja
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I
Cuvieridae
Haminoeidae
Marginellinae
Melanellidae
Melongenidae
Muricidae
Naticidae
Cavolinia longirostris
Secas
Media
Cavolinia tridentata
Secas
Baja
Cavolinia uncinata
Secas
Baja
Creseis acicula
Secas
Baja
Diacria quadridentata
Secas
Media
Atys sandersoni
Secas
Media
Marginella aureocincta
Secas
Media
Marginella eburneola
Secas
Baja
Marginella lavalleeana
Secas
Alta
Melanella jamaicensis
Secas
Baja
Busycon (S.) contrarium
Secas, nortes y lluvias
Baja
Busycon (S.) perversum
Nortes y lluvias
Baja
Busycon (F.) spiratum
Secas y lluvias
Baja
Siratus beauii
Secas, nortes y lluvias
Baja
Natica pusilla
Secas
Alta
Polinices hepaticus
Secas
Baja
Fuente: López, 1993; Vázquez-Bader, 1996 y González-Macías, 1997.
Continuación Tabla IV.2.2.13 Moluscos Gastrópodos.
CPhylum:
Mollusca
Clase:
Gastropoda
Familia
Nombre científico
Estacionalidad
Abundancia
Olivella dealbata
Secas
Alta
Olivella (Niteoliva) minuta
Secas, nortes y lluvias
Media
Olivella spp
Secas
Media
Pyramidella spp
Secas
Baja
Turbonilla interrupta
Secas
Baja
Retusidae
Pyrunculus caelatus
Secas
Media
Ringiculidae
Ringicula semistriata
Secas
Baja
Strombidae
Strombus alatus
Secas y lluvias
Alta
Terebra arcas
Secas
Media
Terebra concava
Secas
Baja
Olividae
Pyramidellidae
Terebridae
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I
Tonnidae
Tonna galea
Secas, nortes y lluvias
Baja
Turbinellidae
Turbinella angulata
Secas, nortes y lluvias
Baja
Bellaspira spp
Secas
Baja
Drillia pharcida
Secas
Baja
Mangelia sagena
Secas
Baja
Microdrillia comatotropis
Secas
Baja
Nanodiella vespuciana
Secas
Baja
Pleurotomella spp
Secas
Baja
Polystira albida
Secas, nortes y lluvias
Baja
Scaphella (Aurinia) dubia
Secas y nortes
Media
Volvulella persimilis
Secas
Baja
Volvulella taxasiana
Secas
Baja
Turridae
Voluthidae
Volvulellae
Fuente: López, 1993; Vázquez-Bader, 1996 y González-Macías, 1997.
Tabla IV.2.2.14 Moluscos Escafópodos.
Phylum:
Mollusca
Clase:
Scaphopoda
Familia
Nombre Científico
Estacionalidad
Abundancia
Dentalium ceratum
Secas
Baja
Dentalium occidentale
Secas
Baja
Dentalium rebeccaense
Secas
Media
Cadulus alongatus
Secas
Baja
Dentaliidae
Siphonodentaliidae
Fuente: López, 1993.
Ø Cnidarios.
Únicamente se han registrado dos especies con abundancia poco significativa, la primera es para las temporadas de
“Nortes-Secas” y la segunda para “Nortes-Lluvias” (Tabla 1.2.2.12).
Tabla IV.2.2.15 Cnidarios.
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I
Phylum:
Cnidaria
Clase:
Anthozoa
Familia
Nombre científico
Estacionalidad
Abundancia
Kophobelemon tenue
Nortes y Secas
Baja
Renilla reniformis
Nortes y LLuvias
Baja
Polycladidae
Fuente: González-Macías, 1997.
Ø Equinodermos.
Existen 5 especies de equinodermos registrados, de las cuales Luidia clathrata es la especie dominante y se presenta en las
tres temporadas climáticas (Tabla IV.2.2.16).
Tabla IV.2.2.16 Equinodermos.
Phylum:
Echinodermata
Clase:
Asteroidea
Familia
Nombre Científico
Estacionalidad
Abundancia
Astropectinidae
Astropecten duplicatus
Secas, Nortes y
Lluvias
Media
Luidia clathrata
Secas, LLuvias y
Nortes
Alta
Tethyaster grandis
Secas, Lluvias y
Nortes
Baja
Brissidae
Brissopsis alongata
elongata
Secas y lluvias
Baja
Mellitidae
Encope michelini
Secas
Baja
Fuente: Vázquez-Bader, 1996.
Ø Nemátodos.
En el meiobentos, los nemátodos son casi siempre el grupo más importante en abundancia, pues representan el 80% de la
fauna, se les encuentra desde la zona intermareal hasta las profundidades abisales (de Jesús-Navarrete, 1993). Este mismo
autor menciona que cualquier evaluación de la comunidad es incompleta si la fauna nematológica no es tomada en
consideración, ya que juega un papel muy importante en la salud del fondo del mar participando activamente en la
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I
dinámica béntica, además de contar con alta diversidad, tiempos de generación cortos, marcada ubicuidad y su estrecha
relación con el sedimento (Gold y Herrera, 1996).
Existen 107 registros para este grupo, la mayoría son al nivel taxonómico de género y todos en la temporada de “Nortes”, en
los cuales los más abundantes y dominantes son: Cheironchus, Chromadorella, Dorylaimopsis, Elzalia, Halaimus
longicaudatus, Halaimus gracilis, Halaimus isaishikovi, Microlaimidae paracomesoma, Ptycholaimellus, Sabatieria,
Spirina, Steneridorea, Terschellingia, Terschellingia sp. A y Xylide (de Jesús-Navarrete, 1989) (Tabla IV.2.2.17).
Tabla IV.2.2.17 Nemátodos.
Phylum:
Nematoda
Nombre científico
Estacionalidad
Acantholaimus
Nortes
Baja
Actionema
Nortes
Baja
Adoncholaimus
Nortes
Baja
Adoncholaimus sp A
Nortes
Baja
Aegialoalaimus
Nortes
Baja
Ammotheristus
Nortes
Baja
Aponema
Nortes
Baja
Beldolla
Nortes
Baja
Calomicrolaimus
Nortes
Baja
Camacolaimus
Nortes
Baja
Campylaimus
Nortes
Baja
Cheironchus
Nortes
Alta
Chromadorida
Nortes
Baja
Chromadorella
Nortes
Media
Chromaspirina
Nortes
Baja
Cobbia
Nortes
Baja
Comesoma
Nortes
Baja
Cyatholaimidae
Nortes
Baja
Cyatholaimus
Nortes
Media
Abundancia
Fuente: de Jesús-Navarrete, 1989.
Continuación Tabla IV.2.2.17 Nemátodos.
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (240 of 413) [28/04/2010 13:55:52]
I
Phylum:
Nematoda
Nombre científico
Estacionalidad
Chromaspirina sp B
Nortes
Baja
Chromadorina
Nortes
Baja
Daptonema
Nortes
Baja
Demonema
Nortes
Baja
Desmodoridae
Nortes
Baja
Dichromadores
Nortes
Baja
Didelta
Nortes
Baja
Diplopeltoides
Nortes
Baja
Diplopeltula
Nortes
Baja
Dorylaimopsis
Nortes
Alta
Draconema
Nortes
Baja
Elzalia
Nortes
Media
Epacanthion
Nortes
Baja
Filoncholaimus
Nortes
Baja
Gammarinema
Nortes
Baja
Gnomoxyala
Nortes
Baja
Halaimus
longicaudatus
Nortes
Media
Halaimus gracilis
Nortes
Media
Halaimus isaishikovi
Nortes
Media
Halanonchus
Nortes
Baja
Hypodontolaimus
Nortes
Media
Laimella
Nortes
Baja
Latronema
Nortes
Baja
Linhomoeidae sp A
Nortes
Baja
Linhomoeidae sp C
Nortes
Baja
Linhystera
Nortes
Baja
Abundancia
Fuente: de Jesús-Navarrete, 1989.
Continuación Tabla IV.2.2.17 Nemátodos.
file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (241 of 413) [28/04/2010 13:55:52]
I
Phylum:
Nematoda
Nombre científico
Estacionalidad
Marylinia
Nortes
Baja
Mesacanthion
Nortes
Baja
Metacomesoma
Nortes
Baja
Metadasynemella
Nortes
Baja
Microlaimidae
Nortes
Alta
Molgolaimus
Nortes
Baja
Monhysterida sp A
Nortes
Baja
Monhysterida sp B
Nortes
Baja
Monhysterida sp C
Nortes
Baja
Monhysterida sp D
Nortes
Baja
Nemanema
Nortes
Baja
Neochromadora
Nortes
Baja
Neotonchoides
Nortes
Baja
Oncholaimus
Nortes
Baja
Oncholaimus
skawensis
Nortes
Baja
Oxistomina asetosa
Nortes
Baja
Oxistomina elongata
Nortes
Baja
Parachromadorita
Nortes
Baja
Paracomesoma
Nortes
Alta
Paralinhomoeus
Nortes
Baja
Paramesacanthion
Nortes
Baja
Paramonhystera
Nortes
Media
Parasphaerolaimus
Nortes
Baja
Paradonthopora
Nortes
Baja
Phanosermatidae
Nortes
Baja
Pierrickia
Nortes
Baja
Fuente: de Jesús-Navarrete, 1989.
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Abundancia
I
Continuación Tabla IV.2.2.17 Nemátodos.
Phylum:
Nematoda
Nombre científico
Estacionalidad
Pomponema
Nortes
Baja
Paralongicyatholaimus
Nortes
Baja
Procamacolaimus
Nortes
Baja
Prochaetosoma
Nortes
Baja
Prochromadora
Nortes
Baja
Promonhystera
Nortes
Baja
Pselionema
Nortes
Baja
Ptycholaimellus
Nortes
Alta
Pseusolella
Nortes
Baja
Praeacanthonchus
Nortes
Baja
Retrotheristus
Nortes
Baja
Sabatieria
Nortes
Alta
Sacptrella
Nortes
Baja
Setoplectus
Nortes
Baja
Selachinematidae
Nortes
Baja
Siphonolaimus
Nortes
Baja
Siphonolaimidae
Nortes
Baja
Sphaerolaimus
Nortes
Baja
Spilophorella
Nortes
Baja
Spirina
Nortes
Alta
Steineridorea
Nortes
Alta
Syringolaimus
Nortes
Baja
Terschellingia
Nortes
Alta
Terschellingia sp A
Nortes
Media
Thalassironus
Nortes
Alta
Theristus
Nortes
Baja
Abundancia
Fuente: de Jesús-Navarrete, 1989.
Continuación Tabla IV.2.2.17 Nemátodos.
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I
Phylum:
Nematoda
Nombre científico
Estacionalidad
Thorascostomopsidae
Nortes
Baja
Trichotheristus
Nortes
Baja
Tricoma
Nortes
Baja
Valvaelaimus
Nortes
Baja
Vasostoma
Nortes
Media
Viscosia abysorum
Nortes
Media
Viscosia alegans
Nortes
Media
Viscosia glabra
Nortes
Media
Viscosia sp A
Nortes
Media
Xyalide
Nortes
Media
Abundancia
Fuente: de Jesús-Navarrete, 1989.
Ø
Nemertinos.
El género Cerebratulus se presenta en las épocas de “Nortes-Lluvias”, presentando baja abundancia (González-Macías,
1997) (Tabla IV.2.2.18 Nemertinos).
Tabla IV.2.2.18 Nemertinos.
Phylum:
Nemertinea
Clase:
Anopla
Especie
Estacionalidad
Abundancia
Cerebratulus spp.
Nortes y LLuvias
Baja
Fuente: González-Macías, 1997.
Ø Sipuncúlidos.
La única especie reportada es Microura leidy, la cual se presenta en lluvias y es muy abundante (Tabla IV.2.2.19).
Tabla IV.2.2.19 Sipuncúlidos.
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I
Phylum:
Sipuncula
Especie
Estacionalidad
Abundancia
Microura leidyi
LLuvias
Alta
Fuente: González-Macías, 1997.
Ø Peces.
La alta riqueza específica de los recursos pesqueros y diversidad ecológica del área de estudio está en relación con la
diversidad de hábitats de la zona costera de la región, de tal forma el 75% de las especies ictiológicas dominantes dependen
de los sistemas lagunares estuarinos, ya que los procesos ecológicos costeros son de gran importancia en la regulación de
los ciclos de vida de las especies explotadas (Yañez-Arancibia, et al., 1994).
Diversos estudios sugieren la existencia de patrones de migración o colonización de los hábitats costeros y
numerosas interacciones entre los peces de la plataforma continental y los ecosistemas de aguas protegidas. Los peces en
su mayor parte demersales, muestran las siguientes tendencias:
a) Especies dependientes estuarinas.- Son aquellas que utilizan de alguna manera los estuarios y se definen tres
patrones principales:
- Se encuentran preferentemente en plataforma continental, pero utilizan lagunas y estuarios como áreas de alimentación
y crianza: Harengula jaguana (sardina del golfo) y Synodus foetens (pez chile).
- Se encuentran estacionalmente en plataforma, con parte del ciclo vital en lagunas, donde crecen y se alimentan:
Cetengraulis edentulus (anchoveta), Stellifer colonensis y S. lanceolatus (corvinetas).
- Son especies ocasionales con baja frecuencia en plataforma y gran parte de su ciclo de vida lo pasan en el interior de la
laguna: Urolophus jamaicensis (raya) y Bairdeiella chrysoura (corvina).
Especies relacionadas con los estuarios, pero no dependientes:
Se encuentran permanentemente en la plataforma continental sin fluctuaciones evidentes: Syacium gunteri
(lenguado), Priacanthus arenarius (ojón), Trachurus latham (chicharito).
Presentan migraciones estacionales: Lutjanus campechanus (huachinango), Pristipomoides macrophthalmus.
Especies ocasionales en la plataforma sin un patrón definido: Lagodon rhomboides (xlavita) y Aluterus monoceros (lija)
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I
(Yañez-Arancibia, 1994).
De esta manera, la composición ictiológica registrada en la zona de estudio ha sumado un total de 39 especies, pertenecientes
a 24 familias, siendo las dominantes: Ophistonema oglinum, Synodus foetens, Bagre marinus, Priacanthus arenatus,
Trachurus lathami, Selene setapinnis, Chloroscombrus chrysurus, Lutjanus sygranis, Eucinostomus argentus, Stenomus
caprinus, Cynoscion mothus, Upeneus parvus y Syacium gunteri (Tabla IV.2.2.20).
Tabla IV.2.2.20 Diversidad Ictiológica.
Phylum:
Chordata
Clase:
Piscis
Familia
Nombre científico
Carcharhinidae
Rajidae
Estacionalidad
Abundancia
Carcharhinus spp
Lluvias
Baja
Raja texana
Lluvias
Baja
Harengula jaguana
Lluvias
Baja
Opisthonema oglinum
Lluvias
Alta
Anchoa hepsetus hepsetus
Lluvias
Baja
Synodus foetens
Lluvias
Alta
Saurida brasiliensis
Lluvias
Baja
Arius felis
Lluvias
Baja
Ariidae
Bagre marinus
Lluvias
Alta
Ogcocephalidae
Halieutichthys aculleatus
Lluvias
Baja
Scorpaena calcarata
Lluvias
Baja
Scorpaena brasiliensis
Lluvias
Baja
Prionotus punctatus beani
Lluvias
Baja
Prionotus stearensi
Lluvias
Baja
Serranus atrobranchus
Lluvias
Baja
Epinephelus niveatus
Lluvias
Baja
Priacanthus arenatus
Lluvias
Alta
Pristigenis altus
Lluvias
Media
Trachurus lathami
Lluvias
Alta
Selene setapinnis
Lluvias
Alta
Chloroscombrus chrysurus
Lluvias
Alta
Clupeidae
Engraulidae
Synodontidae
Scorpaenidae
Triglidae
Serranidae
Priacanthidae
Carangidae
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I
Pristipomoides
Lutjanidae
macrophthalmus
Lutjanus campechanus
Lluvias
Media
Lluvias
Baja
Fuente: Yañez-Arancibia et al., 1994; basado de Yañez-Arancibia et al., 1986.
Continuación Tabla IV.2.2.20 Diversidad Ictiológica.
Phylum:
Chordata
Clase:
Piscis
Familia
Nombre científico
Lutjanidae
Estacionalidad
Abundancia
Lutjanus sygranis
Lluvias
Alta
Eucinostomus gula
Lluvias
Baja
Eucinostomus argenteus
Lluvias
Alta
Sparidae
Stenomus caprinus
Lluvias
Alta
Sciaenidae
Cynoscion nothus
Lluvias
Alta
Mullidae
Upeneus parvus
Lluvias
Alta
Polynemidae
Polydactylus octonemus
Lluvias
Baja
Stromateidae
Peprilus paru
Lluvias
Baja
Syacium gunteri
Lluvias
Alta
Cyclopsetta fimbriata
Lluvias
Baja
Cyclopsetta chittendeni
Lluvias
Baja
Cytharichthys spiolopterus
Lluvias
Baja
Soleidae
Gymnachirus nudus
Lluvias
Baja
Balistidae
Balistes capriscus
Lluvias
Baja
Monacanthidae
Aluterus schoepfli
Lluvias
Baja
Tetraodonthidae
Lagocephalus laevigatus
Lluvias
Baja
Gerreidae
Bothidae
Fuente: Yañez-Arancibia et al., 1994; basado de Yañez-Arancibia et al., 1986.
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I
Estacionalidad.
La mayoría de las especies (80) se presentan en las temporadas de “Secas” y “Lluvias”, mientras que 41 especies sólo lo
hacen durante la temporada de “Secas” y 21 en la de “Lluvias”. En general, se da una disminución en abundancia de las
especies dominantes durante la época de secas, lo cual parece relacionarse con las presencia de condiciones más
severas durante dicha época; sin embargo, especies como Cossura delta con un comportamiento oportunista que toma ventaja
de la disminución en abundancia de las demás especies para desarrollarse y aumentar su abundancia en dichas
condiciones (Granados-Barba, 1994; en proceso).
Zonas de Reproducción.
En general no existen estudios específicos que hayan sido enfocados a determinar zonas de reproducción de este tipo
de invertebrados en la zona de estudio. Lo que si se sabe es que aprovechan la época favorable para dispersarse, lo cual
puede ocurrir al inicio de las lluvias.
Especies de Valor Comercial.
De acuerdo al Atlas Pesquero de México (1994), cinco especies de crustáceos, nueve de peces y una de moluscos
representan importancia comercial para México, las cuales se enlistan en la Tabla IV.2.2.21.
Tabla IV.2.2.21 Fauna de Importancia Comercial.
Grupo
Crustáceos
Nombre Científico
Nombre Común
Penaeus aztecus
Camarón café
Penaeus duorarum
Camarón rosado
Penaeus setiferus
Camarón blanco
Callinectes sapidus
Jaiba azul
Callinectes similis
Jaiba azul
Arius felis
Bagre
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I
Peces
Moluscos
Carcharhinus spp.
Cazón
Cynoscion nothus
Trucha de mar
Raja texana
Raya
Bagre marinus
Bagre bandera
Epinephelus niveatus
Cherna pintada
Harengula jaguana
Sardina
Lutjanus campechanus
Huachinango o pargo del Golfo
Lutjanus synagris
Pargo
Eucinostomus gula
Mojarrita
Cynoscion nothus
Trucha plateada o curvina
Scyacium gunteri
Lenguado de playa
Cyclopsetta chittendeni
Lenguado aleta manchada
Busycon perversum
Busicón relámpago
Fuente: Secretaría de Pesca, 1994.
Especies de Interés Cinegético.
Existen algunas especies que se emplean para la pesca deportiva, las cuales se muestran en la Tabla IV.2.2.22, destacando
por preferencia a Lutjanus campechanus (Huachinango).
Tabla IV.2.2.22 Fauna de Interés Cinegético.
Grupo
Peces
Nombre científico
Nombre común
Carcharhinus spp.
Cazón
Ephinepelus nireatus
Mero
Lutjanus campechanus
Huachinango
Lutjanus viridis
Pargo del golfo
Fuente: Secretaría de Pesca, 1994.
Ø Aves.
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I
Las aves están representadas principalmente por especies migratorias y costeras que en su recorrido pasan por la zona
del proyecto como ejemplo se pueden mencionar golondrinas (Sterna maxima, S. caspi y S. hirundo), pelícanos
(Pelecanus arithrorinchus y P. occidentalis), gaviotas (Larus atricilla y L. argenteus), fragatas (Fregata magnifecent);
playeros (Calidris sp y Limnodomus grisaseus), entre otras especies (Peterson, 1994).
La zona marina ocupada por las plataformas petroleras, se encuentra dentro de la ruta migratoria de diversas aves marinas, por
lo que es común observarlas posando sobre sus estructuras.
Ø Reptiles.
Para el área del proyecto se reportan cinco especies de tortugas marinas, las cuales utilizan el área como una zona de
tránsito para llegar a las playas de anidación y hacia Cayo Arcas para alimentarse, estas especies son: Tortuga de
Carey (Eretmochelys imbricata), Tortuga Laúd (Dermochelys coriacea), Tortuga Blanca (Dermatemys mawii), Tortuga
Lora (Lepidochelys kempii) y la Tortuga Cahuama (Caretta caretta), esta última considerada como endémica para el Golfo
de México. Las tortugas marinas por sus hábitos reproductivos y alimenticios son especies muy sensibles a cambios en
el ambiente y a la explotación excesiva.
Es importante señalar que las costas de la Sonda de Campeche son utilizadas por estas especies como zonas de
reproducción, desove y alimentación. En la siguiente figura se presentan las mayores anidaciones de la Tortuga Carey y Blanca
se presentan durante los meses de abril a agosto (Marquez, 1996).
Figura IV.2.2.2. Zonas de Anidación de Tortugas Carey y Blanca.
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I
Ø Mamíferos Marinos.
Los mamíferos sólo se presentan migratoriamente en la zona de estudio, ya que se distribuyen a lo largo de la Sonda
de Campeche. Los más comunes en la zona son los delfines tursiones, destacando la especie Tursiops truncatus, y con
menor abundancia Stenella plagiodon y Delphinus spp., además de contar con algunos avistamientos del rorcual
Balaenoptera edeni y de la ballena jorobada Megaptera novaengliae (Tabla IV.2.2.23).
Tabla IV.2.2.23 Mamíferos Marinos.
Phylum:
Mammalia
Especie
Estacionalidad
Tursiops truncatus
Secas y Lluvias
Media
Stenella plagiodon
Secas y Lluvias
Baja
Delphinus spp.
Secas y Lluvias
Baja
Balaenoptera edeni
Secas y Lluvias
Baja
Megaptera novaengliae
Secas y Lluvias
Baja
Fuente: Delgado, 1991.
Especies Amenazadas o en Peligro de Extinción.
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Abundancia
I
Únicamente la ballena jorobada (Megaptera novaengliae) se encuentra sujeta a protección especial, las demás especies
de mamíferos encontradas en el área de estudio no caen dentro de las categorías de especies endémicas, amenazadas, raras,
en peligro de extinción y sujetas a protección especial de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001.
Dentro de la zona de estudio se encuentran registradas cinco tipos de tortugas marinas: Eretmochelys imbricata (tortuga
de Carey), Dermochelys coriacea (tortuga Laúd), Chelonia mydas (tortuga Blanca), Lepidochelys kempii (tortuga lora) y
Caretta caretta (cahuama) (Márquez y Fritts, 1983; Escanero et al., 1990, Guzmán, 1996). Todas estas especies,
están catalogadas como especies en peligro de extinción de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001.
Es importante destacar que estas especies utilizan el área de plataformas únicamente como zona de transito para llegar a
las playas de anidación, por lo que su estancia en estas áreas es transitoria; ver Figura IV.2.2.2 Zonas de Anidación de
Tortugas Carey y Blanca.
C.2) Proporcionar Nombres Científicos y Comunes y destacar aquellas que se
encuentren en estado de conservación según la NOM-059-ECOL-2001, en veda,
en calendario cinegético o que sean especies indicadoras de la calidad del
ambiente y CITES.
Para la determinación de especies de fauna que se encuentran en peligro de extinción en el área del proyecto, se consultó
la norma oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001, la cual agrupa y determina especies y subespecies de flora, fauna silvestre
y acuática en peligro de extinción, amenazadas, raras, endémicas o sujetas a protección ambiental.
En la Tabla IV.2.2.24 se indican las especies vulnerables para el área del proyecto, con base en la NOM-059-ECOL-2001.
La mayoría de las especies se encuentran amenazadas en forma directa principalmente por la afectación y modificación de
su hábitat.
Tabla IV.2.2.24 Número de Especies Catalogadas Bajo Estatus
de Protección Según la NOM-059-ECOL-2001.
Clase
Nombre científico
Nombre común
Chelonia mydas
Tortuga blanca
Peligro de extinción
Eretmochelys imbricata
Tortuga de Carey
Peligro de extinción
Categoría
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I
Reptiles
Lepidochelys kempii
Tortuga lora
Peligro de extinción
Dermochelys coriacea
Tortuga laúd
Peligro de extinción
Caretta caretta
Tortuga Cahuama
Peligro de extinción
Fuente: NOM-159-ECOL-2001.
Vedas
El área de desarrollo del proyecto es un área determinada para las actividades de Pemex; su uso es exclusivo
de explotación de hidrocarburos, por lo que se prohiben las actividades de pesca y cualquier otra diferente a la
actividad petrolera.
Para las especies de moluscos (caracol y pulpo) no se presentan ambientes favorables para el desarrollo de
estos organismos dentro del área del proyecto; debido a que la profundidad es de 70 m aproximadamente.
Se establecen criterios de veda de camarones basados en la ley NOM-002-PESC-1993, que establece los periodos de
veda de las especies de camarón en aguas de jurisdicción federal de los Estados Unidos Mexicanos
Se establecen los criterios de veda para especies de pulpo de las aguas de jurisdicción basándose en la NOM-008PESC-1993, para aguas de jurisdicción federal del Golfo de México y Mar Caribe.
Se establecen criterios de veda para las especies de caracol basados en la
NOM- 008-PESC-1993, en aguas de jurisdicción federal de los Estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán.
Se establecen criterios de veda para la pesca de lisa, liseta o lebrancha basados en la
NOM-016-PESC-1995. En aguas de jurisdicción federal del Océano Pacifico, incluyendo Golfo de California, Golfo
de México y Mar Caribe (SEMARNAT, 1999).
Se debe mencionar que en esta área de estudio por definición son aplicables la normatividad mexicana, referente a
pesca y a normatividad vedas, pero estas no son aplicadas dentro de la zona ya que no se permiten otras actividades
a barcos, diferentes de las petroleras.
C.3) Abundancia, distribución, densidad relativa y temporadas de reproducción
de las especies en riesgo o de especial relevancia que existan
en el área de estudio del proyecto.
En el área del proyecto las actividades normales no ponen en riesgo el tránsito de las especies protegidas de tortugas;
es importante detacar que en estas áreas no se permite la pesca dentro de la zona reservada para explotación
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I
y exploración de PEMEX; cabe destacar que el área donde anidan las especies de tortugas son temporales.
Existen dos campamentos tortugeros en el Estado de Campeche que son Isla Aguada e Isla Del Carmen; donde
los periodos de anidación de las tortugas carey y blanca, son de abril a octubre.
En la Isla Aguada existen 330 nidos protegidos para la tortuga blanca y 435 para la tortuga de carey; mientras que en
la Isla del Carmen existen 116 nidos protegidos para la tortuga blanca y 218 para la tortuga de carey
(SEMARNAT, Instituto Nacional de Pesca; 1999).
C.4)
Localización en cartografía a escala 1: 20 000 de los principales sitios de
distribución de las poblaciones de las especies en riesgo presentes en el área
de interés. Destacar la existencia de zonas de reproducción y/o alimentación.
El área de desarrollo del proyecto se considera como “zonas de tránsito” hacia las áreas de reproducción de
quelonios, en las costas de Ciudad del Carmen y Campeche.
Los sitios que son utilizados como zonas de reproducción son las costas, pero éstas se encuentran fuera del área
de desarrollo del proyecto y como se menciono con anterioridad las actividades normales del desarrollo del proyecto
no afectarán a estos organismos
(Ver Figura IV.2.2.2. Zonas de anidación de Tortugas Carey y Blanca).
C.5)
Especies de valor científico, comercial, estético, cultural y para autoconsumo.
En la Sonda de Campeche la explotación pesquera es una actividad importante en el ámbito regional el camarón, jurel
y robalo son los principales recursos capturados desde hace tiempo.
El grupo más productivo es el de los crustáceos como los camarones (Farfantepenaeus aztecus,
Farfantepenaeus duorarum, Litopenaeus setiferus y Xiphopenaeus kroyeri). La especie conocida como bandera
(Bagre marinus), se encuentra dentro de las de mayor producción para Cd. del Carmen, así como el Balah
(Dasyatis brevis) y la Jaiba (Callinectes sapidus) (SEMARNAT 1999). Las especies de importancia comercial en el área
del proyecto son principalmente moluscos, crustáceos y peces. En la Tabla IV.2.2.25 se encuentra la lista de
especies más representativas.
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I
Tabla IV.2.2.25 Listado de Especies Marinas de Interés Comercial.
No.
1
2
3
4
5
6
7
Nombre científico
Seriola dumerili
Rhomboplites aurorubens
Haemulon sciurus
Hidrolagus colliei
Lutjanus campechanus
Centropomus parallelus
Lutjanus synagris
Nombre común
Esmedregal
Besugo
Rubia
Ratón
Huachinango del Golfo
Chucumite
Villajaiba
Continuación Tabla IV.2.2.25 Listado de Especies Marinas de Interés Comercial.
No.
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Nombre científico
Diapterus olisthostomus
Epinephelus itajara
Trachynotus marginatus
Caranx crysos
Mujil cephalus
Caranx hippos
Lobotes surinamensis
Bagre marinus
Dasyatis brevis
Carcharhinus brevipinna
Centropomus undecimalis
Sciaenops ocellata
Scomberomorus cavalla
Scomberomorus maculatus
Rhizoprionodon terranovae
Archosargus probatocephalos
Sarda sarda
Xiphopenaeus kroyeri
Farfantepenaeus aztecus
Litopenaeus setiferus
Farfantepenaeus duorarum
Callinectes sapidus
Nombre común
Mojarra blanca
Cherna
Pampano
Cojinuda
Lisa
Jurel
Chopa
Bagre bandera
Balah
Tiburón jaquetón
Robalo blanco
Corvina
Peto o carito
Sierra
Cazón de ley
Sargo
Bonito
Camarón siete barbas
Camarón Café
Camarón blanco
Camarón rosado
Jaiba azul
Fuente: SEMARNAT, 1999.
Es importante mencionar que el área donde se ubica el proyecto no se practica la actividad pesquera, por lo que
la realización de este proyecto no implica alguna afectación para la actividad pesquera.
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I
D)
Formaciones coralinas.
De los arrecifes profundos (> 60 m de profundidad) no se tiene información, debido a que éstos se encuentran como
parte del sustrato del piso marino, debido a que son ecosistemas muertos que hace años estuvieron cerca de
la superficie debido al abatimiento del nivel del mar (Transgresión Holocénica; Neumann y Macintyre, 1985), como
sucede en el área del proyecto.
En el Banco de Campeche los corales hermatípicos más predominantes son del género Acropora, Montastrea y Diplora.
De acuerdo con el trabajo realizado a bordo del DVS “Boa Canopus” para este estudio, (embarcación que da servicio
de mantenimiento a las tuberías submarinas de PEP, región Marina Noreste del 2 al 3 de agosto de 1996), y de
acuerdo con las observaciones realizadas en la Sonda de Campeche las estructuras detectadas en el estudio
geofísico como corales y consideradas por su extensión como una comunidad arrecifal, en realidad son
estructuras inertes, es decir, sin vida, cuya composición es básicamente calcárea, pudiendo tratarse de corales fósiles,
lo que permitiría especular sobre su origen y desarrollo ulterior basándose en que estos fueron incapaces de
mantener una tasa de crecimiento lo suficientemente elevada, que permitiera compensar la velocidad de ascenso del
nivel del mar durante la transgresión Holocénica, quedando como arrecifes sumergidos (Neumann y Macintyre, 1985).
Aunque en la Sonda de Campeche existe una gran cantidad de sedimentos carbonatados, y podría pensarse en que
éstos son la base para el desarrollo coralino y a pesar de que la tasa de recolonización está controlada por
la coincidencia de un flujo de alcance y velocidad adecuadas desde la plataforma de Campeche hasta Veracruz
que favorece el transporte de larvas en un tiempo adecuado a su capacidad de sobrevivir, los rangos de tolerancia
de muchas especies de la biota coralina son muy susceptibles a condiciones extremas donde las aguas dejan de
ser claras y oligotróficas aunado a las altas tasas de sedimentación, que afectan a la sobrevivencia de larvas
y propágulos recién implantados, que por su reducida talla pueden ser eliminados por la dinámica de sedimentos sobre
el fondo; además de que como ya se vio en términos generales no existen las circunstancias ambientales para
su desarrollo, por si fuera poco los sedimentos encontrados en la zona de estudio, sean cascajos gruesos, grava,
arena, cieno o fango, son inherentemente inestables debido a su falta de consolidación cerca de la interfacie
sedimento-agua y por lo tanto pueden ser prontamente desplazados por la turbulencia, los agentes biológicos y
la gravedad.
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I
D.1) Descripción de los Diferentes Tipos de Corales Existentes en el Sitio del
Proyecto.
Se presentan corales de tipo de estructuras inertes de gran relieve, pero que no se consideran hermatípicos, El intento
de crear una definición aplicable e inequívoca y simultáneamente en biología y geología es como intentar
una paleoespecie como una especie actual (Vazquez-Gutierrez 1997). A la profundidad del área del proyecto solamente
se presentan corales fósiles o bien algunos corales ahermatípicos o gorgonaceos, fauna típica del bentos profundo
pero la presencia de estos no son considerados un verdadero arrecife.
A falta de poder ejemplificar el desarrollo de los corales fósiles en el área del proyecto se realizará el desarrollo de
la fauna acompañante presente en estos corales.
Los organismos asociados a los corales fósiles en la zona del proyecto se ubican en la tomada de VazquezGutierrez (1997), con la siguiente taxonomía
Phylum:
Clase:
Subclase:
Orden:
Familia:
Género:
Especie:
Porifera Grant, 1836.
Demospongiae Sollas, 1888.
Ceractinomorpha Lévi, 1953.
Dictyoceratida Minchin, 1900.
Spongiidae Gray, 1867.
Ircinia Nardo, 1833.
Ircinia strobilina (Lamarck, 1816).
Ø Ircinia strobilina (Lamarck, 1816).
Es una esponja típicamente con forma de pastel, con 20 cm de alto y 23 de diámetro. Los especímenes largos
pueden presentar una ligera depresión en la parte superior, como en este caso que al tratarse de un ejemplar
muy pequeño era más alto que ancho. Muchos especímenes son redondeados o con masas expandidas lateralmente.
Su superficie es regularmente conulosa, pudiendo presentar conulos muy agudos; sus conulos miden 2 a 15mm de alto
y están separados de 5 a 15mm. Presenta ósculos de 4 a 10mm de diámetro, individualmente o en grupos.
Su consistencia es dura y su color en vivo es gris negruzco en la parte superior y amarillo grisáceo cerca de la base.
Su dermis es gruesa cargada con arena y contiene en mayor proporción a los filamentos.
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I
Orden:
Haplosclerida Topsent, 1928.
Familia:
Oceanapidae.
Género:
Oceanapia Norman, 1869.
Ø Oceanapia sp.
Esponja fisular-tubular con paredes de 1 a 2mm de grosor, presenta una abertura apical de 7mm de diámetro y su color
es blanco cristalino, de consistencia dura, rígida, superficie lisa y ósculos contraidos.
No presenta ectosoma o retículo ectosomal pero esta constituida por una capa de 960mm promedio de grosor
de espículas oxeas en empalizada con escasa espongina, se llega a separar por canales subdermales o inhalantes
de 360m o menos. Presenta espículas oxeas astadas flexionadas de 214-239m de longitud por 13-15m de diámetro.
Orden:
Familia:
Género:
Especie:
Poecilosclerida Topsent, 1928.
Mycalidae Lundbeck, 1905.
Mycale Gray, 1867.
Mycale leavis (Carter, 1881).
Ø Mycale (Mycale) leavis (Carter, 1881).
Es una esponja de incrustación masiva que mide 8 X 5 X 3 cm, su superficie es de lisa a áspera debido a que el
esqueleto ectosomal esta ausente en algunos sitios. Tiene pocos ósculos pero los presentes son bastantes amplios
(4 mm). Su consistencia es firme pero compresible. Es básicamente color blanco grisáceo.
Presenta las siguientes espículas: Microscleras, anisoquelas de medida larga, a menudo en rosetas: 60m;
pequeñas anisoquelas palmeadas de 23m de longitud en promedio; sigmas de 32m; subtiloestiles de 378 por 12
y tricodragmas de 60m de longitud por 10m de ancho frecuentemente ordenados en grupos característicos.
Familia:
Género:
Especie:
Microcionidae.
Thalyseurypon.
Thalyseurypon c.f. conulosa Laubenfels, 1961.
Ø Thalyseurypon c.f. conulosa (Laubenfels, 1961).
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I
Este ejemplar se encontró asociado a una ascidia, es de color violeta y es tan delgada la capa que no fue posible
observar más que la reticulación y las espículas. Los datos registrados se refieren a una esponja lobular con una
longitud máxima de 8 cm y un ancho total de 10 cm, sus lóbulos parcialmente fusionados son de 1 a 2 cm de diámetro
y varios centímetros de alto. Su consistencia es compresible pero dura y difícil de romper. Su superficie es
fuertemente conulosa, los conulos son de 3 a 6 mm. de largo, frecuentemente de 0, 5 mm de grosor y muchas
veces bífidos. Los conulos adyacentes tienen de 2 a 5 mm de separación y son a menudo conectados por
surcos gruesos. Posee una cubierta de piel delgada, lisa y desprendible en los conulos y áreas interconulares.
Familia:
Género:
Clathriidae Hentschel, 1923.
Rhaphidophlus Ehlers, 1870.
Especie:
Rhaphidophlus juniperinus (Lamarck, 1814) .
Ø Rhaphidophlus juniperinus (Lamarck, 1814).
Esponja de forma arbustiva, aunque no forma ramas es de tipo clatrada, es de color rojo en vivo y de consistencia
firme no compresible, su superficie es microhispida, tuberculada y los ósculos no son visibles. Su dermis ectosomal
es muy fina, compuesta de espongina laxa y estiles delgados sin un arreglo definido.
Su coanosoma esta constituido por tractos nodosos formados por espongina compacta, siendo fuertemente
plumosos, su diámetro aproximado es de 60 a 180m o más.
Phylum:
Clase:
Subclase:
Orden:
Suborden:
Familia:
Género:
Especie:
Cnidaria.
Anthozoa.
Hexacorallia.
Scleractinia.
Faviida.
Astrangiidae.
Phyllangia.
Phyllangia americana.
Ø Phyllangia americana.
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I
Coral incrustante, consistiendo de un cáliz moderadamente largo de 10mm, casi circular y profundo al centro.
Septos usualmente prolongados más allá de la pared del cáliz. Trabecula septal simple en un sistema de
abanico, levemente inclinada por el eje de divergencia.
Márgenes ligeramente dentados con dentición septal irregular. Coralites unidos por una periteca. Cáliz más
profundos que en Astrangia y columnela más rudimentaria (endeble). No es un verdadero constructor
arrecifal (ahermatipico).
Phylum:
Annelida.
Clase:
Subclase:
Polychaeta.
Sedentaria.
Orden:
Familia:
Sabellidae.
Serpulidae.
Género:
Especie:
Filigrana.
Filograna implexa.
Ø Filograna implexa (Berkeley, 1828).
Poliqueto de cuerpo pequeño (5 mm), presenta una corona tentacular con dos grupos de cuatro radiolos cada uno, el
más dorsal termina en un opérculo hendido que tapona los tubos finos que habita. Las setas capilares y geniculadas
del collar tienen una expansión subdistal dentada y las notosetas torácicas incluyen capilares limbados y setas
finamente dentadas. Se observan uncinos torácicos con un diente principal y de 2 a 5.
D.2).
Distribución y Estructura de los Corales.
Con base en las observaciones realizadas en la Sonda de Campeche y con base a los resultados obtenidos hasta
el momento, se puede concluir que las estructuras durante este estudio como corales y consideradas por su
extensión como una comunidad arrecifal, en realidad son estructuras inertes, es decir sin vida cuya composición
es básicamente calcárea, pudiendo tratarse de corales fósiles, lo que permitiría especular sobre su origen y
desarrollo anterior basándose en que estos fueron incapaces de mantener una tasa de crecimiento lo
suficientemente elevada, que permitiera compensar la velocidad de ascenso del nivel del mar durante la
transgresión Holocénica, quedando como arrecifes sumergidos (Neumann y Macintyre, 1985, Citados por
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I
Vázquez-Gutierrez 1997).
IV.2.3 Aspectos Socioeconómicos.
A)
Contexto Regional.
El presente capítulo tiene la finalidad de examinar el efecto del Proyecto de la infraestructura futura del Complejo Abkatún, en
el medio socioeconómico.
La investigación ha consistido fundamentalmente en el análisis, procesamiento e interpretación de la información obtenida a
través de la revisión de diversas fuentes bibliográficas y hemerográficas.
El trabajo demográfico y estadístico ha demandado el manejo y tratamiento de cifras por INEGI: Resultados de los
Censos Generales de Población y Vivienda (CGPV) y Conteo de Población y Vivienda del 2002 (CPV) y Encuesta Nacional
de Empleo Urbano (ENEU) 2000. También se consideraron los indicadores de salud y estadísticas vitales elaboradas con datos
de la Oficialía de Registro Civil de Cd. del Carmen y la Secretaría de Salud. Se consultaron documentos oficiales emitidos por
el Gobierno del Estado de Campeche y el Municipio de Carmen y se analizaron investigaciones antropológicas, sociológicas
y económicas, realizadas por instituciones educativas y particulares en la entidad y el municipio, entre otras fuentes.
Otro grupo de datos se ha recopilado mediante entrevistas con elementos representativos de los sectores público,
social y privado. Dicha información será utilizada para la identificación de impactos del proyecto en aspectos sociales
y económicos.
Acotación de la Región de Estudio.
Para fines de descripción de los factores sociales que se relacionarán con las obras del proyecto, la delimitación
utilizada está referida a dos conceptos:
Área de Influencia (AI): Polígono en la zona marina donde se ubicarán las obras.
Área de Estudio (AE): Caracterizada en dos escalas:
Local (AEL): Comprende el Municipio de Carmen y Cd. del Carmen en el Estado de Campeche, esta última, es el
centro urbano más cercano al área del proyecto y la zona donde se encuentran las instalaciones administrativas que
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I
dan apoyo y servicio a la zona de plataformas que operan en alta mar.
Con la infraestructura que se instalará para el proyecto, se requerirá mano de obra en el Área de Influencia
de trabajadores durante las distintas etapas de las obras, éstos demandarán entre otros servicios, alojamiento
y alimentación que de alguna manera es cubierto en el Área de Estudio Local.
Es conocido que Cd. del Carmen por la trayectoria histórica de la actividad petrolera, por su cercanía al Área de
Influencia y ser la segunda ciudad más importante del estado de Campeche, es la zona que recibirá el mayor
impacto, benéfico o adverso, desde la perspectiva socioeconómica.
Área de Estudio Regional (AER): Cubre el área de proyecto hasta la zona costera sur del Golfo de México entre
Dos bocas, y la Isla del Carmen.
La actividad que se desarrolla en el Área de Influencia tiene una relación directa con el área de Estudio Regional debido
a diversos factores entre los que destacan:
Ø Épocas de “Nortes”.
Ø Existencia de rutas marítimas entre la Sonda de Campeche y Dos Bocas, Tabasco.
Ø Las corrientes marinas que existen en la zona con una dirección que influye sobre la costa Sur del Golfo de México.
En este sentido, la interacción de las actividades desarrolladas en la Sonda de Campeche alcanza dicha zona; del
AER, sólo se considerará la producción de hidrocarburos como actividad económica predominante.
La producción de PEMEX Exploración y Producción (PEP) – Región Marina representa casi el 80 % de la producción
de hidrocarburos, por lo que la influencia del Proyecto de la infraestructura nueva del Complejo Abkatún en el
ámbito social se extiende en tanto que implica una aportación para la Federación vía impuestos por parte de
la paraestatal; que finalmente, esto es traducido en beneficios no sólo a nivel local, municipal o estatal, sino que
también tiene efectos directos en el ámbito nacional.
A.1)
Región Económica.
El área de desarrollo del proyecto será en mar abierto, en la Sonda de Campeche área utilizada para la exploración
y explotación. Esta zona no se encuentra dentro de la clasificación de INEGI de regiones económicas, sin
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I
embargo, Ciudad del Carmen pertenece a la zona geográfica “C”.
A.2)
Distribución y Ubicación.
El sitio seleccionado para la construcción del proyecto se localiza en el Golfo de México, en la llamada Sonda
de Campeche, dentro del Golfo y la Bahía del mismo nombre, específicamente en el Complejo Abkatún de la
Región Marina Suroeste de PEMEX Exploración y Producción, y quedará ubicada a unos 150 km al Noreste de Ciudad
del Carmen, Campeche; según se muestra en el Anexo IV.1 Carta Batimétrica de la Bahía de Campeche, editada por
la Secretaría de Marina escala 1:250 000 y Anexo IV.2 Carta Batimétrica editada por el INEGI escala 1:1 000 000.
A.3)
Número y Densidad de Habitantes por Núcleo de Población.
En la Tabla IV.2.3.1 se presenta la población total para el Municipio de Carmen, de acuerdo con el Censo General
de Población y Vivienda 2002.
El Municipio de Carmen tiene una extensión territorial de 13 134,89 km2, la población existente es de 172 076
habitantes con una densidad de población de 19,30 habitantes por km2 (INEGI, 2002).
Tabla IV.2.3.1 Habitantes por sexo y Densidad de población 2002.
Municipio
Hombres
Mujeres
Densidad (Hab./km2 )
Carmen
86 219
85 857
19,30
Fuente: INEGI, 2002.
A.4)
Tipo de Centro de Población.
Con base en estudios realizados por el Consejo Nacional de Población (CONAPO) en 1980, el Estado de
Campeche presentaba dos grandes regiones delimitadas por sus características económicas y demográficas: la
región noreste, formada por los municipios de Calkiní, Hecelchakán, Hopelchén y Tenabo; y la región de la costa
interior, la cual se divide en 2 microregiones: la centro, integrada por los municipios de Campeche y Champotón y
la suroeste por los de Carmen, Palizada y , a partir de 1991, Escárcega.
A.5)
Índice de Pobreza.
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I
No se tiene datos para el área del proyecto. Dentro de las localidades marginadas Campeche tiene el 22% del
total nacional con una población de 710 028 habitantes, 10 municipios y 2 636 localidades rurales (CONAPO).
A.6)
Índice de Alimentación.
No se tiene datos para el área del proyecto. Sin embargo, se cuenta con la lista de productos que conforman la
Canasta Básica: maíz, arroz, harina de maíz, aceite vegetal, atún, pasta para sopa, chocolate en polvo, chiles
enlatados, manteca vegetal, jabón de lavandería, detergentes, fríjol, harina de trigo, sal, sardina, galletas básicas,
café soluble, leche en polvo, papel higiénico, jabón de tocador. Cada región requiere un grupo de
productos complementarios, por lo que el catálogo completo de productos por región se ubica en un promedio de
190 productos, resultado de las diferencias en hábitos de consumo y preferencias en las diversas regiones del
país. Considerando las diferentes presentaciones y gramajes de los productos demandados, se llega a constituir
una variedad de más de 2 500 presentaciones de productos a nivel nacional (SEDESOL, 2000). El promedio del costo
de la canasta básica hasta diciembre del 2000 era de $358,25 pesos (BANCO DE MÉXICO).
B)
Equipamiento: Ubicación y Capacidad de Servicios para Manejo y Disposición
Final de Residuos, Fuentes de Abastecimiento de Agua, Energía, etc.
El manejo, almacenamiento y disposición final de residuos estará a cargo de las compañías encargadas en el
desarrollo de la infraestructura futura del Complejo Abkatún, quien cumple con la normatividad existente para ello.
Así como también proporcionará las fuentes de abastecimiento de agua y energía a través de barcazas y barcos grúas.
El equipamiento urbano, determinado por el conjunto de edificios, espacios e instalaciones locales y
regionales, proporciona a la población servicios básicos de bienestar social y de apoyo las actividades productivas de
la región, dado que generan condiciones generales para la producción de la población y por ende para la mano de
obra. Este equipamiento contempla los sistemas educativos, de salud pública y privada.
Sistema Educativo.
El sistema Educativo del municipio se sustenta, entre otros aspectos, en escuelas públicas y privadas, cuyos niveles
de atención van desde el nivel preescolar hasta postgrado. La mayoría del equipamiento educativo municipal se
localiza en la ciudad e incluye todos los niveles de atención; en tanto que los niveles preescolar, básico, medio básico
y medio superior se distribuyen tres localidades aledañas.
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I
En Ciudad del Carmen, según cifras de la SECUD (Secretaría de Educación Cultura y Deporte del Estado de
Campeche, 2002) la atención se distribuía de la siguiente forma:
Tabla IV.2.3.2 Glosa estadística de instituciones
educativas existentes en Ciudad del Carmen, Campeche.
Oficiales
%
Particulares
%
Total
Suma %
15
46,88
32
100
11
20,37
54
100
12
85,71
14
100
0
5
100
Preescolar
Jardines de niños
17
53,13
Primaria
Escuelas
43
79,63
Secundarias
Generales
2
14,29
Técnicas
5
100
Semiescolarizado
INEA
1
100
0
1
100
C.E.B.A.
2
100
0
2
100
Oficiales
%
%
Total
Suma %
90
10
100
0
3
100
0
2
100
100
1
100
0
2
100
0
1
100
100
4
100
Particulares
Preparatorias
Medio superior general
1
10
Medio superior técnico
3
100
9
Nivel superior
Centros universitarios
2
Particular
Normal para profesores
100
0
2
1
100
Centros de capacitación
C.E.B.A.T.I #50
1
Centros de computación
Total
100
0
79
4
52
Fuente: INEGI, 2002.
Sistema de Salud.
El sistema de salud en el área de Estudio Local, se apoya entre otros aspectos en dos tipos de atención, la atención
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I
médica científica y la medicina o alternativa (Olivera, 1993), con recursos humanos, materiales y financieros específicos.
En el municipio del Carmen el subsistema de salud de la medicina científica, se sustenta en un equipamiento sanitario de primer
y segundo nivel proporcionada por instituciones del Sector Salud (SSA), unidades médicas del Instituto Mexicano del
Seguro Social (IMSS), Instituto de Servicios y Seguridad Social para los Trabajadores del Estado (ISSSTE), la SEDENA,
además de los servicios de atención particular, la Cruz Roja y el hospital de PEMEX que brinda atención médica a empleados
y proporciona servicio a sus familiares.
En las plataformas habitacionales de cada complejo existe una unidad de servicio médico equipadas para atender
problemas menores y tratamientos de urgencia atendidas por un doctor disponible las 24 h del día.
Niveles de Atención Médica.
La atención médica es de primer y segundo grado; el primero, se refiere específicamente a la atención de casos de urgencia
y consulta externa, este servicio es proporcionado a nivel municipal por 94 unidades médicas, de las cuales el 52,9 % están en
el área urbana de Ciudad del Carmen según datos del Plan Municipal de Desarrollo 1995 - 1997. El segundo nivel de
atención médica contempla, cirugía menor y hospitalización y cirugía; a nivel municipal existen
8 centros con estas características y en la ciudad se concentra el 87,5% de las unidades con este servicio.
La distribución del equipamiento de salud por institución y nivel de atención se presenta en la Tabla IV.2.3.3.
Tabla IV.2.3.3 Infraestructura para Atención Médica Municipal.
Institución
Unidades de 1er. Grado
Unidades de 2do. Grado
SSA
38
1
IMSS Solidaridad
5
1
IMSS
4
1
ISSSTE
2
1
PEMEX
38*
1
Salud pública y bienestar
municipal
6
Cruz roja
1
Cruz Ambar
1
Sector Privado
3
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I
Totales
8
*Este es el tipo de atención del servicio médico brindado en la zona de plataformas marinas con un total de 34 unidades.
A pesar de la existencia de este tipo de equipamiento las tasas de morbimortalidad infantil han venido descendiendo, aunque
se mantiene en el Área de Estudio Local por arriba de las tasas estatal y nacional.
Zonas de Recreo.
Las zonas de recreo en las localidades del municipio son básicamente canchas de usos múltiples y parques infantiles;
se concentran en Cd. del Carmen la mayor parte de ellos, en este centro urbano se encuentra por ejemplo, el zoológico
municipal y los balnearios Playa Norte, Manigua; entre otros.
En el Área de Influencia, como parte de la infraestructura de las plataformas habitacionales se cuenta con instalaciones, equipo
y servicios para el esparcimiento del personal que consta de área de televisión con video, sala de lectura, juegos de mesa y
en algunos casos se cuenta con mesas de billar y gimnasios.
Parques.
En las distintas localidades del municipio se encuentran parques recreativos, principalmente los parques centrales con
juegos infantiles, los más importantes son los situados en la cabecera municipal dentro de los que se pueden mencionar
los siguientes:
Ø Parque Antón de Alamitos.
Ø Parque de Jesús.
Ø Parque del Guanal.
Ø Parque Lázaro Cárdenas.
Ø Plaza histórica.
Centros Deportivos.
La infraestructura deportiva del municipio se encuentra concentrada en Cd. del Carmen, en donde existen unidades
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I
deportivas, canchas para la práctica de los deportes más comunes; los principales son la unidad deportiva, la unidad
deportiva infantil, el estadio Concordia y la cancha Revolución, estos son de jurisdicción municipal (Ayuntamiento Municipal,
1999). Adicionalmente, la UNACAR cuenta también con un área deportiva y por parte de PEMEX, el club petrolero. En la zona
de las plataformas marinas no existe infraestructura de este tipo.
Centros Culturales (cine, teatro, museos, monumentos nacionales).
Los centros culturales existentes en el municipio se encuentran también en Cd. del Carmen, estos son 2 cines con cuatro salas,
2 teatros universitarios y el de la ciudad “Lic. Luis Donaldo Colosio”, así como también el auditorio de la UNACAR, entre otros,
en el cual se presentan diversos espectáculos.
C)
Reservas Territoriales para Desarrollo Urbano.
Las reservas territoriales para el crecimiento del área urbana del Municipio del Carmen, las construcciones y
estilos arquitectónicos se ajustarán a lo dispuesto en el Plan Director de Desarrollo Urbano del Municipio del
Carmen 1997-2000.
Tabla IV.2.3.4 Reserva Territorial por Tipo de Proyecto según Municipio.
Al 31 de diciembre de 1998 (Hectáreas).
Municipio
Total
Habitacional
Recreación
Otros a/
Carmen
9,4
9,4
0
0
Fuente: INEGI, 2002.
D)
Demografía.
El crecimiento demográfico en el Municipio Carmen ha sido acelerado debido principalmente a su vinculación con las
actividades económicas de explotación de recursos naturales (forestales, pesca y petróleo), lo cual favorece significativamente
los aspectos económicos. Por otro lado, la oportunidad de trabajo ha aumentado la migración a Cd. del Carmen y con ello
las demandas de servicios y viviendas.
La explotación del chicle, del camarón y de hidrocarburos han tenidos efectos importantes sobre las condiciones de la
población del municipio.
D.1) Número de Habitantes por Núcleo de Población.
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I
La población de Ciudad del Carmen, obtenida en el año de 2002 fue de 172 076 habitantes según el reporte de
los resultados definitivos del conteo de Población efectuado por el INEGI de acuerdo con los resultados preliminares.
Tabla IV.2.3.5 Población Total por Sexo.
Año
Total
Hombres
Porcentaje
Mujeres
Porcentaje
2002
172 076
86 219
50,10
85 857
49,90
Fuente: INEGI 2002.
D.2) Tasa de Crecimiento de Población.
La tasa de crecimiento de promedio anual en Cd. del Carmen se encuentra entre
5 y 7 %, hasta el año de 1980; cuyo porcentaje fue negativo; incrementándose nuevamente a mediados de la década
de 1990 a 1995 con un 2,9%.
D.3)
Procesos Migratorios.
La migración, ha sido una de las constantes de la dinámica poblacional producto de las actividades económicas que
se desarrollan en la región, por lo que, además de observarse un crecimiento social generado por la inmigración,
también se aprecia una emigración considerable.
La población que ingresa al estado proviene principalmente de los Estados de Tabasco, Veracruz, Yucatán, Chiapas
y otros estados con menor aporte de población no nacida en la entidad, que sumados representaron en 1990 el 23,1%
de la población total del estado (INEGI,1990). En 1980 este porcentaje fue de 15 055 (CONAPO, 1984).
Tabla IV.2.3.6 Inmigrantes al Estado de Campeche (1980-1990).
Entidad Federativa de
Origen
1980
1990
Absolutos
Relativos
Absolutos
Relativos
Tabasco
15 339
24,23
36 153
29,2
Veracruz
7 111
11,24
19 444
15,7
Yucatán
8 710
13,76
15 730
12,7
Chiapas
5 537
8,75
25 041
12,2
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I
Otros
26 596
42,02
37 240
30,7
Total
63 293
100
123 608
100
Fuente: CONAPO, 1996.
Respecto a la emigración del estado, tuvo un flujo en 1990 dirigido a Tabasco, Veracruz, Yucatán y Distrito
Federal (Encuesta Nacional de la Dinámica Demográfica, 1992). Para 1980, los estados receptores de la
población emigrante del estado fueron en el orden de importancia: Yucatán, Distrito Federal, Veracruz y Tabasco.
Tabla IV.2.3.7 Emigrantes al Estado de Campeche (1980-1990).
Entidad Federativa de
1980
1990
Tabasco
15,30
13,21
Veracruz
18,23
9,82
Yucatán
20,61
25,51
destino
Distrito Federal
7,84
Otros
45,89
43,62
Total
100,00
100,00
Fuente: CONAPO, 1996.
Durante el proceso de construcción de las plataformas se creará un movimiento de migración de población hacia Cd.
del Carmen, pero la magnitud de este será pequeña ya que el personal calificado requerido estará en el área,
requiriendo alojamiento temporal para cambios de guardias y realización de trámites administrativos correspondientes.
Convirtiéndose en el punto más importante, la confluencia de migrantes que no serán colocados en los
puestos disponibles y que lejos de regresar a sus lugares de origen, se establecerán en el municipio en espera de
nuevas oportunidades de empleo.
E)
Tipos de Organizaciones Sociales Predominantes.
En Cd. del Carmen existen varias organizaciones y ciudadanos participantes en asuntos ambientales como son:
Ø Marea Azul, A. C.
Ø Consultores Revolucionarios del Ambiente.
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I
Ø La Pesca y Acuacultura, A. C.
Ø La Federación de Sociedades Cooperativas de la Industria Pesquera del Estado de Campeche, S.R.L. de C.V.
Ø El Movimiento de Campesinos y Pescadores de la Península de Atasta.
F)
Vivienda.
F.1)
Oferta y Demanda en el Área y Cobertura de Servicios Básicos por Núcleo de Población.
El desarrollo económico y de los asentamientos humanos ha presentado una curiosa mezcla de desarrollo planeado y
espontáneo hacia 1999, que en la región no ha sido del todo exitosa. La habitación y los servicios públicos municipales
son insuficientes e inadecuados para satisfacer la demanda generada por el incremento poblacional.
En este ámbito, se encuentran polarizadas las situaciones sociales; por una parte, se encuentran la producción de vivienda y
los servicios planeados y, por otra, existe la carencia, la insuficiencia e ineficiente vivienda. Los primeros planeados por
la paraestatal PEMEX en la segunda mitad de los años ochenta, por el gobierno y por ciertos sectores privados a inicios de
la década de los noventa, están destinados a trabajadores solventes y necesarios para las empresas; y los segundos se
han realizados en forma espontánea, para los trabajadores transitorios, subempleados y desempleados, en los que
paulatinamente se han extendido los servicios públicos municipales.
La Región Marina (RM) y el Área del Proyecto (AP), presentan una modalidad habitacional singular en todo el país, para
la realización de las actividades de exploración, perforación, explotación y actividades conexas a la actividad petrolera. En
estas zonas las condiciones de trabajo en área marina han impuesto la modalidad de plataformas habitacionales cuya
capacidad ha ido en aumento a lo largo de 20 años favoreciendo las condiciones generales de la producción petrolera.
En 1976 se establecen módulos habitacionales en las plataformas de perforación con capacidad para 44 personas,
posteriormente con la construcción y operación de las plataformas de producción y compresión el personal se alojó en los
barcos que se utilizaban para la instalación de equipos hasta llegar a la construcción definitiva de áreas habitacionales
cuya capacidad varía pero que hoy en día cuenta con áreas destinadas a dormitorios, comedores y espacios para el
esparcimiento con una capacidad de alojamiento para 200 trabajadores cada una (aproximadamente) cuyos periodos de
estancia varían entre los 14 y 28 días.
En la Región Marina, los interiores de las plataformas habitacionales son de tabla-roca con acabados de formaica para los
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I
muros, para los pisos se utiliza adocreto (Mortero aligerado) colocado sobre la placa de acero de la instalación y como acabado
se coloca loseta asfáltica, en techos se utilizan acabados de plafón.
Frente a esta modalidad habitacional, se encuentra aquella localizada en la ciudad, que resulta importante considerar por
dos factores, por un lado es punto de llegada y salida de los trabajadores ocupados en la actividad de la Región Marina; por
otro también es el lugar de residencia de un porcentaje pequeño de ellos y de migrantes que si bien no se han
ocupado directamente en la actividad, prestan algún tipo de servicios a ella o a sus trabajadores.
Dentro de la zona urbana de Cd. del Carmen, se contabilizaron 39 691 viviendas para un total de 179 690 habitantes,
con un promedio de 4,5 habitantes/vivienda, en el año de 1995. Para el año de 1999, se contabilizaron 40 292
viviendas para un total de 170 759 habitantes con un promedio de 4,2 habitantes/vivienda.
El tipo de material que predomina en la zona urbana de Carmen es el concreto para los pisos, techos de loza y paredes de block
o ladrillo; en las zonas rurales, predominan las viviendas de materiales como madera y lámina, pisos de tierra y techos de
guano. Del total de viviendas para 1995, éstas se encontraron en la siguiente distribución (Tabla IV.2.3.8).
Tabla IV.2.3.8 Viviendas con Servicios de Agua Entubada, Drenaje
y Energía Eléctrica de Cd. del Carmen en 1995.
Total de
Viviendas
Viviendas
Particulares
Habitadas
Viviendas
Particulares
c/agua entubada
39 691
39 569
26 731
Viviendas
Viviendas Particulares
Particulares c/
c/energía eléctrica.
drenaje
28 578
34 036
Fuente. INEGI,1999.
En la Tabla IV.2.3.9 se muestra la demanda de vivienda en Cd. Del Carmen, según datos de la PEA por rango de
ingreso, rama de actividad.
Tabla IV.2.3.9 Demanda de vivienda 1995 – 2010.
Agente
Estrato de Ingreso
Déficit 1990
VIV
%
1995-1998
VIV
%
1998-2016
VIV
1990-2016
%
VIV
%
INVICAMP-FONAHPO-SECTOR SOCIAL
Hasta 0.9 S.M.
524
19,7%
858
19,7%
5,492
19,5%
8,408
19,7%
1 a 2 S.M. (A)
524
19,7%
860
19,8%
5,632
20,0%
8,551
20,0%
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I
Suma 1:
1,048
39,5%
1,718 39,5%
11,124
39,4%
16,959
39,7%
INFONAVIT-FOVISSSTE
1 a 2 S.M.
426
16,1%
696
16,0%
4,372
15,5%
6,742
15,8%
2 a 3 S.M.
222
8,4%
362
8,3%
2,258
8,0%
3,492
8,2%
Suma 2:
648
24,4%
1,058 24,3%
6,630
23,5%
10,234
24,0%
Fuente. INEGI,1999.
Continuación Tabla IV.2.3.9 Demanda de vivienda 1995 – 2010.
Agente
Déficit 1990
ESTRATO DE INGRESO
VIV
%
1995-1998
VIV
%
1998-2016
VIV
1990-2016
%
VIV
%
FOVI-SECTOR PRIVADO-OTROS
2 a 3 S.M. (NA)
273
10,3%
447
10,3%
2,90
10,3%
4,428
10,4%
3 a 5 S.M.
402
15,1%
660
15,2%
4,33
15,4%
6,577
15,4%
Suma 3:
675
25,4%
1,10
25,4%
7,24
25,7%
11,00
25,8%
Sub total interés social
(1 a 3)
1,32
49,8%
2,16
49,7%
13,87
49,2%
21,23
49,7%
BANCA COMERCIAL / SECTOR PRIVADO
5 a 10 S.M.
0
7,6%
335
7,7%
2,288
8,1%
3217
7,5%
Más de 10 S.M.
0
3,0%
133
3,1%
911
3,2%
1280
3,0%
Sub total media
residencial
0
10,7%
468
10,8%
3199
11,3%
4497
10,5%
TOTAL
2,371
100,0%
4,35
100%
28,200
100%
42,69
100%
Fuente. INEGI,1999.
G)
Urbanización.
G.1)
Vías y Medios de Comunicación Existentes. Disponibilidad de Servicios Básicos y Equipamiento.
El área en la que localizará el proyecto, por sus características no está urbanizado. El Municipio de Carmen cuenta
con una amplia red de comunicaciones que permiten arribar a él por carretera, avión y por vía marítima, según se
muestra en la Tabla IV.2.3.10 Cd. del Carmen, como la localidad más importante en la Isla del Carmen (40 km de
extensión por casi 3 km de ancho) concentra el mayor número de vías de comunicación en el municipio,
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I
quedando comunicada a tierra en sus dos extremos por los puentes La Unidad al noreste y El Zacatal al oeste,
que sustituyeron el servicio de chalanas o pangas.
En la Sonda de Campeche, las vías de acceso se han establecido de manera casi exclusiva por PEP para realizar
sus actividades. Como parte de importante de la actividad petrolera a la Sonda de Campeche, y en particular al área
de plataformas en las que se incluirá este proyecto del Complejo Abkatún, se llega comúnmente por mar desde
los puertos relacionados con esta actividad y que se encuentran situados en el Golfo de México de acuerdo con
lo mostrado en la Tabla IV.2.3.10.
Tabla IV.2.3.10 Vías de Acceso Marítimas y Aéreas.
Puerto
Distancia Aproximada al Sitio
de Instalación del Complejo Abkatún (km)
Tampico, Tamaulipas
625
Tuxpan, Veracruz
560
Veracruz, Veracruz
420
Coatzacoalcos, Veracruz
165
Dos Bocas, Tabasco
150
Frontera, Tabasco
105
Ciudad del Carmen, Campeche
110
Campeche, Campeche
185
Progreso, Yucatán
335
FUENTE: Salvat Editores, SCT. INEGI.
Por vía área desde helicóptero:
El puerto de Dos Bocas, Tabasco
Cd. Del Carmen, Campeche
150 km.
110 km.
Vía Marítima.
La infraestructura y transportación marítima y fluvial fue la primera en importancia hasta 1940,
funcionando principalmente como cabotaje. Hoy en día, además de la Capitanía de Puerto localizada en la calle 20,
se encuentra la zona ocupada por astilleros y muelles tradicionales e industrias localizadas en la zona federal de la
misma calle 20; así mismo incluye la zona de industria naval del Estero Arroyo Grande, la Zona Naval destinada a
la Armada de México y el Puerto Pesquero “Laguna Azul” construido en entre 1979 y 1981 para apoyar la
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I
actividad camaronera que en conjunto ocupan 107,25 has.
Los muelles e industrias de la calle 20 ocupan 21 ha que se encuentran distribuidas a lo largo de 2 km de costa en
donde se mezclan con otros usos. El Puerto Pesquero "Laguna Azul” y predio conexos con uso industrial suman
72,25 ha, de las cuales 80,27% corresponden al Puerto, que hacia 1992 tenía disponible (para la reubicación de
las industrias de la Calle 20) el 30% de su superficie sin existir otra zona en la isla con aptitud para ampliar la oferta
de este tipo de suelo, puesto que la zona de industria naval del estero Arroyo Grande con 14 ha carece de
infraestructura portuaria (PDU: 1992).
Las características de la infraestructura portuaria son condición para el desarrollo del transporte marítimo, así, un
área del Puerto Pesquero es utilizada para la comunicación con el AP, favoreciendo el traslado de combustibles,
de personal y abasto hacia las diferentes plataformas. El transporte de estos insumos se caracteriza por la existencia
de diversas embarcaciones desde pequeñas lanchas rápidas utilizadas para transportar personal y carga ligera
hasta barcos abastecedores y chalanes en los que se transporta agua, diesel y carga en general.
En la RM, el traslado de una plataforma a otra se lleva a cabo principalmente a través de barcos, existen de diversos
tipos, tales como los barcos cementadores para el apoyo de las actividades de mantenimiento, barcos grúa para el izaje
y colocación de las estructuras metálicas y equipos durante la instalación de plataformas, así como
barcazas habitacionales que proporcionan alojamiento y servicios necesarios a los trabajadores, entre otros.
El resto de la infraestructura portuaria localizada en el Puerto Pesquero, se destina a las embarcaciones de
altura dedicadas a la pesca del camarón (actualmente en decadencia), por lo que no se utiliza como vía de transporte
de personas; esta función la cubría el muelle de la Loma con lanchas pequeñas de motor fuera de borda, situado al sur
de la calle 20, mismo que a raíz de la construcción del Puente Zacatal – Carmen ha disminuido su circulación.
Vía Aérea.
El segundo aeropuerto de la ciudad se construye en 1944 (Cervera, 1991 y Bolívar, 1996). Esta área ocupada en el año
de 1992 contaba con 244,45 ha de las cuales se desincorporaron 52,2 ha correspondientes a la reserva para una
pista transversal para integrarse a usos urbanos, mientras que por otra parte, con la ampliación de la cabecera sur de
la pista se incorporó al uso del aeropuerto 31,13 ha en la cabecera norte (PDU Carmen, 1992).
En el servicio de transporte aéreo nacional e internacional, destaca un importante flujo aéreo desde hace veinte
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I
años. Actualmente se registran 50 operaciones diarias en promedio, con el 93,4% de los arribos y llegadas de la RM,
en tanto que el 6,6 % restante se distribuye en vuelos nacionales irregulares con arribos y llegadas en los
estados vecinos (Tabasco, Yucatán, Veracruz, Quintana Roo y Chiapas), vuelos regulares a la Ciudad de México y
vuelos privados internacionales, también irregulares, procedentes de Houston, Tx, EUA, que trasladan personal.
Estas operaciones las efectúan tres empresas de aerolíneas (Estación Aérea de Cd. del Carmen, 1997). Así mismo,
en algunas localidades del municipio existen pistas de aterrizaje rústicas que favorecen principalmente a los
sectores agrícola y ganadero.
La infraestructura aérea se completa con los helipuertos localizados en los campos petroleros, que permiten el
transporte de personal y carga ligera por medio de helicópteros hacia las distintas plataformas de la región marina.
El helipuerto de Dos Bocas, Tabasco, también representa un punto de origen y destino de vuelos en helicóptero hacia
la zona de plataformas. Las futuras instalaciones también contarán con este servicio para el transporte del
personal durante las etapas de operación y mantenimiento del proyecto.
Durante la instalación este medio será utilizado para el traslado al sitio de personas y equipo menor, con la
consecuente intensificación de tráfico aéreo nacional en el aeropuerto de la ciudad, como en los traslados en
helipuertos de la Región Marina.
Vía Terrestre.
Actualmente el transporte terrestre es uno de los principales medios de comunicación en la ciudad y el municipio, a
partir de la construcción de los puentes que facilitan la comunicación de Cd. del Carmen con el resto del municipio,
así como con Campeche y Tabasco, principalmente.
Los datos presentados en el Censo de Población y Vivienda 1995, muestran una infraestructura de la carretera
municipal de Carmen conformada por 781,4 km; la distribución por tipo de carreteras se presenta en la siguiente tabla.
Tabla IV.2.3.10 Distribución por Tipo de Carretera.
Carreteras
Condición
km
Principales
Pavimentadas
341,5
Pavimentadas
35,8
Secundaria
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I
Caminos rurales
Revestidas
45,2
Pavimentada
74,1
Revestidas
278,6
Terracerías
6,2
Fuente: CPV. INEGI, 1995.
El sistema vial del municipio del Carmen y en particular de Cd. del Carmen, está integrado por una vialidad
regional, vialidades primarias, secundarias y locales. Su conformación fue condicionada por la traza del poblado
original (actual centro urbano), el trazo de la Carretera Federal No. 180, la presencia de la barrera que constituye
el aeropuerto y por el crecimiento físico de la ciudad con base en las colonias y fraccionamientos cuya traza no
guardó continuidad.
La vialidad regional, constituida por la carretera federal No. 180 enlaza a la ciudad con el país a lo largo del Golfo
de México, y recorre longitudinalmente toda la isla en dirección NW-SW, en su extremo norte entronca con el Puente de
la Unidad y en el sur con la Av. Periférica, cumpliendo en este trama, con la doble función de vialidad regional y
primaria hasta la zona denominada Puntilla donde se construyó en 1994 el Puente Zacatal-Carmen, para mejorar
la comunicación en la Costa del Golfo (PDU Carmen, 1992).
Dos aspectos subyacen al respecto, por una parte, el sistema de vialidad urbana se compone de dos estructuras
con características diferentes, que corresponden a los sectores occidental y oriental en los que se encuentra dividida
la ciudad por la barrera del aeropuerto, las vías de acceso para ambos sectores son, la calle 55 y la carretera federal.
Por otro lado, el crecimiento del sector oriental de la ciudad, la construcción del Puente Zacatal – Carmen y los
recientes flujos migratorios en 1996 y 1997 producidos por la actividad petrolera con la instalación de población
han resultado en serios cuellos de botella para el flujo vehicular.
Finalmente, esta situación genera un importante tránsito pesado sobre la Av. Periférica Sur y el tramo urbano de
la carretera en el sector oriental, aún y cuando las terminales de autobuses foráneos (de primera y segunda)
estén localizadas del municipio y otros estados, (Tabasco, Campeche, Yucatán, Veracruz y D.F.; entre otros).
Agua Potable.
Uno de los servicios indispensables para la población es el abastecimiento de agua potable. En el Área de Influencia, sólo
las plataformas habitacionales cuentan con un sistema de abastecimiento de agua potable apoyado en la instalación de
plantas potabilizadoras y tanques para el almacenamiento del líquido en el resto de las plataformas. En las fases de construcción
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I
y operación del Proyecto, se tiene proyectado instalar este tipo de plantas en las futuras plataformas habitacionales.
En este sentido, el aprovisionamiento del líquido para el Área del Proyecto, no resulta un impacto directo para el Área de
Estudio Local, sin embargo, sus efectos indirectos se observan en la residencia de grupos migrantes y el peso específico
que ejerzan sobre el sistema municipal de agua potable del Área de Estudio Local.
Para comprender estos impactos es conveniente señalar las características del sistema. Aunque existieron obras para
tales efectos desde 1953, el actual sistema de abastecimiento de agua potable de la ciudad fue puesto en operación en 1978
con posteriores ampliaciones en la línea de conducción, en los tanques de regularización y en la red de distribución y forma
parte de un sistema que incluye a las localidades de Sabancuy e Isla Aguada localizadas en la parte continental al noreste de
la isla. El sistema de tratamiento que recibe el agua es de cloración simple (Jhabvala, 1989).
La captación del líquido se efectúa en el área de Chicbul a 121 km al noreste de Cd. del Carmen, constituida por siete
pozos profundos rehabilitados en 1988 para incrementar la capacidad a 300 caballos de fuerza (HP) y producir
aproximadamente 350 l/s, sin embargo, en 1992 sólo cinco de esos siete pozos estaban en operación produciendo 250 l/s.
La línea de conducción se realiza por bombeo en cuatro estaciones principales y dos intermedias, así como los respectivos
cuatro cárcamos de bombeo, una de las estaciones se encuentra en Cd. del Carmen.
Esta línea se encuentra constituida por dos tipos de tubería en los tramos de tierra y submarino, el primero tiene una zona
de impacto en el tramo de dos km entre puerto Real y la Lagartera, causada por estrechez de la franja insular y las
corrientes marinas del Golfo con efectos durante las temporadas de “nortes” que provocan daños y fugas (PDU:1992); el
segundo no recibió mantenimiento entre 1978 y 1995, año en que fue sustituido por los efectos de los huracanes “Opal” y “Roxana”.
Los cárcamos de bombeo de las tres estaciones restantes, hacia 1992 se encontraban deteriorados presentando filtraciones,
en tanto que la capacidad de bombeo de las dos estaciones intermedias rebasaba las presiones nominales del trabajo de
la tubería.
En cuanto a la red de distribución, ésta originalmente se encontraba dividida en tres sectores, sin embargo, dado el
crecimiento urbano hacia el Sureste y Noreste del aeropuerto, la red se amplió de manera arbitraria utilizando antiguas líneas
de conducción intercomunicándose toda la red y sin posibilidades de seccionarla, por lo que para reparar cualquier fuga se obliga
a la suspensión completa.
Según los datos del Censo de Población y Vivienda 1995, en el Municipio de Carmen había 39 691 viviendas con 179
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690 habitantes en todo el municipio, del total de estas viviendas el 67,61% (26 837) se localizaban en la Cd. del Carmen con
114 360 ocupantes concentrando el 63,64 % de la población municipal.
Del total de viviendas habitadas en el municipio, 67,34 % disponían de agua entubada (dentro y fuera de la vivienda y de
llave pública) presentando una mayor concentración en la ciudad con 21 026 viviendas correspondientes al 52,97 % a
nivel municipal y a nivel urbano representando el 78,34%.
Alcantarillado y Drenaje.
El abastecimiento de agua para cualquiera de las actividades humanas, implica necesariamente la disposición de los
desechos líquidos. La Región Marina actualmente cuenta con capacidad para tal manejo a través de las plantas de
tratamiento instaladas en 26 plataformas, y después del cual las aguas residuales son vertidas al mar cumpliendo con
la normatividad aplicable.
Esta disposición de desechos líquidos se complementa con el desagüe de las aguas descargadas en los complejos y
plataformas periféricas.
La disposición de estos desechos debe de analizarse en conjunto con las condiciones de disposición que se efectúan en el
Área de Estudio Local, dado los efectos de las corrientes marinas y la cercanía de la ciudad a 85 km.
Al respecto, es conveniente subrayar dos aspectos, el primero, que la ciudad no cuenta con un sistema de alcantarillado
sanitario, con este servicio sólo cuentan los fraccionamientos de Pemex y la Brisas (planta de tratamiento y cárcamo de bombeo)
y las zonas habitacionales de FOVISSSTE y Arcila que en conjunto representan un porcentaje pequeño de las viviendas de
la ciudad (Villegas y Solís, 1996), además de existir las plantas adicionales del sistema de salud IMSS e ISSSTE, descargando
las aguas tratadas en las áreas de Manigua y la Laguna de Términos.
El resto de la ciudad funciona con fosas sépticas y letrinas, mientras que en otras partes de la ciudad se practica el fecalismo
al aire libre (Jhavbala, F, 1989).
Adicionalmente, el Anuario Estadístico (INEGI, 1996) manifiesta que a nivel municipal, se encuentran en operación 2 plantas
de tratamiento de aguas residuales de administración pública con capacidad de tratamiento de 6,2 l/s, además de otras
9 pertenecientes a la industria privada.
Una precisión importante es el hecho de que en el CPV 1995, el INEGI manifiesta que el 81,12% del total de viviendas
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habitadas en la ciudad, presenta drenaje, sin embargo, en una encuesta realizada en 1995 por la UNACAR, con base
en preguntas de control, se observó que la población declara tener fosa séptica que consiste en la excavación de un sólo hoyo
con o sin la instalación de un tanque para la disposición de excretas (Villegas y Solís, 1996).
El segundo aspecto es el manejo del drenaje pluvial, mismo que conduce superficialmente las aguas por gravedad a través de
seis canales construidos bajo las banquetas, tres de ellos desaguan en la Manigua, uno en el estero, a la Caleta y el último
hacia el mar.
Estas condiciones en la disposición de desechos líquidos y excretas, se agudizan en la época de lluvia debido a las
características topográficas de la ciudad con cotas de nivel que oscilan entre los dos metros abajo y arriba del nivel del mar.
A los problemas de nivelación de los drenajes y pavimentación en la ciudad se suman las descargas clandestinas de
aguas residuales, el incremento de la población asentada en zonas bajas y de manglar, y el incremento en las
mareas ocasionando desde inundaciones en éstas áreas hasta rebosamiento de fosas sépticas y letrinas (Villegas y Solís, 1996).
Disposición y manejo de desechos sólidos.
La disposición y manejo de residuos sólidos también es parte inherente de la actividad humana. En la Región Marina y Área
del Proyecto, este manejo se efectúa mediante diversos mecanismos, uno de ellos es mediante la recolección y selección de
la basura, incinerando in situ papel cartón y madera, otra forma consiste en la compactación de los desechos
restantes enviándolos a tierra para su disposición final a través de barcos “chatarreros” que recorren periódicamente
las plataformas. En el municipio no son depositados estos desechos puesto que estos son vendidos a terceros por las
compañías que los recolectan.
En este sentido, la disposición y manejo de los residuos sólidos en la Región Marina y Área del Proyecto, no supone en
principio, impacto alguno en el área de Estudio Local, sin embargo, los efectos indirectos por la intensificación de la
actividad petrolera y el consecuente incremento de población suponen tomar en consideración como se efectúa este manejo en
la ciudad.
Es importante subrayar que la disposición de desechos sólidos se efectúa muy recientemente, dado que las
condiciones geomorfológicas del área de Estudio Local se caracterizan por cotas de nivel bajas. La población ha practicado
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el relleno de terrenos bajos con este tipo de materiales, con consecuencias sobre la salud (Villegas y Solís,1996). Las formas
de disposición de este tipo de desechos, son diversas, pero tres son las más importantes: los tiraderos a cielo abierto, el
basurero municipal y el relleno sanitario. En el primer caso, en toda la ciudad persisten diversos tiraderos a cielo abierto que
la población crea para la disposición de sus residuos domésticos, estos generalmente no están considerados por las
autoridades municipales por lo cual la información de la superficie destinada para este fin no está disponible, pero habría
que asociarla con la frecuencia del servicio de limpia en las colonias, el número de predios baldíos y el volumen generado
diario por persona.
El sistema de manejo de residuos en el municipio se realiza a través del basurero municipal, localizado en el km 20 de la
carretera Carmen - Puerto Real en donde se deposita la basura recolectada. En apoyo a este servicio, existe un centro
de transferencia en el cual son separados y compactados los desechos para su disposición final.
Energía Eléctrica y otros Energéticos.
En el Área de Influencia abastecimiento de energía eléctrica se realiza a través de unidades generadoras o turbogeneradores
de gas dulce, instalados en todas las plataformas. En las obras proyectadas que constituyen el Área del Proyecto, las
plataformas habitacionales y las distintas áreas de trabajo contarán con este servicio permanentemente.
En cuanto a la dotación del servicio en el Área de Estudio Local en concreto en la ciudad, ésta se abastece por medio de una
línea de alta tensión de 115 kVA localizada en Campeche y conectada a la Termoeléctrica de Lerma.
Hacia 1992 el sistema estaba compuesto por dos subestaciones localizadas en la ciudad con capacidad de 60 y 30 MVA,
seis subestaciones reductoras con capacidad conjunta de 21 MVA, y cuatro líneas en alta tensión para alimentar el sistema
de agua potable municipal, usos habitacionales e industriales y para el uso de PEMEX.
En este mismo año se presentaba un superávit en el de suministro de energía estimado en 30 MVA con a capacidad para 20
000 conexiones domiciliarias
(PDU, 1992).
Sistemas de Comunicación.
Los sistemas de comunicación forman parte de las condiciones generales de producción, que como tales se
encuentran encargadas del suministro de materias primas, como es el caso de la infraestructura productiva o bien, de auxiliar
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I
en los procesos inmediatos de producción, tal es el importante papel que juegan los sistemas de comunicación: el teléfono,
el servicio postal o de correos, telégrafo, comunicación por satélite y por microondas, entre otros (Pradilla, 1984).
-Teléfono:
El servicio telefónico se inicio en 1952 con la “Compañía Campechana de Teléfonos” que fue transferida a “Teléfonos de
México” en 1968. Algunos cronistas locales apuntan que hacia 1974 se encontraban instalados en la ciudad 805 aparatos.
Hoy la cobertura del servicio, reporta en el municipio la existencia de 3 centrales automáticas, 27 agencias y 9 486
líneas telefónicas activadas, así mismo, se encuentra una central de telefonía celular con un número poco significativo
de suscriptores (Cuaderno Estadístico Municipal, 1999).
El servicio telefónico en el municipio es tanto domiciliario como público, este último a través de casetas telefónicas y teléfonos
con el sistema de tarjetas, cuya instalación y uso se ha incrementado a partir de 1994.
En la Región Marina y en el Área del Proyecto, la red de telecomunicaciones de PEP incluye el servicio telefónico tanto
alámbrico como por microondas que comunica las instalaciones directivas, operativas y habitacionales en mar y tierra; de
igual forma complementa este servicio aparatos telefónicos instalados en las plataformas.
-Telégrafo:
El servicio municipal es cubierto por la infraestructura siguiente:
3 Oficinas de red telegráfica.
1 Administración telegráfica.
2 Administraciones radio-telegráficas.
1 Centro de servicios integrales.
-Correo:
Existen 136 oficinas postales en todo el municipio distribuidas según se muestra en la siguiente Tabla IV.2.3.11.
IV.2.3.11 Oficinas Postales (Carmen).
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I
Administraciones
Sucursales
Agencias
Expendios
Total
1
4
8
123
136
Fuente: Servicio Postal, 1995.
- Medios de Comunicación.
Los medios de comunicación se localizan en la cabecera municipal en Ciudad del Carmen, constituidos por prensa, radio
y televisión. La prensa se caracteriza por la circulación de seis diarios regionales, cuatro de los cuales incorporan
información municipal y urbana del Carmen, y seis nacionales.
Las tres radiodifusoras establecidas en la ciudad, con inversión privada local producen información para la misma, y dos de
ellas mantienen enlaces diarios con programación nacional, en frecuencias de banda AM y FM.
En el caso de la comunicación por televisión, ésta funciona a través de dos repetidoras localizadas al norte de la ciudad, así
como a través de servicios privados de televisión por cable. Adicionalmente en este último servicio se tiene un espacio
de programación reservado a dos programas locales con una hora de transmisión para cada uno.
H)
Salud y seguridad social.
En la cabecera municipal, Ciudad del Carmen, se cuenta con toda la gama de servicios de salud, proporcionados por
las siguientes instituciones federales, estatales y municipales.
Ø Secretaría de Salud, SS.
Ø Instituto Mexicano del Seguro Social, IMSS.
Ø Instituto de Seguridad Social al Servicio de los Trabajadores del Estado, ISSSTE.
Ø Hospital General de Petróleos Mexicanos, PEMEX.
Ø Secretaría de Marina, SM.
Ø Desarrollo Integral de la Familia, DIF.
Ø Instituto de Salud Pública del Gobierno del Estado, INDESALUD.
Existen además 5 Clínicas particulares. Los distintos servicios que se brindan en las unidades médicas en el
Municipio van desde las consultas externas, hasta la hospitalización general, que son atendidas por 349 médicos (87
son especialistas). En las Plataformas Habitacionales de cada complejo existe una unidad de servicio médico
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I
equipadas para atender problemas menores y tratamientos de urgencia atendidas por un doctor disponible las 24 h
del día; en la siguiente tabla se presenta el personal médico con que cuentan las instituciones.
Tabla IV.2.3.12 Personal Médico en las Instituciones Públicas
del Sector Salud por Régimen e Institución (1998).
Institución
Seguridad Social
Asistencia Social
IMSS
66
106
ISSSTE
25
5
PEMEX
107
5
SM
95
16
Fuente: INEGI, 1999.
El Municipio de Carmen cuenta con 66 unidades de primer nivel (37% del Estado) y 5 de segundo (41,6%) con 142
camas censables y 127 no censables, la existencia de estas últimas, ocasionan una dilución de los recursos que se
tienen para su operación ya que las no censables no entran en la presupuestación.
Tabla IV.2.3.13 Camas Censables de las Unidades Médicas
en las Instituciones Públicas del Sector Salud por Régimen e Institución.
Seguridad Social
Asistencia Social
IMSS
23
INDESALUD
ISSSTE
10
DIF
PEMEX
28
SM
17
64
Resto de Instituciones
Fuente: INEGI, 1999.
Se reportaron 340 enfermeras, cifra que resultan estar dentro de los indicadores aceptables, sin embargo, el problema
es de su distribución ya que el mayor porcentaje se encuentra en las áreas urbanas y la disponibilidad en las
áreas rurales prácticamente es nula. La Población de derechohabientes de las Instituciones de Seguridad Social
según Institución son:
Tabla IV.2.3.14 Derechohabientes de las Instituciones de Seguridad Social.
Población Derechohabiente por Institución
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I
IMSS
62 847
ISSSTE
14 654
PEMEX
31 614
SM
3 508
Fuente: INEGI, 1999.
Se registraron 2,766 nacimientos vivos que corresponde a un índice de crecimiento natural de 2,1.
Características de la Morbilidad y la Mortalidad y sus Posibles Causas.
La morbilidad es debida principalmente a las infecciones respiratorias altas y a las diarreicas, seguidas de las
infecciones de la piel, parásitos intestinales y las enfermedades crónico-degenerativas según datos del Plan Municipal
de Desarrollo 1997-2000.
La mortalidad general fue de 676 defunciones con una tasa de 376,2 por 100 000 habitantes (estatal 393,6) y la infantil
de 94 con una tasa de 34 por 1, 000 nacidos vivos (estatal 28,1). La tasa de mortalidad general es ligeramente inferior
pero la infantil es importante, ocupando los primeros niveles nacionales.
Las causas de mortalidad son principalmente las enfermedades del corazón, los cánceres, los accidentes, la diabetes
y las afecciones originadas en el período perinatal. La tasa de mortalidad por SIDA es la más alta del estado con tasas de
7 por 100, 000 habitantes.
Las acciones de salud a nivel rural son cubiertas en parte por PARS (Promotores Asistenciales Rurales de Salud)
en casas de salud y por programas de ampliación de cobertura mediante brigadas móviles; sin embargo, ambas
medidas están muy lejos de proporcionar las oportunidades de salud para abatir la necesidad de sobrevivencia.
I)
Educación.
El 11,33% de la población municipal (12,614) mayor de 15 años es analfabeta y el 81% de la población de 6 a 14 años
está con aptitud para leer y escribir (Plan Municipal de Desarrollo Carmen, Campeche 1997-2000). En el ciclo 1996-1997
el número de estudiantes inscritos por nivel fue de 51 278 alumnos, según datos del Plan Municipal de Desarrollo
1997-2000 (Tabla IV.2.3.15).
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I
Tabla IV.2.3.15 Población de 15 años y más por condición
de alfabetismo y sexo según grupo quinquenal de edad.
Grupo de edad
Total
15-19 años
Alfabeta
Analfabeta
No Especificado
Hombres
Mujeres
Hombres
Mujeres
Hombres
Mujeres
18 922
8 770
9 104
506
509
18
15
20-24 años
17 917
8 163
8 672
478
558
18
28
25-29 años
15 598
7 155
7 307
436
667
14
19
30-34 años
13 934
6 530
6 166
452
753
15
18
35-39 años
12 296
5 807
5 164
504
793
15
13
40-44 años
8 740
4 129
3 436
430
731
5
9
45-49 años
6 564
2 985
2 395
432
735
12
5
50-54 años
4 765
2 164
1 622
358
609
6
6
55-59 años
3 736
1 547
1304
340
538
1
6
60-64 años
3 069
1 280
939
338
503
5
4
65 y más años
5 764
2 197
1 603
799
1 145
11
9
TOTAL
111 305
50 727
47 712
5 073
7 541
120
132
Fuente: INEGI, 1999.
J)
Presencia de Grupos Étnicos y Religiosos.
El Estado de Campeche registra la presencia de una diversidad de grupos étnicos. El más importante, por su número
y por su presencia histórica, es el maya yucateco, concentrado en los asentamientos antiguos del norte de la
entidad. Este grupo ocupa buena parte de la península de Yucatán y para 1990 se distribuía así: en Campeche el
11,01%, en Yucatán el 76,25 y en Quintana Roo el 12,73%.
Campeche registra también presencia de población indígena guatemalteca refugiada, que se concentra en
campamentos. Además, el sur de la entidad ha recibido corrientes migratorias provenientes de diversos grupos étnicos.
El censo de 1990 registró la presencia de 45 lenguas, entre las que se destacan la maya peninsular, el chol, el tzeltal,
el kanjobal y el mam. Las principales lenguas se presentan en la Tabla IV 2.3.16.
Tabla IV.2.3.16 Principales Grupos Étnicos Presentes.
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I
Grupo Indígena
Campeche
Carmen
Maya
69 373
4 475
Chol
2 487
4 475
321
266
Tzeltal
Fuente: Conteo de Población y Vivienda, 1995.
En el municipio del Carmen las religiones registradas son principalmente la católica y la protestante o evangélica.
K)
Valor del Paisaje en el Sitio del Proyecto.
La zona donde se pretende desarrollar la infraestructura futura del Complejo Abkatún está comprendida dentro de
la Sonda de Campeche; la cual es considerada zona exclusiva para la explotación de hidrocarburos; por lo que
se encuentran estructuras como plataformas habitacionales, de compresión; entre otras.
L)
Aspectos Económicos.
L.1) Principales Actividades Productivas.
En el Municipio de Carmen, el comercio y los servicios tienen el mayor efecto sobre la ocupación de la población y
la economía (sector terciario), prevaleciendo sobre la agricultura, ganadería, silvicultura, caza y pesca (sector primario)
y la extracción del petróleo y gas, industria manufacturera, generación de energía eléctrica y construcción
(sector secundario).
Sin embargo, contrastando con lo anterior, la importancia de la industria de la extracción del petróleo y el gas
natural radica no en la población que ocupa, sino en que se considera como impulsora de las demás actividades.
-Pesca:
La pesca es una de las principales actividades económicas desarrolladas en el Golfo de México, aunque ésta se lleva
a cabo principalmente en la zona costera del mismo, los Estados de Campeche, Tabasco y Veracruz se encuentra
dentro de los principales productores.
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I
El Estado de Campeche posee el 27% de los recursos marinos del Golfo de México, su litoral tiene una extensión
de 525,30 Km que representan el 17,78% de la longitud del Golfo de México.
Las pesquerías que se aprovechan en el estado se presentan en la Tabla IV.2.3.17.
Tabla IV.2.3.17 Tipo de Pesca en las Costas del Estado de Campeche.
Tipo
% de volumen total de la producción
Escama
55
Camarón
18
Tiburón y cazón
3
Otros crustáceos y
24
moluscos
Fuente. SECOFI, 1999.
En las costas de la península de Atasta y Cd. del Carmen la actividad pesquera es de tipo ribereño y de altura,
los pescadores ribereños obtienen el recurso tanto en aguas interiores como en el litoral, teniendo permitido llegar
hasta una distancia máxima de 22 km a partir de la costa (de 12 a 14 brazas de profundidad), por cuestiones de
seguridad. Mientras que los pescadores de altura tienen capacidad para pescar hasta las aguas oceánicas, más allá
del mar territorial. Los registros oficiales del número de pescadores y embarcaciones registrados para el área de
interés se presentan en la Tabla IV.2.3.17.
Tabla IV.2.3.17 Registros Oficiales del Número de Pescadores y Embarcaciones.
Península de Atasta
Cd. del Carmen
Organizaciones sociales
19
49
Pescadores registrados
370
668
Fuente: SEMARNAP, 1999.
Según los datos reportados por INEGI (1997) en el censo realizado en octubre de 1997, la cantidad de
embarcaciones existentes para las comunidades de la Península de Atasta para dicho año era de 1 147 y 675 para Cd.
del Carmen, tomando como referencia estos datos y considerando 2 pescadores por lancha, se estima que la cantidad
de pescadores para la Península de Atasta es de 2 294 y de 1 314 en Ciudad del Carmen.
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I
De acuerdo con datos proporcionados por pescadores de la Península de Atasta, los recursos mayormente
obtenidos son: camarón siete barbas, camarón blanco, bagre bandera, balah, chopa, robalo y chucumite, entre otros;
los volúmenes de captura varían entre 30 y 300 k por día dependiendo de la época y de las condiciones
climatológicas. Las especies de mayor producción para la Península de Atasta y Cd. del Carmen, de acuerdo con
los volúmenes desembarcados (avisos de arribo), reportados por la Subdelegación de Pesca en el municipio de
Carmen (1999) son:
Tabla IV.2.3.18 Volúmenes Desembarcados en Atasta y Ciudad del Carmen.
Especie
Península de Atasta (t)
Cd. del Carmen (t)
Camarón blanco
258,20
16,83
Chopa
24,19
42,88
Gurrubata
0,73
108,51
Robalo
84,14
143,16
Bagre bandera
40,34
154,82
Balah
8,36
156,47
Camarón siete barbas
244,29
1 243,96
Jaiba
1 209,30
1 802,41
Estas cifras incluyen el volumen sin registro oficial.
La pesca de los organismos de interés comercial está regulada por los períodos de veda aplicados a cada especie, en
el caso de los que se obtienen en la zona de interés, sólo presentan veda el Camarón Blanco y Siete barbas, la época
de veda para dichas especies está comprendida entre los meses de marzo a noviembre, aunque la fecha específica y
la duración de la misma (3 a 6 meses) varían cada año dependiendo de elementos tales como las características
físicas como por ejemplo la talla de la especie y los volúmenes de captura de la temporada anterior, además
de evaluaciones realizadas por el Instituto Nacional de la Pesca durante la época de captura.
El área en la que se llevara a cabo el proyecto es un área restringida al paso de embarcaciones que no se dediquen a
la actividad petrolera, por lo que la actividad pesquera no se realiza.
- Industria.
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I
Extractivas: Petróleo
En la Sonda de Campeche la actividad predominante es la extracción de hidrocarburos, a partir de la explotación
y terminación de los pozos exploratorios, aquéllos que resulten productores, se incorporarán a la producción nacional.
Actualmente la riqueza petrolera en la región marítima de la Sonda de Campeche, del Sureste del país, corresponde a
una reserva probada de 17 100 MMB de hidrocarburo, con un valor presente neto de 10 millones de dólares en los
39 campos petroleros de la Sonda de Campeche.
De ese total, 14 992,3 MMB corresponden específicamente a petróleo crudo y el resto a otros hidrocarburos como
los condensados, líquidos de planta y gas seco; la reserva probada de la Sonda de Campeche, es equivalente a
16,6 veces la producción anual de petróleo crudo en el país.
Las investigaciones que llevaron a determinar el monto de reservas de hidrocarburos en la Sonda de
Campeche, realizadas por PEP y el Instituto Mexicano del Petróleo, fueron auditadas por la empresa internacional
de ingeniería petrolera Netherland, Sewell and Associates, Inc. (NSAI) mediante un dictamen, en el que asegura que
los resultados de la investigación son razonables y han sido elaborados de acuerdo con los principios de valuación
e ingeniería petrolera generalmente aceptados.
Así mismo, la importancia de esta actividad en el ámbito económico nacional se refleja en las aportaciones que
la industria da al país vía impuestos fiscales, así como obras y acciones que desarrolla directamente en las regiones
en las que se encuentran sus instalaciones; que al ser necesarias para la industria, benefician a terceros
(carreteras, caminos, servicios).
De servicios.
La industria de los servicios tuvo auge en el Municipio de Carmen como parte del efecto de la industria petrolera,
pues fue necesario crear infraestructura para atender a la demanda.
El crecimiento de esta industria se concentra en la isla de Cd. del Carmen; el servicio de hoteles y
restaurantes concentran 43,2% de las unidades productivas.
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I
La infraestructura de la industria de servicios en zona marina, está representada por compañías que brindan desde
el servicio de alimentación para el personal y limpieza, soporte y mantenimiento a las instalaciones de PEP e
incluso servicios operativos.
Esta actividad absorbe el mayor porcentaje de la PEA en el municipio, así mismo en Cd. del Carmen.
Agropecuario.
El Municipio de Carmen es una de las zonas agrícolas sobresalientes del estado además de Campeche,
Champotón, Palizada y Hopelchén, los cultivos más importantes a escala estatal son arroz, maíz, sorgo, chile,
naranja, melón y otros (Salas, 1996). Los principales productos son de temporal y la actividad se desarrolla con
prácticas tradicionales.
La extensión de suelo usada para la agricultura es de 59,466 has que corresponde a 4,53% del total territorial
del municipio y al 31,18% de la superficie total de uso agrícola estatal, información que se presenta en el Plan
de Desarrollo Municipal 1997-2000.
Ganadería, Apicultura y Avicultura.
El Municipio de Carmen es el primer productor (41,87%) de ganado bovino en el Estado; el segundo productor
de porcinos (16,7%); el tercer productor de ovinos (17,41%) y produce el 9,52% de ganado caprino, sí como tiene el
mayor número de equinos (29%) del total del Estado. Dentro de los productos pecuarios el más importante es la
leche, con el 32,71% del total estatal. La producción de aves es mínima (1,48% del Estado) sin embargo dentro
del porcentaje contribuye con el 14,09% de los guajolotes.
Cuenta con el 13,47% de la población de enjambres, aportando el 5,09% de miel y 8,16% de la producción de cera
del Estado.
La región de la Península de Atasta es una de las principales en explotación de la ganadería en el municipio,
esta actividad es realizada de forma extensiva; los datos más actuales presentan que 513 000 ha están dedicadas a
la ganadería, la existencia de cabezas de ganado bovino ascendía a 263 837 (PDM, 1997-2000).
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I
La actividad pecuaria es principalmente de carácter extensivo no sólo en el municipio sino también en el estado, se
crían las razas cebuínas las cuales son comercializadas para engorda.
En menor escala es desarrollada la cría de ganado porcino y ovino, siendo básicamente para autoconsumo al igual
que las aves de corral, se realiza como una actividad complementaria a la agricultura.
Recursos Maderables.
La unidad de producción rural predominante es la maderable con aproximadamente 40,18%, le siguen las forestales
con 24% y las de recolección con 21,70% de la producción total del Estado. Los productos son principalmente
maderas tropicales preciosas y corrientes como la caoba, el cedro, y el guayacán entre otras, obteniéndose
subproductos como resina barbasco, leña y otros, ocupando así el segundo lugar de producción en el Estado. En 1995
la producción forestal no maderable más importante fue el chicle con 16 toneladas representando el 7,58% de
la producción estatal.
L.2) Ingreso Per Cápita.
Para 1990 la Población Económicamente Activa (PEA) de Cd. del Carmen representó el 29,2 % de la población total,
con 24 486 trabajadores, de los cuales, 10,23% se ocuparon en actividades del sector primario (fundamentalmente en
la pesca), 29,51% en el sector secundario y 60,26% en el terciario, incluyendo actividades no especificadas.
Con relación a 1970, la tendencia es el incremento de la PEA, observándose una tasa del 4,5% visto por sectores,
el primario participa con una tasa de 0,7%, el secundario con 5,3% y el terciario 5,6%. Estos datos se presentan en
la Tabla IV.2.3.19.
Tabla IV.2.3.19 Cd. del Carmen: Características de la PEA en Porcentaje.
Año
PEA
PEA ocupada por actividades
% de población total
absolutos
Primarias
Secundarias
Terciarias
1970
29,4%
10 189
21,4
25,30
44,60
1990
29,2
24 486
10,23
29,51
53,30
4,5%
0,7
5,3
5,60
Tasa
Fuente: INEGI, 1990.
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I
Esta distribución de la PEA muestra la terciarización que ha experimentado la economía de la ciudad ante el decline
de las actividades pesqueras, agrícolas y la falta de consolidación de las manufactureras.
De acuerdo con los datos del INEGI de 1999 destacan por ramas productivas: el 31,4% corresponde a los
trabajadores agropecuarios y el 0,5% corresponde a los trabajadores del arte.
La PEA no especificada constituyó apenas el 2,5% lo que puede mostrar que la emigración de la población que no
se incorporó a economía formal.
De la población ocupada en Cd. del Carmen, el mayor porcentaje de la PEA obtienen ingresos que van de 1 a 2
salarios mínimos. Si lo analizamos por sectores, más de la mitad de la población ocupada en la agricultura, ganadería
y pesca obtienen entre 1 y 2 salarios mínimos.
En el sector manufacturero, en especial quienes trabajan en extracción de petróleo y gas, más de la mitad
percibe ingresos de 3 a 10 salarios mínimos, el resto trabaja en la industria manufacturera (electricidad y agua),
menos de la mitad percibe ingresos de 1 a 2 salarios mínimos, y quienes trabajan en la construcción, menos de un
tercio recibe este ingreso.
Por otra parte, los que trabajan en el sector terciario, en especial los del comercio, servicios de restaurantes y
hoteles, más de la mitad, obtienen salarios mínimos. La Población Económicamente Activa que cubre la canasta
básica en Cd. del Carmen es de 43,3% (INEGI).
El estado de Campeche pertenece a la zona geográfica “C”, a está le corresponde un salario mínimo de $ 35,85 vigente
a partir del 1 de enero de 2001 según datos del INEGI con base en la Comisión Nacional de Salarios Mínimos. INEGI, 2001.
M)
Empleo.
Población Económicamente Activa (PEA).
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I
La estructura básica del empleo en Campeche en los últimos diez años se ha modificado y existen ocupaciones
que podían calificarse como “nuevas”, por lo menos para la entidad; se desarrollan alrededor de las obras públicas,
la explotación petrolera o los servicios en las ciudades, por ser más atractivas económicamente y menos fatigosas.
El incremento de la producción petrolera en Campeche ha influido poco en la PEA porque la gran mayoría de
los trabajadores empleados no tienen residencia definitiva en el Estado.
Sin embargo, los trabajadores campechanos que emplea PEMEX son relativamente pocos, ya que los más vienen de
otros estados por períodos y regresan a sus lugares de origen.
De acuerdo con la información aportada por el INEGI, la población económicamente activa del Municipio de Ciudad
del Carmen se presenta en las tablas IV.2.3.20 y - IV.2.3.21.
Tabla IV.2.3.20 Población Económicamente Activa para Ciudad del Carmen, Campeche.
Período 2000
General
Hombres
Mujeres
Enero
50,7
74,5
28,5
Febrero
51,5
74,2
30,2
Marzo
51,3
73,4
31,2
Abril
52,7
77,1
30,5
Mayo
53,6
75,6
33,1
Junio
53,9
74,1
35,0
Julio
50,9
75,5
28,3
Agosto
51,9
76,7
29,2
Septiembre
51,8
74,7
31,0
Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU),2000.
Tabla IV.2.3.21 Distribución Porcentual de la Población ocupada por
Actividad Económica para Ciudad del Carmen, Camp.
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I
Período
Total
Agricultura,
Industria
Ganadería,
Silvicultura,
Extractiva y
de la
Caza y Pesca
Electricidad
Industria de
Transformación
Construcción Comercio
Servicios
1999
Enero
100,0
5,2
8,0
4,7
10,6
18,3
42,8
Febrero
100,0
5,0
11,7
4,0
10,3
16,2
43,1
Marzo
100,0
4,9
11,7
4,0
10,0
15,7
42,7
Abril
100,0
5,6
8,9
4,0
10,3
19,4
41,8
Mayo
100,0
4,1
11,8
4,4
11,6
15,7
43,0
Junio
100,0
4,0
12,2
5,1
9,3
16,2
42,5
Julio
100,0
5,6
10,8
4,1
10,3
17,2
40,0
Agosto
100,0
5,0
12,7
4,8
9,1
17,3
41,8
Sep
100,0
4,9
11,1
5,7
8,4
15,8
43,6
Oct.
100,0
5,9
9,7
5,1
8,0
17,8
42,6
Nov.
100,0
5,6
13,3
3,6
9,8
15,6
42,9
Diciembre
100,0
5,0
12,0
4,1
9,1
18,2
39,8
2000
Enero
100,0
5,0
10,5
5,3
8,2
19,2
39,4
Febrero
100,0
4,6
14,5
4,0
11,6
15,0
40,5
Marzo
100,0
4,3
11,4
4,5
8,6
15,7
44,3
Abril
100,0
4,7
10,5
4,9
8,8
18,8
41,8
Mayo
100,0
3,1
12,0
4,3
12,5
19,5
38,0
Junio
100,0
2,5
9,8
3,5
13,3
17,6
41,6
Julio
100,0
4,2
12,0
5,2
9,2
19,9
38,8
Agosto
100,0
4,3
11,7
3,8
13,8
18,0
37,1
Sep
100,0
4,6
10,0
4,2
13,6
16,5
40,5
Fuente: INEGI, Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU), 2000,
La población ocupada por sector de actividad corresponde el 42% al sector terciario, el 33% al sector primario, el 21%
al sector secundario y el 4% no está especificado.
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I
Al analizar en particular la evolución de la PEA en la Región Marina, encontramos que en el período de 1985 a 1994 hay
un crecimiento considerable en la ocupación de trabajadores, con una tasa de crecimiento media anual del 0,05%;
sin embargo, desde 1992 este incremento se ha mantenido estable sin rebasar los 10 600 trabajadores como se
presenta en la Tabla IV.2.3.22, e inclusive, en 1995 el número de trabajadores que registró la subsidiaria PEP ascendió a
8 161 personas, lo que implica una reducción en el personal ocupado debido en gran medida a la reestructuración que
se observó en ese año.
Tabla IV.2.3.22 Personal Ocupado RM (1984 – 1994).
Año
Personal Ocupado
1985
6 628
1986
7 502
1987
7 980
1988
9 526
1989
9 378
1990
9 817
1991
10 112
1992
10 543
1993
10 507
1994
10 573
Fuente : PEMEX, 1995.
Cabe señalar que el centro administrativo de la industria del petróleo en la Región Marina se encuentra en Cd.
del Carmen, por lo cual el personal presentado en la tabla anterior corresponde al administrativo y al operativo de la zona.
Actualmente se estima que el promedio de personal establecido en plataformas es de 6 000 personas
aproximadamente, considerando no sólo a los empleados de PEMEX, sino también a los de las compañías que
brindan algún servicio a la paraestatal y a las visitas que suben a plataforma diariamente.
Índice de Desempleo.
En las tablas IV.2.3.23 y IV.2.3.24 se muestran los índices de empleo y desempleo para el Municipio de Carmen, el
índice más alto de desempleo general en 1999 y 2000 fue en el mes de Agosto, respectivamente.
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I
Tabla IV.2.3.23 Índice de Desempleo abierto tradicional para Ciudad del Carmen, Campeche.
Período
General
Hombres
Mujeres
2000
Enero
2,2
2,4
1,5
Febrero
1,8
1,9
1,5
Marzo
1,7
2,2
0,8
Abril
2,1
1,6
3,4
Mayo
2,7
2,3
3,6
Junio
2,1
2,4
1,5
Julio
1,5
1,8
0,5
Agosto
2,5
2,7
1,8
Septiembre
2,0
2,1
1,8
Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU), 2000.
Relación Oferta-Demanda.
Se ha estimado que los umbrales de crecimiento de población en el corto, mediano y largo plazos, tendrán tasas
de crecimiento 4,4%, 3,9% y 3,2% para los períodos 1998-2004, 2004-2010 y 2010-1016 respectivamente. Si la
tendencia fuera ésta, el crecimiento de la población económicamente activa (PEA) El Área de Estudio Local, se
estimaría para los mismos períodos con tasas de crecimiento en el orden de 5,3%, 4,1% y 3,4% respectivamente. Por
lo tanto, la industria petrolera presentaría tasas de crecimiento de mano de obra de 4,0%, 2,5% y 1,6% para el
mismo período.
Como se vio en apartados anteriores, la construcción y operación de la infraestructura petrolera en la Sonda
de Campeche, ha atraído durante las últimas dos décadas mano de obra migrante en escalas importantes, esta
tendencia será similar con las obras proyectadas para la infraestructura futura del Complejo Abkatún.
Tabla IV.2.3.24 Tasas complementarias de Empleo y Desempleo para
Ciudad del Carmen, Campeche.
Período
TDAAa
TPEEb
TPEPc
TPRGd
TOPD1f
TOPRMDg
TOPD2h
TIIDi
TCCOj
1999 P
Enero
1,8
1,6
2,9
3,1
4,2
3,0
14,7
17,8
23,8
Febrero
1,6
1,3
1,4
1,5
3,2
2,1
9,5
12,5
18,9
Marzo
1,6
2,6
3,1
4,6
3,1
2,1
11,7
13,4
19,6
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I
Abril
1,4
1,8
2,2
2,7
2,9
2,3
17,5
12,3
17,3
Mayo
1,7
1,4
1,6
1,9
2,6
2,2
11,5
8,8
17,2
Junio
1,6
1,6
1,6
1,8
3,4
2,5
12,7
12,7
19,2
Julio
1,5
1,1
1,4
1,5
2,7
1,9
8,2
10,0
16,1
Agosto
2,9
2,1
2,3
2,4
2,7
3,5
11,4
10,3
15,5
Sep.
1,8
1,7
2,0
2,1
3,1
2,1
14,1
10,7
13,0
Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU),2000
Continuación Tabla IV.2.3.24 Tasas complementarias de Empleo y Desempleo para
Ciudad del Carmen, Campeche.
Período
TDAAa
TPEEb
TPEPc
TPRGd
TOPD1f
TOPRMDg
TOPD2h
TIIDi
TCCOj
1999 P
Oct
2,4
1,9
2,3
2,3
4,2
3,4
12,7
11,3
16,4
Nov
2,5
1,8
1,6
1,8
3,3
2,7
19,9
8,0
10,7
Dic
1,1
1,1
1,3
1,7
1,8
2,0
10,9
7,1
14,3
2000
Enero
2,8
2,4
3,6
3,9
3,7
3,7
13,5
8,6
12,2
Febrero
2,3
1,9
1,8
1,9
3,4
2,8
10,3
6,7
13,4
Marzo
2,6
1,8
1,9
2,0
3,1
3,3
11,3
8,4
13,2
Abril
3,0
2,6
4,2
4,7
4,6
4,0
18,4
8,7
14,0
Mayo
3.6
3,5
4,6
5,4
4,7
4,1
17,7
8,7
12,1
Junio
3,0
2,2
3,4
3,5
4,5
4,3
12,0
8,0
15,9
Julio
2,2
1,5
3,6
3,6
3,3
3,3
10,7
5,7
10,4
Agosto
3,1
2,9
3,3
3,8
3,7
3,3
10,0
7,9
11,5
Sep
2,5
2,0
2,1
2,1
3,4
2,7
11,8
6,7
12,2
Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU),2000
N)
Competencia por el aprovechamiento de los recursos naturales
Los sectores productivos más importantes que fueron mencionados anteriormente de Cd. del Carmen, son la pesca y
la producción de hidrocarburos, teniendo estas delimitadas sus áreas de influencia. Por lo que este apartado no aplica.
IV.2.4. Descripción de la Estructura y Función del Sistema Ambiental Regional.
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I
Dentro de la zona de estudio del proyecto se presenta un medio totalmente marino, alejado de la zona costera 150
km hacia el noreste de Dos Bocas, Tabasco. En el polígono de desarrollo se cuenta actualmente con
infraestructura petrolera del mismo activo que ha sido descrita en el Capítulo II.
Dentro del área del proyecto existen actividades que pueden causar contaminación marina por petróleo y se asocian a
las siguientes actividades:
Ø Producción en Altamar.
Ø Transportación Marina y Submarina.
Ø Actividades de Exploración y Explotación.
Ø Accidentes en las Operaciones, como ruptura de los oleoductos submarinos, derrames en las plataformas
y accidentes de buques.
Ø Acarreo Atmosférico de los Hidrocarburos.
En la atmósfera se presentan descargas provenientes de la quema de hidrocarburos en general (máquinas de
combustión interna, quema de condensados, procesos de soldadura, manejo de gases como metano). Durante
estos procesos la velocidad de dispersión de contaminantes está fuertemente influenciada por la velocidad de vientos
en la zona.
Dentro de los procesos de emisión de contaminantes los compuestos sulfurados presentan índices que
están relacionados a la actividad antropogénica y a condiciones naturales del mar, estas pueden reflejarse en el
balance natural de los compuestos de azufre.
Dentro de las actividades petroleras de la zona se presentan todas aquellas vinculadas a la exploración y explotación
del recurso por medio de plataformas marinas, el transporte del mismo y los movimientos de personal y materiales.
La mayor parte de estas acciones condiciona la quema y emisión de hidrocarburos a medio ambiente en general. Estos
se agregan principalmente al agua y a la atmósfera. De las emisiones de gases a la atmósfera, la mayor parte de
estas provienen de las producidas por el quemador, así como dispersión de condensados no quemados al agua.
Todas las acciones anteriormente mencionadas ocasionan afectaciones al medio ambiente marino, donde éste
presenta fuentes diferentes de afectaciones pero invariablemente esta pasará al agua, es decir que al mencionarse
como elemento integrador presentara un grado de afectación. La dinámica costera y oceánica de la Sonda de
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I
Campeche, presenta factores que deben considerarse y revisten gran importancia para la concentración y dispersión
de hidrocarburos presentes en agua. Las corrientes marinas superficiales representadas por la corriente de Lazo y
las debidas a movimiento geostrófico, fenómenos típicos de áreas marinas someras como las surgencias, patrones
de vientos y la radiación solar, determinante en las tasas de evaporación, transporte y dilución de hidrocarburos.
El sedimento que representa el hábitat de la meiofauna, la cual presenta la característica de escasa o nula movilidad
y éste actúa como receptáculo de toda la materia partícula que sé suspenciona temporalmente en al agua, al
presentarse una sedimentación los elementos puede ser modificado por varios factores y el efecto de esta
modificación puede mostrar diferentes grados de afectación desde una simple turbidez del agua hasta adicionar
elemento contaminantes al medio.
Dependiendo de las corrientes presente en la zona de un posible derrame, las propiedades físicas de un
contaminante, pueden establecer una nueva zona de sedimentación afectando nuevas áreas. Independientemente de
las posibles afectaciones de un contaminante este llegará finalmente al sedimento. Algunos contaminantes dispersos
en el aire, al enfriarse se condensan y se precipitan al mar y conjuntamente al sedimento.
Por otro lado la emisión de ruidos emitido por la maquinaria utilizada en las diferentes operaciones;
representaran diferentes tipos de grados de afectación y los diferentes niveles que se alcancen, estos
ruidos representaran afectaciones a la población laboral de plataformas y barcos. Los niveles que se
presentarían representarán afectaciones si no se usan las medidas de protección adecuadas dentro de los sitios
de trabajo.
Las afectaciones a flora y fauna por las actividades desarrolladas en la construcción de anteriores proyectos,
se manifestaron en disminuciones de la población y en alteraciones en el comportamiento de las especies, se
han considerado afectaciones a flora, representada esta por especies de algas y fitoplancton al integrase al
medio, elementos contaminantes que perturbaron la transparencia de la columna de agua o agregaron elementos
tóxicos al medio.
Las afectaciones que se presentaron a la fauna estuvieron en relación con la capacidad de la movilidad de
los organismos. Las afectaciones mayores se presentaron de acuerdo con el sustrato que habitan a su movilidad, y a
la capacidad de desplazamiento de cada organismo. Aquellos que no presenten capacidades sesiles, fueron
mayormente afectados. Parte del necton que presentó afectaciones fueron solamente durante la etapa de instalación
y construcción, ya que durante la etapa de operación, por las características de diseño de las plataformas estas
no significaron obstáculos para su libre transito.
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I
Es de mencionarse también que el tendido de ductos causará afectaciones al sedimento durante la instalación ya que
se removerá este para el enterrado de ductos. Durante este proceso las afectaciones se darán hacia dos componentes
el agua y el sedimento.
Como conclusión se establecen como componentes relevantes al aire, sedimento, agua y ruido, los cuales se
consideran como aquellos que pueden afectar mayormente la calidad del ambiente, por el tipo de actividades
a desarrollar en este proyecto.
IV.2.5. Análisis de los Componentes, Recursos o Áreas Relevantes y/o Críticas.
Debido a la importancia de tener mayor conocimiento de la zona se han realizado diversos estudios marinos
generales principalmente de geomorfología, geofísica, física, química, así como estudios prospectivos y cuantitativos
en las comunidades biológicas existentes en la zona. Estos estudios en conjunto han contribuido a la detección
de: yacimientos de recursos petroleros, zonas de productividad pesquera y al conocimiento científico de la zona
marina del Golfo de México.
Es de mencionar que parte de la descripción de todos los tópicos relacionados con el área de estudio se realizarán
por descripción de puntos cercanos, pero fuera del área de desarrollo, tomando en cuenta la homogeneidad y similitud
de condiciones en la zona marina de la Sonda de Campeche.
Se consideraron cuatro componentes como relevantes presentándose siendo agua, sedimento, aire y ruido de los
cuales se presenta información referente a sus características presentes en la región.
Con respecto a la calidad de agua y sus propiedades químicas, estas presentan algunas tendencias
fuertemente marcadas, como es el caso de la temperatura y la salinidad en los cuales, al aumentarse la
profundidad, disminuye la temperatura y las concentraciones de sales. Otros patrones se presentan en cuanto al pH,
el cual se hace más ácido al aumentar la profundidad y los valores de nitrógeno total aumentan.
En el agua de mar de la zona se presentan datos de salinidad con un valor máximo de 36,87 y un mínimo de 29,90 el
valor medio de salinidad fue de 35,62. El cambio vertical de este parámetro para los transectos no fue homogéneo
con respecto a la profundidad.
El cambio vertical de este parámetro fue heterogéneo ya que se mostraron núcleos salinos a diferentes
profundidades con valores diversos. Los valores de temperatura, han permitido detectar una disminución
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I
conforme aumenta la profundidad y una fluctuación entre los 15, 23 °C y 29,02 °C.
En las estaciones de menor profundidad la temperatura superficial tiende a ser similar al resto de la columna, debido
a que ha menor profundidad existen procesos de mezcla muy dinámicos que homogeneizan las condiciones de
la columna de agua. (Nowlin y McLellan 1967, Citado en Pemex-UNAM, 1998).
La concentración de O2 promedio encontrado para las campañas SGM es mayor a 3 mL/L. Los valores obtenidos en
esta campaña son semejantes a los reportados en otros cruceros oceanográficos. La concentración del oxígeno
disuelto en las diferentes profundidades, en general observa un máximo para algunas estaciones alrededor de los 50
m; esto se debe probablemente a la actividad fotosintética (Pemex-UNAM, 1998).
La disminución del pH, respecto a la profundidad, es debida a la oxidación de la materia orgánica. La profundidad
del mínimo de pH fue variable y debido a la profundidad de la zona de estudio, este parámetro mostró un valor máximo
de 8,3 y un mínimo de 7, 6 el valor medio de pH fue de 8,1.
El nitrógeno de nitritos (N-NO2) está por debajo de 1mmol/L, la concentración más alta fue de 2,0mmol/L. Los
nitratos presentaron con un valor promedio menor (9,64mmol/L).
Por otro lado, se observó un aumento en todos los nutrientes derivados del nitrógeno
(NO2 y NO3) entre 30 m y 50 m debido a la regeneración de éstos.
En la superficie, se observó una baja concentración de nutrientes, después un aumento debido a la
regeneración, posteriormente se observó una disminución como consecuencia de la actividad biológica, seguida de
un segundo aumento en concentración alrededor de los 200 m (Sverdrup et al., 1970; Riley y Chester, 1989;
Spencer, 1975).
El ión nitrito está presente en concentraciones menores que las otras formas de nitrógeno inorgánico combinado.
La concentración está dentro del intervalo reportado para la concentración promedio en agua de mar que es de 0,013 mmol/L. Las concentraciones encontradas del ión amonio son mayores que el intervalo reportado para el agua de
mar (0,03-3,75 mmol/l) y mayores que las otras formas de nitrógeno inorgánico combinado; esto es debido a que
el crecimiento del fitoplancton ha removido la mayor parte del N-NO3 (Pemex-UNAM, 1998).
Los fosfatos así como los nitratos disueltos en el agua de mar, conocidos conjuntamente como sales nutritivas,
tienen una gran importancia sobre todo desde el punto de vista biológico, dado que son elementos indispensables para
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I
la síntesis orgánica en el mar y de ellos depende en buena medida la vida en las aguas. La mayoría de
las concentraciones de fosfato se encuentran por debajo del valor promedio reportado para el agua de mar 3,0 mmol/
l (Sverdrup et al., 1970, Millero, 1996). En las estaciones la mayor concentración de fósforo inorgánico se encuentra
entre los 75-200 m.
A pesar que la región se encuentra bajo la presión de intensas actividades relacionadas con la industria petrolera y
de tráfico marítimo, es notable la ausencia del grupo de los naftalenos y sus derivados mono, di y de trimetilados,
los cuales son buenos indicadores de aportes recientes de petróleo crudo.
La ausencia de estos compuestos, puede ser el resultado de su solubilidad relativa, así como de procesos
de evaporación ocasionados por la intensa radiación solar y las altas temperaturas que predominan en la región
(Botello et al, 1996).
También se presentan considerables condiciones físicas (corrientes, vientos, temperatura) y químicas (oxígeno
disuelto, pH, sedimento) propias de la Sonda de Campeche que afectan esta concentración (Botello et al, 1996).
Se presentan los niveles de hidrocarburos en agua en la Tabla IV.2.3.25.
Tabla IV.2.3.25 Hidrocarburos en agua en la Sonda de Campeche.
Hidrocarburos Presentes en la Zona
Hidrocarburos en agua
Desde 2- 6 µ/l hasta >20 µ/l
Fuente Botello, 1996.
En la Sonda de Campeche (Celis, et al, 1987, tomado de Botello, et al 1996) encontró niveles de concentración
de hidrocarburos a 10 ppb, para esta área, presentándose niveles por debajo de este límite en el 50% de los sitios
de muestreo, la zona del Caribe Mexicano con el nivel más alto de 15 ppb.
Los resultados de concentración de metales traza en agua y sedimentos obtenidos durante varias
campañas oceanográficas de los cuales se analizaron los siguientes metales: Ag, Al, As, Ba, Cd, Co, Cr, Cu, Fe, Hg,
Mn, Ni, Pb, V, Zn. La presencia de los metales durante este análisis fue en el orden siguiente de concentración fue Ba >
Zn > Ni > Cu > Cd > Fe > Mn > V > Cr > Al > Pb > Co > Ag > As > Hg. En general, las concentraciones de metales
en superficie fueron menores a las de fondo debido a que la mayor parte de ellos a excepción del Al, Cr, Hg, V y Pb,
son elementos de tipo nutriente, ya que son utilizados por diversos organismos del medio ambiente, lo cual origina
que las concentraciones en superficie se mantengan bajas. La distribución horizontal permitió también, observar
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I
núcleos de mayor concentración en la zona Oeste para los siguientes elementos: Al, As, Ba, Co, Mn y Ag, así como,
de baja concentración para los elementos Cd, Cu, Ni y Pb. En la zona Este, se observaron núcleos de alta
concentración para el Al, As (el cual es extenso y abarca toda la costa de Campeche), Cd y Pb; también se observó
para esta zona, que el As, Ba, Mn y Pb presentaron mayor concentración respecto a la zona Oeste, debido a la
actividad petrolera. La distribución horizontal del níquel fue la más homogénea. (Pemex-UNAM-1998).
En la zona de desarrollo del proyecto, se han encontrado hidrocarburos de origen biogéno en los sedimentos
marinos presentes a partir de microorganismos, descomposición de plantas marinas y terrestres, y por erosión de
rocas sedimentarias en las cuales fueron generados previamente, al igual que en la Sonda de Campeche en
general (Botello, 1991).
Los tiempos de residencia de los hidrocarburos fósiles en los sedimentos pueden ser de
3 a 10 años, según la velocidad de degradación de éstos (Moore y Dwyer, 1974; citados en Botello et al, 1996). Por
las condiciones de las zonas tropicales, se puede considerar que los tiempos de permanencia de los hidrocarburos en
los sedimentos sean menores ya que condiciones como temperaturas altas, concentraciones de nutrientes en el
medio, oxígeno y tipo de sustrato, así como bacterias, inducen procesos de altas tasas de biodegradación. También
las tasas de oxidación fotoquímica en estas zonas tropicales son altas (Botello et al, 1996).
Se observó al comparar las concentraciones de superficie (S) y fondo (F) de plata se encuentra por arriba del
valor promedio del agua de mar en aproximadamente un orden de magnitud, lo cual ha sido ocasionado por los
aportes fluviales y las actividades petroleras. La concentración de Ba, en fondo y superficie se encontró dentro del
valor promedio reportado para el agua de mar, no obstante las actividades de perforación que se desarrollan en la zona.
La concentración de cadmio, se encontró cercana al valor promedio reportado para el agua de mar y en varias
estaciones es inferior a este valor. Contrario a lo que se esperaría, la concentración de Ni, fue menor al valor
promedio reportado para el agua de mar, la variación en fondo y superficie fue ligeramente heterogénea, ocasionada
por las actividades petroleras.
Finalmente la concentración de Pb, se encontró por arriba del valor promedio reportado para el agua de
mar, principalmente las muestras de fondo, lo cual se puede deber a las actividades de perforación. Las
concentraciones que se reportan no son consideradas como tóxicas debido a que se encuentran por debajo de los
límites señalados como tóxicos en normas nacionales y respecto a las concentraciones reportadas para otras
zonas marinas (Pemex-UNAM, 1998).
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I
Botello 1996, obtuvo los siguientes resultados de análisis de hidrocarburos alifáticos y aromáticos en sedimento de
la zona. Se presentan los siguientes niveles de hidrocarburos presentes en la zona, sedimentos en la Tabla IV.2.3.26
se presentan niveles de hidrocarburos totales sedimento en la Sonda de Campeche.
Tabla IV.2.3.26 Hidrocarburos Totales presentes en Sedimento de la Sonda de Campeche.
Hidrocarburos totales en la zona.
Hidrocarburos en sedimentos
43,3 ppm.
Fuente (Botello et al, 1996).
En los sedimentos se presentan diferentes concentraciones de metales, no se detectó la presencia de Cu, Cd, V y
Pb, mientras que el bario considerado como un elemento que permite detectar un aporte antropogénico (Holmes,
1981). Los valores más altos de Ba se encuentran en las zonas inmediatas a las plataformas de explotación
petrolera localizadas frente a la Laguna de Términos, y a partir de éstas se observa un gradiente decreciente (Rosales,
et al., 1992). La barita (BaSO4) se usa abundantemente en los lodos de perforación, por lo que es introducida a
los sedimentos por las actividades de exploración y explotación petrolera.
La calidad atmosférica de la región, se interrelaciona con índices como la dispersión de contaminantes
como: características meteorológicas del ambiente, la velocidad del aire, la superficie del área contaminada, así como
de las características físicas y químicas de las emisiones.
Con relación al H2S, que puede ser producto de la naturaleza como de origen antropogénico, en la zona del Golfo
de México es posible que tenga dominancia de los aportes naturales producto de la naturaleza biogénica del mar;
Sin embargo, existe la posibilidad que emisiones de las actividades petroleras que se desarrollan en el
Golfo, especialmente frente a las Costas de Campeche y Tabasco, pueden incorporarse al balance natural de
este compuesto de azufre.
Con relación a los niveles de ozono estos se presentan en niveles altos durante la tarde, presentándose niveles
más bajos durante la noche, reflejándose directamente la contribución de la actividad petrolera de las
plataformas marinas ya que por la noche la actividad biogénica puede considerarse casi nula; Ver Tabla IV.2.3.37,
la importancia mayor de este compuesto es que se le considera como precursor de lluvia ácida.
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Tabla IV.2.3.27.
Medición de contaminantes promedio para el Área de Proyecto.
Contaminantes del Aire
Masa promedio
14.4 µg/m3
Ozono
0,95 ppm
H2S
2,65 ppb
DMS
237 mg DMS/l
Aerosoles Primarios (día)
*SO4
12,14 µg/m3
*NO3
22,2 µg/m3
PST
50,5 µg/m3
% SO4 en PST
34,5
% NO3 en PST
7,0
Fuente: Bravo-Alvarez et al.1996; *Promedio para todo el Golfo de México.
Como ya se mencionó anteriormente los niveles de ozono de la zona de actividad petrolera fueron relativamente bajo,
si estos son comparados con niveles de concentración del mismo contaminante en las ciudades consideradas
como áreas contaminadas. Los registros de ozono quedaron siempre por debajo de 8 ppb, se puede señalar que
la calidad de aire de la cuenca atmosférica del Golfo de México con respecto al Ozono es buena, prácticamente dentro
de los niveles de concentración de fondo O3. Los valores típicos en ambiente urbanos se encuentra entre 50 y 400 ppb.
En estudios realizados por PEP se analizó el componente ruido laboral dentro de las plataformas, como resultado de
este análisis se determinaron los niveles de ruido dentro de las plataformas. También se obtuvo el mapa de los
niveles de ruido presentes en cada nivel de los diferentes tipos de plataformas, es de mencionarse que estos
niveles sonoros se presentan dentro del ambiente laboral de las plataformas y es de mencionarse que estos niveles
se aplican durante la fase de operación de las plataformas. Se tomaron lecturas de cuatro plataformas tipo siendo
estos perforación, enlace, habitacional y producción. La plataforma que presentó la máxima zona de ruido
intolerable (98,4-120,4 dB), fue en el segundo nivel de la plataforma perforación en el área de tanque de separación
1ra etapa y el rectificador 1ra etapa (PEP2, 1999).
IV.3.
Diagnóstico Ambiental Regional.
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De la zona de desarrollo del proyectos de presenta un ecosistema típico marino con una profundidad promedio de 85
m, con corrientes de 2,1 km/día hacia el Noroeste, sobre la línea de costa, la cual presenta anillos llamados
anticiclónicos por su rotación con corrientes variables.
La actividad predominante en el área de desarrollo del proyecto son aquellas destinadas a la actividad petrolera
con marcada tendencia hacia la exploración y explotación de recursos petroleros y sus subactividades como
la transportación marina de materiales, insumos y personal hacia las plataformas (Botello, 1996).
La zona de desarrollo de proyecto presentó niveles de hidrocarburos en agua de 11 ppb (Botello 1996), siendo la
norma de la UNESCO, de 10 ppb. Dicha cantidad resulta considerable si se considera que este límite se considera
para áreas superficiales no contaminada (UNESCO, 1976).
Celis et al 1987, presenta variados niveles dentro de la zona de la Sonda de Campeche en general que se
presentan desde 2-6 hasta >20 m / L, considera que los niveles presentes pueden ser sobreestimados o subestimados
y se encuentran influenciados por la actividades petroleras de la Sonda. Considera también que los niveles actuales
de hidrocarburos tanto en al Sonda de Campeche como en el Caribe Mexicano presentan influencia de la
actividades portuarias de los buques tanque que atraviesan la región del Gran Caribe.
Los niveles de hidrocarburos en sedimento presentan niveles de 43,3 ppm incluidos hidrocarburos antropogénicos
y biógenos. El límite permisible para zonas no contaminadas de la UNESCO (UNESCO 1976) es de 70 ppm, se
considera que en la actualidad existen hidrocarburos antropogénicos (pirolíticos y petrogénicos) (Botello, et al 1996).
Dentro de la Sonda de Campeche, se presentan condiciones que pueden afectar la calidad del aire ambiente de la
región, en la actualidad se presentan como fuentes emisoras de gases en las plataformas marinas de
producción petrolera son los equipos de combustión interna y la quema de gases.
En general las emisiones producto de estas actividades son las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOX), dióxido
de azufre (SO2) monóxido de carbono (CO), ozono y partículas suspendidas totales (PST). Se cuenta con muestreos
de emisiones de equipos en la Región Marina Suroeste (ABKATUM-A, ABKATUM-D POL-A, ABKATUM-N
como instalaciones costa afuera y la Terminal Marítima de Dos Bocas como instalación terrestre), (IMP, 1997).
En éstos complejos se analizo la descarga de emisiones de grúas, hornos de calentamiento, incineradores, modelos
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de compresión, motobombas, motocompresores, motogeneradores, quemador, rehervidor,
turbobombas, turbocompresores y turbogeneradores siendo estos los siguientes resultados.
Tabla IV.2.3.27
Complejo
Emisión de Gases por Complejo en la RMSO.
Concentración total por
complejo (ppm)
Emisión total por complejo (kg/h)
NOx Max.
SO2 Max.
NOx Prom.
SO2 Prom.
NOx Prom.
SO2 Prom.
ABKATUM-A
6,45
162,83
5,86
41,79
1740,41
5941,10
ABKATUM-D
3,48
323,40
3,09
120,93
565,21
4087,46
POL-A
3,45
164,15
3,12
33,68
736,61
4435,41
ABKATUM-N
50,40
3,92
11,81
1,53
732,31
5169,70
TMDB
2,15
28,93
0,41
2,51
1298,53
4982,11
SUMA
65,93
683,23
24,28
200,45
5073,07
24642,78
Como conclusiones en general se obtuvo que ninguno de los equipos de combustión interna localizados en
los complejos, rebasa los límites máximos permisibles de NOx y SO2 establecidos en la norma NOM-085-ECOL-1994,
sin embargo se debe considerar el aporte total de contaminantes de todos los equipos.
De las emisiones de ruido se presentes durante las fases de operación de las plataformas tipo se concluye que
los niveles de producción de ruido fueron en áreas locales de las plataformas y éstas se presentaron en niveles de
ruido diferentes. Se presentan los niveles máximos y mínimos en las plataformas tipo.
Tabla IV.2.3.28. Producción de Ruido en Plataformas Tipo en la Sonda de Campeche.
Plataforma tipo
Perforación
Producción
Enlace
Niveles (dB)
Nivel
1er Nivel
2do Nivel
3er Nivel
Máx.
97,7 - 104,1
98,4 -120,4
104 -114,8
Mín.
78,2 - 89,1
ND
ND
Máx.
100-104
98 -100
95,4 - 97
Mín.
75
85
85
Máx.
95,2 - 103,3
100,1 -108,7
Área de ruido máximo
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Tanque de balance
Separador de líquidos
Turbobombas
I
Habitacional
Mín.
88,4
76,1 - 89,2
Máx.
99-105
Turbobombas-
Mín.
85
moto-generador
Se establece que la mayoría de ruidos en plataforma que alcanzan niveles intolerables son producidos por maquinaria
de combustión interna, pero en este estudio el nivel máximo alcanzado se presentó en el tanque de separación y
el rectificador de primera etapa.
(PEP2, 1999).
La Sonda de Campeche es una de las 2 zonas más importantes para la producción primaria. Los valores de densidad
de fitoplancton expresado en célula/l en la Sonda de Campeche, efectuando por Licea, de acuerdo con la
profundidad. Las diatomeas que forman parte del fitoplancton constituyeron el grupo dominante en las áreas aledañas
a la costa: llegan a representar hasta el 100%. La proporción de diatomeas fue disminuyendo conforme hubo
un alejamiento respecto a la línea litoral, hasta alcanzar porcentajes tan bajos como 1,0% en algunos lugares.
En un trabajo de la Comisión Intersecretarial de Investigación Oceanográfica en México, se realizó el Análisis Cualitativo
y Cuantitativo de 57 muestras de Sedimento, procedentes de la plataforma Continental de la Sonda de
Campeche. Identificándose 57 especies de pelecípodos, 35 de gasterópodos y 5 de escafópodos.
Según FAO el rendimiento potencial estimado de todas las especies de la zona, exceptuando los peces pelágicos
de altamar, es del orden de 5,3-6,9 millones de ton y el rendimiento potencial de peces demersales se calcula en
2,5 millones de toneladas de las cuales más del 50% se encuentra en el Golfo de México. Para 1999 en el estado
se obtuvieron 50 930 toneladas de la captura peso vivo según las principales especies considerando 23
especies comerciales más una clasificación considerada como otras y otra clasificación de sin registro oficial. Se
debe mencionar que estas capturas representan a todo el estado y las zonas de captura esta fuera del área de
desarrollo de la actividad petrolera.
IV.4.
Construcción de Escenarios Futuros.
El proyecto de integración de los Campos Abkatún, Campo Caan, Campo Taratunich y Campo Kanaab, es el
más importante para el activo con el propósito de asegurar la recuperación óptima del valor de las reservas.
Se ha planteado la perforación de cinco pozos, la construcción de la infraestructura para la explotación de la
reserva remanente, la conclusión de la optimización del manejo superficial de hidrocarburos, el cese del envío de gas a
la atmósfera, el mejoramiento de los mecanismos de producción por medio de sistemas, y la implantación de un
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proceso de mantenimiento de presión por medio de inyección de un gas.
También el proyecto está siendo complementado mediante la adquisición de información sísmica tridimensional
(PEP, 2002).
Cambios a corto plazo (hasta cinco años).
La base de cambio del sistema principalmente radicará en las actividades antropogénicas, las cuales presentan
una tendencia a aumentar dentro de la zona de explotación y producción de PEMEX. Una de las áreas que
según programas de desarrollo irán en aumento será la Petrolera de Exploración y Producción.
Los procesos migratorios han establecido tipo de población con características propias del crecimiento, CONAPO
calcula un incremento a 233,802 habitantes para el Municipio de Cd. del Carmen (CONAPO, 2000).
La creciente actividad de la zona en general seguirá siendo fundamental para la economía nacional, siendo también
una pieza clave en el desarrollo poblacional de la región.
Para el medio ambiente en general, la industria petrolera continuamente busca ejecutar sus procesos más eficaces y
con mejores tecnologías que sean compatibles con el ambiente.
Las combinaciones de efectos sobre el medio deberán demostrar características de una zona petrolera con alta
influencia de corrientes marítimas y de vientos, los cuales se encargarán de la dispersión de contaminantes emitidos a
la atmósfera.
Cambios a mediano plazo (de 6 a 15 años).
La aplicación el aprovechamiento de los recursos petroleros deberá estar de acuerdo con el plan de desarrollo
vigente. Las perspectivas de desarrollo de la actividad petrolera en la zona presentarán grandes oportunidades
de incrementarse, dependiendo de las necesidades de hidrocarburos nacionales e internacionales.
Los proyectos de producción serán aprovechados al máximo, contrarrestando la declinación de los campos, con
la inyección de nitrógeno, adecuando el ritmo de extracción de la reserva de acuerdo con los niveles de
producción. Desde el punto de vista de perforación exploratoria, se presentará la tendencia de continuar el esfuerzo
de incorporar nuevas reservas provenientes de del descubrimiento de yacimientos nuevos (PEP, 1999).
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El factor social presentará cambios poblacionales debido al incremento de movimientos migratorios normales y a
las tendencias de emigración a las zonas costeras. (INEGI, 1990).
Según las predicciones del CONAPO en la zona se reportará un incremento poblacional de 278 593 habitantes en
el municipio para el 2010, el cual deberá ser satisfecho de servicios básicos y otros servicios anexos. También dentro
del Estado se presentarán incrementos poblacionales principalmente en los municipios costeros incluida la capital
del Estado de Campeche (CONAPO, 2000).
En el aspecto ambiental persistirá las emisiones a la atmósfera por parte del quemador de proceso, cuyas
emisiones dependerán de la producción del pozo de extracción; es importante destacar que las emisiones a la
atmósfera por parte de dicho quemador serán mínimas ya que los quemadores instalados por PEP son del tipo
ecológico y su finalidad es la disminuir al máximo las emisiones a la atmósfera.
Por otra parte la generación de residuos peligrosos y no peligrosos, habrá disminuido de manera significativa puesto
que en las únicas operaciones donde éstos se generarán será en los procesos de operación del módulo de compresión
y en menor grado en la operación del equipo de servicios auxiliares en el módulo habitacional.
Respecto al hábitat que existe en la zona del proyecto, se considera que para este tiempo las comunidades de flora
y fauna habrán recuperado sus índices de diversidad y abundancia; creando nuevos hábitats en las inmediaciones de
las subestructuras del módulo de compresión y del módulo habitacional; así como de la línea del gasoducto.
Cambios a largo plazo (de 16 años en adelante).
La zona en general presentará aspectos de desarrollo de la industria petrolera en los cuales, algunos ya abran
alcanzado su máximo de producción comenzando en algunos casos a decaer pero todavía la influencia será
importante sobre la economía nacional e internacional.
Gran parte de la infraestructura de apoyo estará cerca de ser removida acercándose al final de su vida útil,
siendo remplazada por infraestructura nueva y con mejores tecnologías de construcción y operación. El proyecto
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que posiblemente se encuentre en desarrollo para estos años será el de Campeche Oriente, dependiendo del tipo
de pozos que resulten y cuales sean sus características, el desarrollo de este proyecto presentará dos bases
importantes para su desarrollo, la perforación de 200 a 500 m de profundidad y la optimización de tecnologías para
el desarrollo en áreas ecológicamente sensibles
(PEP, 1999).
En el año 2020, el aspecto social económico será uno de los medios que probablemente tenga un
crecimiento mayormente acelerado, según tendencia de crecimiento en el estado se presentará una población total en
el Estado de Campeche de 934 105 y una tasa de crecimiento de 8,01 habitantes, en los cuales las tasas de migración
y emigración seguirán presentando una alta influencia en la población total (CONAPO, 2000).
Se contempla que el único factor persistente en el medio ambiente serán las emisiones a la atmósfera provenientes
del quemador de proceso, como se menciono anteriormente dicho quemador deberá ser integrado a un programa
de mantenimiento preventivo y correctivo para disminuir las afectaciones al medio físico.
V.
IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES, ACUMULATIVOS
Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL.
En este capítulo se analizarán e identificarán los posibles impactos ambientales, que ocasionará el proyecto
denominado “Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras de los proyectos: Abkatún Integral,
Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral” durante cada una de sus etapas.
V.1
Identificación de las Afectaciones a la Estructura y Funciones del Sistema Ambiental Regional.
V.1.1 Construcción del Escenario Modificado por el Proyecto.
Las obras contempladas en la presente Manifestación de Impacto Ambiental, se localizarán en la Sonda de Campeche, al Sur
del Golfo de México.
La principal actividad que se desarrolla en esta área es la extracción de hidrocarburos que conlleva a explotación,
producción, transportación, distribución y comercialización de dichos hidrocarburos.
Las actividades que contemplan el proyecto en sus distintas etapas, Instalación, Operación, Mantenimiento y Abandono del
Sitio, se adaptarán a las políticas de calidad recomendadas por PEP, acordes con las instalaciones existentes en la zona.
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I
Con base en el desarrollo del Capítulo IV, en donde se describió el escenario ambiental actual, se puede apreciar un
ecosistema estable y que ha compartido espacios con instalaciones de la industria petrolera por más de 25 años, similares a
las obras que se instalarán y que han sido descritas en el Capítulo II de la presente Manifestación de Impacto Ambiental; de
esta forma se aprecia que los constituyentes de los elementos ambientales que se podrían ver afectados con las actividades
del proyecto son:
Ø La vegetación marina presente, cuyo componente principal es el fitoplancton constituido por microalgas.
Ø La fauna, representada por especies marinas del zooplancton, bentos y nectón.
Las diferentes obras contempladas en cada uno de los campos integrales; así como los equipos, estructuras y dispositivos
han sido diseñados con las recomendaciones de calidad, seguridad y protección al ambiente, establecidos en los códigos
y normas, se espera que el escenario ambiental actual no se modifique por la realización del proyecto, ni existan
cambios importantes en el ambiente.
El compromiso de PEP es la operación de sus instalaciones, sin afectar el entorno ambiental, inculcando una conciencia
y responsabilidad a su personal y a las compañías contratistas, en materia de seguridad industrial y de protección ambiental.
La zona donde se pretende instalar la nueva infraestructura corresponde a un área modificada por la actividad
petrolera, encontrándose actualmente Plataformas de Perforación, Plataformas de Producción, Plataformas de
Compresión, Plataformas de Enlace y Plataformas Habitacionales correspondientes a los Campos Abkatún, Caan, Kanaab
y Taratunich; Ver Figura V.1.1.1 Localización de Campos en la Sonda de Campeche.
Entre las estructuras a instalar se encuentran: Perforación de cinco pozos, instalación de un Módulo Habitacional en
Octápodo Caan-A, instalación de un Tetrápodo para Módulo de Compresión y Servicios Auxiliares a 100 m de Caan-A,
instalación de un Gasoducto de 11,6 km y 16” de diámetro de Abkatún –A hacia Caan-A; así mismo se considera la instalación
de Trípodes de apoyo y Puentes de Enlace. Tabla V.1.1.1 presenta las obras mencionadas en cada uno de los campos
integrales; así como la superficie requerida por éstos.
Campo Abkatún
Obra
Tipo
Tabla V.1.1.1 Descripción de Obras y Superficies.
Cantidad
Instalación Superficie Total
Unitaria km2 Requerida km2
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Plataforma de Perforación (Abkatún-B)
Octápodo
1
0,001240
0,001240
Reparación Pozo (Abkatún-H)
Octápodo
1
0,001274
0,001274
Taponamiento de Pozos
Octápodo
16
0,001240
0,01984
Trípode
3
0,0003
0,0009
---
1
0,001485
0,001485
Soporte para Puente de Enlace
Puente de Enlace
0,032839
Superficie Requerida Campo Abkatún
Instalación Módulo de Compresión
Instalación de Módulo Habitacional en
Octápodo Caan-A
Plataforma de Perforación (Caan-A)
Puente de Enlace
Gasoducto
Campo Caan
Tetrápodo
1
0,001
0,001
Octápodo
1
0,000966
0,000966
Tetrápodo
1
0,000966
0,000966
---
1
0,0003
0,0003
11,6 km Longitud X 0,013 km Derecho de Vía
0,1508
0,154032
Superficie Requerida Campo Caan
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
Continuación Tabla V.1.1.1 Descripción de Obras y Superficies.
Campo Kanaab
Plataforma de Perforación (Abkatún-H) Octápodo
1
Superficie Requerida Campo Kanaab
Campo Taratunich
Plataforma de Perforación (Taratunich
Trípode
2
201)
Reparación Pozo (Taratunich-TD)
Trípode
3
Superficie Requerida Campo Taratunich
0,001274
0,001274
0,001274
0,000441
0,000169
0,000882
0,000507
0,001389
0,189534
Superficie Total
Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.
V.1.2. Identificación y Descripción de las Fuentes de Cambio, Perturbaciones y
Efectos.
Considerando la zona donde se realizará el proyecto, los elementos del ambiente que pueden verse afectados por alguna de
las acciones del proyecto son:
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Elementos Ambientales.
Ø Atmósfera.
Ø Medio Acuático.
Ø Sedimento Marino.
Ø Biota.
Ø Medio Socioeconómico.
El desarrollo de este proyecto se llevará a cabo en tres etapas que son:
Preparación e Instalación; Operación y Mantenimiento; y finalmente la etapa de Abandono del Sitio.
A continuación se describen en forma general las Fuentes de Cambio (actividades del proyecto) que se realizarán en las
diferentes etapas del proyecto, arriba mencionadas, y que pueden causar algún impacto sobre los componentes
ambientales indicados en la Tabla V.3.1.1 y Tabla V.3.1.2.
Fuentes de Cambio.
Ø Emisión de gases de combustión por el uso de motores de combustión interna y operación del quemador.
Los gases de combustión serán generados por el movimiento de las embarcaciones requeridas en la instalación,
perforación, operación, mantenimiento y abandono del sitio; así como por los generadores de energía eléctrica, y otros
equipos accionados por motores de combustión interna (grúas de pedestal y bombas contra incendio).
Las emisiones por la operación del quemador se presentarán cuando se realice la medición de un pozo y por alguna razón
la producción no se pueda integrar con el resto y requiera quemarse, también puede presentarse durante la perforación de
pozos cuando se requiera quemar fluidos de control o hidrocarburos obtenidos durante la estimulación de los pozos.
Ø Emisión de ruido por funcionamiento de maquinaria y equipo.
La emisión de ruido por equipo y maquinaria será generada por el funcionamiento de la misma, alguna de esta maquinaria
operará en forma continua mientras que otra lo hará de manera intermitente.
Ø Descarga de aguas negras y aceitosas.
Las aguas negras se generarán por actividades propias del ser humano (regaderas, sanitarios, lavandería, cocina), y las
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I
aguas aceitosas son generadas principalmente durante el aseo de las cubiertas de las plataformas y en el mantenimiento
de equipos. La descarga al mar de estas corrientes se realiza previo tratamiento mediante el empleo de platas de
tratamiento paquete que cumplen con las normas ambientales vigentes.
Ø Descarga de desechos sólidos.
Los residuos sólidos pueden ser clasificados en peligrosos y no peligrosos basándose en el listado, características y
límites permisibles señalados en la Norma NOM-052-ECOL-1993. Todos los residuos sólidos generados, a excepción de
los alimenticios, serán almacenados temporalmente en recipientes para su envío a tierra y posterior tratamiento, por tanto
la descarga de estos desechos al mar únicamente se presentaría de forma accidental.
La presencia de residuos sólidos peligrosos en el mar puede alterar la turbidez del agua por la introducción de particulados
que permanezcan en suspensión. Los residuos no peligrosos no alterarían la calidad del agua ni el comportamiento de
las especies presentes por alguna acción física o química, ya que no serían integrados a la bióta pero tendrían un efecto desde
el punto de vista estético y contrario a la política ambiental de PEP.
Ø Derrame de recortes de perforación (este incidente solo se presentaría durante la perforación de pozos).
Los lodos de perforación, usados durante la perforación de los pozos, se utiliza principalmente para mantener la estabilidad
del agujero que se perfora y acarrear los recortes de formación a la superficie. Los fluidos se almacenan en las plataformas
para su reuso, los recortes también se almacenan temporalmente para su envío a tierra y posteriormente a tratamiento.
Ø Derrame de hidrocarburos.
Puede presentarse derrame de hidrocarburos en los casos remotos y extremos de: Pozos fuera de control, ruptura de la
tubería por sobrepresión, accidentes de anclado o por fallas de los soportes de los cruzamientos (sacos de arena cemento) y
por derrame accidental en el vaciado de pozos durante la etapa de abandono del sitio.
Ø Derrame de productos usados durante el mantenimiento.
Durante el mantenimiento de las estructuras y la parte superficial del gasoducto de transporte se manejan sustancias
y compuestos como: recubrimientos, solventes, grasas, aceites lubricantes y pinturas, que pudieran derramarse accidentalmente.
Ø Tendido de gasoducto.
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I
Para evitar que cualquier fenómeno en el fondo del mar llegue a afectar al gasoducto, se procede a excavar una zanja con
un dispositivo denominado “arado”, el cual corta la zanja y la limpia, saca el lodo debajo de la tubería, entierra ésta
e inmediatamente acumula el lodo sobre la misma para cubrirla, este procedimiento se realiza a todo lo largo de la trayectoria
del gasoducto.
Debido al movimiento que se realiza sobre el lecho marino removiendo sedimentos, se puede afectar de forma temporal la
turbidez en el lugar en que se trabaja en ese momento, modificando las condiciones de luminocidad en forma instantánea.
Ø Cimentación de plataformas.
La cimentación de las plataformas se realiza mediante martillos que golpean la parte superior de los pilotes hasta el
enterramiento deseado, provocando por el golpeteo que el sedimento marino de los alrededores se remueva ligeramente.
Ø Anclado de embarcaciones.
Las embarcaciones requeridas en la Instalación y Abandono del Sitio para el transporte de materiales, personal e
insumos, requerirán en algunos casos anclarse para fijar su posición para maniobrar, cargar y descargar. No así en la etapa
de Operación y Mantenimiento en la que por seguridad las operaciones de este tipo se llevan a cabo controlando
las embarcaciones con sus medios de propulsión.
Ø Descarga de agua de prueba hidrostática.
Se utiliza agua de mar para realizar esta prueba en el gasoducto de transporte; así como en los equipos y tubería
superficial, misma que se regresa al mar una vez concluida la prueba hidrostática. Dado que las condiciones del agua de mar
no se modifican se considera un cambio Poco Significativo, debido a partículas desprendidas del interior de las tuberías.
Ø Ingresos por ventas.
Cuando se realice la comercialización de los hidrocarburos extraídos de los Campos Abkatún, Caan, Kanaab y Taratunich
se generarán ingresos captados por la venta de los mismos.
Ø Generación de empleo.
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I
Durante la Instalación, Perforación y Abandono del Sitio se producirá una demanda baja de mano de obra en forma temporal,
la cual será cubierta con personal especializado llevado por las compañías contratistas.
V.1.3 Estimación Cualitativa y Cuantitativa de los Cambios Generados en el Sistema Ambiental Regional.
La estimación de los cambios generados en el sistema ambiental se realizará de manera cualitativa considerando los
siguientes criterios:
Ø Volumen o cantidad de material (emisiones a la atmósfera, líquidos o sólidos) que se pondrá en contacto con los
elementos del ambiente.
Ø Duración del evento que genera el impacto (fuente de cambio).
Ø Las diferentes especies (biota) presentes y su abundancia en la zona.
Ø En el aspecto socioeconómico, afectación a uno o más estados del país.
Ø Medidas de mitigación naturales y operativas para cada actividad.
Se analizará cada etapa de ejecución del proyecto por separado, y en cada
una de ellas todos los Elementos Ambientales y el efecto que cada Fuente de Cambio (actividades del proyecto) tendrá sobre
los mismos. El cambio o
Impacto de cada actividad sobre cada elemento ambiental se calificará con
respecto a:
Ø Naturaleza.
Ø Magnitud.
Ø Duración.
Ø Reversibilidad.
Ø Importancia.
Cada uno de estos aspectos tiene diferentes niveles, los cuales tienen una codificación, y cuya definición nos habla de
diferentes afectaciones en sentido positivo o negativo, en el tiempo y en el espacio. Analizando la interacción entre la actividad y
el elemento ambiental se le puede asignar un nivel para cada uno de los aspectos listados arriba, lo que da la clasificación
de dicho impacto. En el siguiente apartado en el punto se describe con mayor detalle los aspectos considerados en la
calificación de los impactos.
V.2.
Técnicas para Evaluar los Impactos Ambientales.
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I
La valoración de los impactos en el ambiente depende de una adecuada identificación de los cambios potenciales al entorno,
por lo que se hace necesario conocer los objetivos, así como todas las actividades que se realizarán en cada una de las
etapas del proyecto.
Es indispensable conocer el estado actual de las características físicas, biológicas, sociales y económicas del área del
proyecto, además de las restricciones ambientales, el ordenamiento ecológico, la vinculación con los planes de desarrollo
federal, estatal y municipal.
Con respecto al uso del suelo de los sitios involucrados, ya que esto constituye la base para la elaboración de la matriz
de interacción proyecto-ambiente, donde el análisis de estos aspectos proporcionará los elementos necesarios para
la identificación, evaluación e interpretación de los impactos al medio.
Las perturbaciones generadas en el medio marino y terrestre pueden seguir varias rutas de acuerdo con la naturaleza de la
obra, el impacto y las características del ambiente, por lo que se deben seleccionar las técnicas de identificación de
impacto ambiental más adecuadas.
Las Técnicas Determinadas para la Evaluación de este Proyecto son:
Ø Técnica de Listado Simple o Check List.
Ø Matriz de Interacción Proyecto-Ambiente (Matriz Leopold).
V.2.1 Técnica de Listado Simple.
Con esta técnica se realiza una identificación general de los impactos, las acciones de la obra que afectarán y los
factores ambientales afectados identificados. Para desarrollar esta técnica se realizan reuniones con el grupo de trabajo
que interviene en el estudio para analizar cada una de las acciones del proyecto y determinar los impactos potenciales (positivos
y negativos) a los diferentes factores ambientales.
Esta técnica consiste en la construcción de dos tablas:
En la Tabla V.3.1.1 se indican las acciones que la obra requiere para su desarrollo y enlace con los factores ambientales.
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Ø En la primera columna se indican las diferentes etapas en las que se subdivide el proyecto.
Ø En la segunda columna se colocan las actividades que se llevarán a cabo para desarrollar todo el proyecto, las
cuales se agrupan de acuerdo con su naturaleza, a fin de hacer manejable la tabla sin que pierda su representatividad
y objetividad.
Ø En la tercera y cuarta columnas, se evalúan si las actividades impactarán uno o varios componentes ambientales.
Ø Finalmente se hace una breve discusión de la tabla.
En la V.3.1.2 se analizan los factores ambientales:
Ø En la primera columna se listan los factores ambientales que pudieran ser modificados.
Ø En la segunda columna se colocan los componentes de cada uno de los factores que puedan sufrir alteración.
Ø En la tercera y cuarta columna se determinan si los componentes ambientales tienen o no, relación con la obra.
Ø Por último, se hace una breve discusión de la tabla.
Las acciones de la obra que afectarán y los factores ambientales afectados identificados a partir de esta técnica se emplean
para la segunda evaluación (Matriz de Interacción).
V.2.2. Matriz de Interacción Proyecto-Ambiente (Matriz Modificada de Leopold).
El empleo de la matriz de interacción proyecto-ambiente, obedece fundamentalmente a la facilidad que se tiene para manejar
las diferentes acciones de la obra con respecto a los diversos componentes ambientales del área del proyecto.
De esta manera se pueden identificar y evaluar adecuadamente las interacciones resultantes y, posteriormente, determinar
los impactos ambientales.
Esta matriz se basa en la Técnica de Listado Simple, descrita anteriormente, de la cual se tomaron en cuenta los
componentes ambientales y las acciones de la obra que podrán tener impacto.
La técnica consiste en interrelacionar las acciones de la obra (columnas), con los diferentes factores ambientales
(filas). Posteriormente, se describen cada una de las interacciones de acuerdo con los siguientes criterios:
Ø Naturaleza del Impacto.
Ø Magnitud.
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Ø Duración.
Ø Reversibilidad.
Ø Importancia.
Ø Minimización.
Los criterios de evaluación se describen a continuación:
1.
Naturaleza del Impacto. Se analiza si la acción del proyecto deteriorará o mejorará las características del
componente ambiental, esto es, si el impacto será:
Ø Benéfico (+).
Ø Adverso
2.
(-).
Duración del Impacto. Se considera la permanencia del impacto con relación a la actividad que lo genera, de acuerdo
con los siguientes criterios.
Ø Temporal: El efecto del impacto dura el mismo tiempo que la actividad que lo genera y hasta un año después de que
termine la actividad.
Ø Prolongado: El efecto del impacto dura más tiempo que la actividad que lo genera (de uno a diez años).
Ø Permanente: El efecto del impacto permanece en el componente ambiental afectado por un tiempo mayor a diez años.
3.
Reversibilidad: Se evalúa si la alteración causada por los impactos generados por la realización del proyecto sobre
el medio natural puede ser asimilada por el entorno debido al funcionamiento de procesos naturales de la sucesión ecológica y
de los mecanismos de autodepuración del medio.
En función de estos criterios los impactos se consideran:
Ø Reversible: Cuando las condiciones del componente ambiental se restablecen al término de la acción.
Ø Irreversible: Cuando el componente ambiental no recupera sus características originales.
4.
Magnitud: Extensión del impacto con respecto al área de influencia a través del tiempo, expresada en
términos cuantitativos, se consideran los siguientes aspectos:
Ø Puntual: El efecto se presenta directamente en el sitio donde se ejecuta la acción y dentro de los 230 015 km2
que correponden al polígono que abarca la superficie total correspondiente al proyecto.
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Ø Local: El efecto se presenta fuera del área del proyecto y hasta 10 km.
Ø Regional: El efecto se presenta a más de 10 km del sitio donde se ejecutará la acción y dentro del área de influencia
del proyecto.
5.
Importancia: Se evalúan cada uno de los impactos detectados considerando los valores de los criterios
anteriormente descritos y se asigna una calificación al impacto de acuerdo con los siguientes valores cualitativos.
Ø No Significativo
(1).
Ø Poco Significativo (2).
Ø Significativo
6.
(3).
Minimización del Impacto. Se consideraron los siguientes dos parámetros:
Ø Mitigable: El impacto puede ser minimizado mediante la aplicación de medidas correctivas sobre las acciones necesarias
para el desarrollo del proyecto.
Ø No Mitigable: El impacto no puede ser minimizado mediante medidas correctivas.
Para manejar adecuadamente los diferentes criterios antes mencionados se construirá una matriz de interacción
proyecto-ambiente de la siguiente manera:
1.
En los renglones de la matriz se indican los factores ambientales y sus componentes, los cuales se obtuvieron aplicando
la Técnica de Listado Simple.
V.3
2. En las columnas se colocan las acciones de la obra identificadas con la Técnica de Listado Simple.
Impactos Ambientales Generados.
V.3.1 Identificación de Impactos.
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Técnica del Listado Simple.
En la Tabla V.3.1.1 se muestran las tres etapas para llevar a cabo el proyecto, las cuales son: Instalación de plataformas y
ductos; Operación y Mantenimiento y finalmente Abandono del Sitio. Asimismo se listan las actividades que la obra requiere
para su ejecución y las que podrían alterar a uno o varios de los componentes ambientales.
En la Tabla V.3.1.2 se encuentran los factores ambientales y sus componentes específicos que podrían ser afectados por
las acciones de la obra.
De acuerdo con la Técnica de Listado Simple se identificaron en total 7 factores ambientales con 31 componentes susceptibles
de ser modificados.
El análisis indica que 15 (48,38%) de los componentes ambientales podrían tener impactos potenciales, mientras que los
restantes 16 (51,62 %) no serán alterados por las acciones de la obra.
Tabla V.3.1.1 Listado de las Etapas y Actividades que podrían causar Impactos Ambientales durante el desarrollo del Proyecto.
Etapa
Actividad
Si
No
Módulos
Construcción de Subestructura y Superestructura
X
Inspección del Sitio
X
Colocación de la Subestructura
X
Colocación de la Superestructura
Instalación de Equipos y Puentes de Enlace en
Módulo
X
Soldadura de Tuberías
X
Ductos
X
X
Inspección Radiográfica
Instalación
Impacto
Tendido de Líneas
X
Refuerzos en la Tubería
X
X
Corrida de Diablos
Prueba Hidrostática
X
Enterrado de Tubería
X
Acolchonamiento en Cruces
X
Uso de Embarcaciones, Maquinaria y Equipo
X
Contratación de Personal
X
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Perforación
X
Traslado Plataformas Móviles
Operación y Mantenimiento
Abandono del Sitio
Ubicación Plataformas Móviles
X
Operación Plataformas de Perforación
X
Reparación de Pozos
Operación y Mantenimiento Módulo de
Compresión
Operación y Mantenimiento Módulo Habitacional
X
Operación y Mantenimiento Gasoducto
X
Mantenimiento de Puente de Enlace
X
Uso de Embarcaciones
Desmantelamiento de superestructuras de
módulos y equipo
Desmantelamiento de Subestructuras
X
Desmantelamiento de Gasoducto
X
Uso de Embarcaciones, Maquinaria y Equipo
X
Taponamiento de Pozos
X
X
X
X
X
Tabla V.3.1.2 Listado de Factores y Componentes Ambientales que
podrían ser alterados por la Instalación Proyecto.
Factor Ambiental
Aire
Ruido
Sedimento Marino
Agua Marina
Flora Marina
Componente
Calidad del aire
Visibilidad
Olores
Niveles de Ruido
Características Fisicoquímicas
Procesos de Sedimentación
Afectaciones al Relieve
Calidad
Turbidez
Usos
Diversidad
Abundancia
Distribución
Diversidad
Abundancia
Si
X
X
X
X
X
X
X
X
Fitoplancton
Zooplanctón
X
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Afectación
No
X
X
X
X
X
X
I
Distribución
Fauna Marina
Socioeconómico
Necton
Diversidad
Abundancia
Distribución
NOM-059-ECOL-2001
X
X
X
X
Diversidad
Abundancia
Distribución
NOM-059-ECOL-2001
Empleo
Economía Nacional
Calidad y Estilo de Vida
Demanda de Servicios
Actividad Pesquera
Salud Laboral
Patrones Culturales
X
Bentos
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
MATRIZ IDENTIFICACIÓN IMPACTOS AMBIENTALES
ARCHIVO EXCEL
INSERTAR
MATRIZ IDENTIFICACIÓN IMPACTOS AMBIENTALES
ARCHIVO EXCEL
INSERTAR
Con base en los resultados de la Tabla V.3.1.3 Matriz de Leopold Modificada de Identificación de Impactos Ambientales y
su Análisis, se detectaron un total de 130 interacciones potenciales del proyecto sobre factores ambientales, de los cuales
41 (31,54 %) son benéficos y 89 (68,46 %) adversos. En la tabla V.3.2.4 se muestra el total de impactos benéficos y adversos
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que se podrían presentar durante el desarrollo de presente proyecto.
Tabla V.3.2.4 Total de Impactos benéficos y adversos por etapa de proyecto.
Impactos
Etapas del proyecto
Benéficos
Adversos
Total
Cantidad
%
Cantidad
%
Cantidad
%
Etapa de Preparación e Instalación
15
11,55
53
40,77
68
52,32
Operación y Mantenimiento
21
16,15
20
15,39
41
31,54
Abandono del Sitio
5
3,84
16
12,30
21
16,14
Total
41
31,54
89
68,46
130
100
La etapa que presenta un mayor número de impactos es la Preparación e Instalación de Módulos, Gasoducto y la Perforación
de Pozos con un
52,32 %, seguido por la etapa de Operación y Mantenimiento con un
31,54 % y por último la etapa Abandono del Sitio con un 16,14 %.
Etapa de Instalación de Módulos y Gasoducto.
La Gráfica V.3.2.1 muestra que durante la etapa de Preparación e Instalación las acciones que más impactos adversos
podrían generar sería las de tendido y enterrados de tubería (38 %), colocación de la subestructura
(38 %) y la ubicación de plataformas (24 %) principalmente.
Gráfica V.3.2.1 División Porcentual de Impactos Adversos por Acción del Proyecto
(Preparación e Instalación).
La Gráfica V.3.2.2 muestra los componentes ambientales afectados por las acciones que se desarrollarán para la instalación
de plataformas, gasoducto y la preparación de las plataformas móviles, siendo alterada la calidad del aire (24 %) y el nivel
sonoro con un 22 %, en este caso la afectación tiene relación con las actividades de colocación de subestruturas y tendido
y enterrado de tubería; así como la instalación de las Plataformas Móviles. Otros de los componentes que resulta afectado es
la calidad del agua marina (22) %.
Gráfica V.3.2.2 División Porcentual de Impactos por Componente Ambiental
(Preparación e instalación).
El 32 % de impactos en factores socioeconómicos corresponde a impactos benéficos en cuanto a empleo.
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La mayoría de los impactos adversos que se presentarán serán temporales, no significativos, reversibles, mitigables y puntuales.
Los impactos benéficos en el factor socioeconómico serán significativos, prolongados y de efectos regionales.
Etapa de Operación y Mantenimiento.
El mayor número de impactos adversos identificados tendrán lugar durante esta etapa, principalmente por la operación de
las Plataformas de Perforación con un
33 %, Reparación de Pozos con un 21 %, Operación de Módulo de Compresión con el 25 % y finalmente por el uso
de Embarcaciones con un 21 %; sin embargo se generarán impactos benéficos, temporales, significativos y regionales por
la operación del Activo Abkatún.
En la gráfica V.3.2.3 se muestra el total de impactos por acciones de las obras durante la etapa de operación y mantenimiento.
Gráfica V.3.2.3 División Porcentual de Impactos Adversos por Acción del Proyecto
(Operación y Mantenimiento).
Los componentes ambientales que resultarían afectados durante esta etapa serán: Calidad de Aire (18 %), Niveles de Ruido
(27 %), Calidad del Agua (23 %). Los impactos adversos en su mayoría son no significativos, temporales, mitigables y
reversibles. Cabe señalar que durante esta etapa se presentarán importantes impactos benéficos en los
aspectos socioeconómicos como la economía nacional (32%) y demanda de servicios.
Gráfica V.3.2.4 División Porcentual de impactos por componente ambiental (Operación).
Etapa de Abandono del Sitio
Durante esta etapa las acciones que provocan afectaciones adversas al ambiente es el Desmantelamiento de Superestructura
de Módulos y Desmantelamiento de la Subestructura con un 32 %, uso de embarcaciones con un 18 %, desmantelamiento
de Gasoducto con un 18 % y finalmente el Taponamiento de Pozos con un 32 %.
Los componentes ambientales durante esta etapa para la calidad del aire, niveles de ruido y economía nacional representan un
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I
35 %, 29 % y 36 respectivamente.
Balance Global.
De acuerdo a la Matriz de Identificación y de Evaluación de Impactos Ambientales para las obras de los proyectos:
Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral se obtuvieron 130 interacciones de las cuales 31,54 %
(41) representan los impactos benéficos, mientras que el 68,46 % (89) corresponden a los impactos adversos identificados para
las presentes obras.
De este 68,46 % de impactos adversos al 49,22 % (64 interacciones) se les puede aplicar medidas preventivas para mitigar
o disminuir los impactos ambientales al proyecto; dichas mediadas de mitigación consisten en buenas practicas de
ingeniería, aplicación de los programas y procedimientos con los que cuenta Pemex Exploración y Producción; así como
el cumplimiento de las Normas Oficiales Mexicanas y demás aplicaciones ecológicas que regulen las actividades contempladas
en cada uno de los rubros de la presente manifestación de impacto ambiental.
El restante 19,24 % (25 interacciones), no se les puede aplicar medidas de mitigación ya que son impactos que ocasionarán
un cambio significativo en la dinámica del ecosistema marino.
De éste 19,24 % se consideran impactos adversos temporales debido a que una vez concluidas las obras ya sea de
preparación, construcción, operación y abandono los factores ambientales volverán a recuperar sus condiciones originales Ver
Gráfica V.3.2.7.
V.3.2 Evaluación de los Impactos Ambientales.
Cuadro de
texto:
Temporales
El análisis y discusión de los impactos ambientales identificados se realizó por factor ambiental de acuerdo con la Matriz
de Leopold Modificada de Identificación y Evaluación de Impactos Ambientales.
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Una vez identificados los impactos ambientales, se procederá a describir únicamente los más relevantes para cada etapa
del proyecto según el orden de importancia que tiene cada uno de ellos (componente ambiental y actividades del
proyecto) basándose en los resultados de la matriz de interacción y en función de los criterios de evaluación establecidos.
A continuación se describen los impactos ambientales identificados para cada una de las siguientes etapas: Etapa de
Preparación y Construcción, Etapa de Operación y Mantenimiento y finalmente para la Etapa de Abandono; para cada uno de
los Campos Integrales.
CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.
Las obras contempladas para este campo son las siguientes:
Ø Perforación Pozo 57D.
Ø Reparación Pozo 223.
Ø Taponamiento de 16 Pozos.
Ø Instalación de un Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B.
A continuación se describen los impactos identificados para las obras integrales de este campo de acuerdo a las
etapas que constituye el proyecto.
ETAPA DE PREPARACIÓN Y CONSTRUCCIÓN.
“Perforación de Pozo 57D, Reparación Pozo 223, Taponamiento de 16 Pozos”
Para esta etapa se utilizara el equipo empaquetado No. 4044 (Octápodo Abkatún-B) para la perforación del Pozo 57D;
mientras que para la reparación del Pozo 223 se utilizará el equipo empaquetado No. 4043 (Octápodo Abkatún-H). Por otro
lado durante el taponamiento de los pozos éste se llevará de acuerdo a los conductores de los cuales procedan los pozos
a taponar.
Las estructuras de apoyo (Octápodo Abkatún-B y Abkatún-H) brindan todos los servicios y deberán de contar con
sistemas anticontaminantes como son: planta de tratamiento de aguas negras, planta de tratamiento de aguas aceitosas, planta
de ósmosis inversa para la desalinización de agua de mar. Además de contar con incinerador de residuos no peligrosos,
triturador de alimentos, reciclaje de chatarra por medio de barcazas, compactadora de residuos y se da mantenimiento continuo
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a toda la maquinaría de combustión interna.
De acuerdo a lo mencionado anteriormente durante la etapa de preparación y construcción no se llevará a cabo actividad
alguna, por lo que no se presentará ningún impacto generado sobre los atributos ambientales por el desarrollo de estas obras.
“Instalación de un Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y
Abkatún-B”.
Para esta actividad se requerirá de chalanes para el transporte de los trípodes y de los puentes de enlace, así como de
barcos grúa, remolcadores, barcos de transporte de materiales y de personal.
Se contempla la instalación de tres trípodes de apoyo y un puente de enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B con
una longitud de 495 m.
A continuación se hace una descripción de los impactos ambientales identificados, donde se describe el factor ambiental
afectado y las acciones del proyecto que lo modifican.
Factor Ambiental.
Aire.
Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo.
Impacto Identificado.
Los impactos identificados que afectan a la atmósfera durante esta etapa se consideran poco significativos, mitigables,
temporales, reversibles y locales; esto se debe a que durante las maniobras de colocación de trípodes y puentes de enlace
se emitirán emisiones producto de la combustión de los motores de dichas embarcaciones, las cuales desaparecerán al término
de esta actividad.
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Factor Ambiental.
Ruido.
Ø Nivel.
Acciones del Proyecto.
Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo.
Durante el incado de pilotes y asentamiento de la subestructura se incrementaran considerablemente los niveles de ruido
del entorno ocasionando un impacto significativo, mitigable, temporal, reversible y local.
Factor Ambiental.
Agua Marina.
Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo.
La calidad del agua durante esta etapa sufrirá un impacto significativo, mitigable, temporal, reversible y local como resultado de
las actividades al momento de realizar la colocación de la subestructura en el fondo marino y por las actividades
complementarias como son soldado de estructuras, colocación de superestructura, colocación de puente e interconexiones.
Factor Ambiental.
Medio Biótico.
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Ø Abundancia.
Acciones del Proyecto.
Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo.
Con la limpieza del fondo marino como parte de la preparación del terreno para asentar la subestructura se modificaran
los refugios existentes para los organismos séciles que no tendrán la oportunidad de migrar hacia otros sitios por presentar
baja movilidad por lo que se considera un impacto significativo, no mitigable, temporal, irreversible y local.
Es importante destacar que la flora y fauna nativa del sitio ha sido desplazada constantemente por las diversas actividades que
se llevan en este sitio, por lo que la existente se caracteriza por tener adaptaciones a los diferentes hábitats existentes en la región.
Factor Ambiental.
Medio Socioeconómico.
Ø Empleo.
Acciones del Proyecto.
Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo.
Con la puesta en marcha del presente proyecto se generarán nuevas fuentes de trabajo, por lo que se considera
significativo, temporal, reversible y regional; la estancia que se empleará al personal que participa depende fuertemente del
tiempo que duren las actividades que se contemplan para la obra civil.
ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.
Durante la etapa de operación las actividades a desarrollar se basarán en la Perforación del Pozo 57D, Reparación del Pozo 223
y Taponamiento de Dieciséis Pozos.
“Operación de Plataformas de Perforación, Reparación de Pozos y Taponamiento de Pozos”.
Factor Ambiental.
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Aire.
Ø Calidad.
Ø Olores.
Acciones del Proyecto.
Ø Operación de Equipos de Perforación.
Ø Reparación de Pozos.
Impacto Identificado.
Durante la Perforación del Pozo 57D y la Reparación del Pozo 223; se tendrán emisiones de gas amargo con mezcla de
ácido sulfhídrico producto de la perforación y extracción del crudo alterando las condiciones originales en la calidad del aire en
el sitio del proyecto.
Durante la etapa de operación se utilizará gas y diesel básicamente como combustibles para el funcionamiento de los
diferentes equipos con los que contarán los equipos de perforación, la combustión provocará emisiones contaminantes a
la atmósfera, compuestos principalmente por NOx, CO, SO2 y Partículas Suspendidas Totales (PST).
En esta misma etapa existirá una fuente de emisiones a la atmósfera producto del quemador que será instalado en las
plataforma de perforación los cuales serán los encargados de quemar el gas, produciendo óxidos de nitrógeno (NOx) y dióxido
de azufre (SO2) principalmente.
El impacto se calificó como adverso no significativo, ya que al elevarse la cantidad de gases y partículas contaminantes en
la atmósfera se modificará la calidad del aire en la zona; sin embargo dadas las características de dirección y velocidad de
los vientos marinos estas no ocasionaran un desequilibrio ecológico por un efecto de dilución.
El impacto por la operación de los diferentes equipos auxiliares y quemadores se evaluó como temporal, ya que los
mismos operarán durante la vida útil del proyecto, a excepción cuando se realicen las actividades de mantenimiento o libranza.
Durante el mantenimiento de equipos empaquetados se llevarán a cabo actividades como el sandblasteo, esmaltado,
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pintura, soldadura, oxicorte, entre otras, los equipos utilizados para realizar estas acciones emitirán gases y partículas que
pueden contaminar el ambiente.
Para las actividades de mantenimiento, el impacto se evaluó como temporal e intermitente ya que la generación de
contaminantes será solamente durante la realización de las actividades, las cuales tendrán un estricto control de de los
materiales empleados para evitar la contaminación al medio marino.
El impacto se evaluó como reversible ya que al término de la vida útil del proyecto se eliminará la generación de
emisiones provocadas por la combustión de gas natural y el diesel, aunado a esto el viento será un factor determinante para que
la calidad del aire restablezca sus condiciones originales.
Para las actividades de mantenimiento el impacto se evaluó como puntual ya que las emisiones se generarán en los barcos
que se utilizarán como servicios de apoyo así como en la maquinaria y equipos que se utilizarán para realizar las
diferentes actividades.
De acuerdo a estudios realizados en los complejos Abkatun-A, Abkatun-D,
Abkatun-N y POL-A indican que las emisiones generadas por los diferentes equipos de las plataformas se encuentran dentro
de los límites permitidos en la normatividad ambiental (NOM-O85-ECOL-1994), cabe destacar que esta norma regula la emisión
de gases provenientes de fuentes fijas y que puedan alterar la calidad del aire ambiental, con base a dichos resultados
se demuestra que este tipo de actividades no ocasionan un desequilibrio ecológico.
Derivado de dicho estudio se concluye que en ningún momento las concentraciones de SO2 emitidas por los quemadores
rebasan los límites máximos permitidos en la NOM-022-SSA1-1993, esta afirmación es válida tanto para la dispersión de 24
h como para la anual.
De acuerdo con lo anterior se evaluó el impacto como no significativo para la operación de equipos de perforación y
poco significativo para la operación de quemadores.
Las emisiones generadas por el mantenimiento y el uso de embarcaciones se evaluaron como no significativo, considerando
que la maquinaria y equipo se encontrará en condiciones óptimas de operabilidad y que además contarán con
sistemas anticontaminantes.
Aunado a esto, estos gases se producirán en áreas abiertas donde los mismos serán diluidos y dispersados
inmediatamente después de generarse.
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Factor Ambiental.
Ø Ruido (Niveles).
Acciones del Proyecto.
Ø Operación de Equipos de Perforación.
Ø Reparación de Pozos.
Impacto Identificado.
Durante la etapa de perforación del Pozo 57D y la Reparación del Pozo 223 se incrementara de manera significativa los niveles
de ruido en el área del proyecto producto de las diferentes etapas de perforación; así mismo en la operación de los
diferentes equipos como las turbobombas, turbocompresores, motobombas, entre otros, localizados en los diferentes niveles
de los equipos de perforación, así como los equipos con lo que cuentan las diferentes embarcaciones serán una fuente
constante de generación de ruido.
El impacto se evaluó como adverso poco significativo ya que algunos equipos como lo son las turbobombas y
turbocompresores producirán ruido continuo equivalente o superior a los 90 dB, el cual podría ser un factor de afectación para
los trabajadores por ser éstos los receptores directos en los sitios donde se genere durante sus jornadas laborales.
Los equipos y maquinarias de las plataformas operarán durante los 365 días del año en forma constante, sólo pararán cuando
se realice el mantenimiento de los mismos, por lo tanto el impacto se evaluó como temporal durante la vida útil del proyecto.
El impacto para este componente se evaluó como reversible en las áreas donde se estarán generando continuamente niveles
de ruido superiores a 90 dB, es importante que el personal que labora en estas áreas cuente con el equipo de protección
auditiva de acuerdo a lo establecido por la Secretaría del Trabajo y Previsión Social.
Durante la operación de la plataforma de perforación el ruido estará circunscrito al área que ocupará cada plataforma y área
de máquinas de las embarcaciones, por lo tanto el impacto se evaluó como puntual.
Factor Ambiental.
Ø Sedimento Marino.
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o
Características Fisicoquímicas.
o
Procesos de sedimentación
o
Afectaciones al Relieve.
Ø Agua Marina.
o
Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Operación de Plataforma de Perforación.
Ø Reparación de Pozo.
Impacto Identificado.
En el proceso de perforación de pozos se generarán recortes de perforación, los cuales estarán impregnados de lodos
(base aceite o base agua) utilizados para llevar a cabo esta acción.
Los lodos y recortes de perforación son considerados como peligrosos (lodos base aceite) y no peligrosos (lodos base agua),
al ser considerados estos como residuos del proceso de perforación, un mal manejo de ellos podría ser una fuente
de contaminación del medio marino.
Durante la operación normal y el mantenimiento de los equipos de perforación, se generarán diferentes tipos de residuos, entre
los que se encuentran, sólidos domésticos: cartón, vidrio, plástico y latas, entre otros, así como desperdicios de comida.
En la operación normal de las plataformas se generarán aguas residuales provenientes principalmente de los baños y
sanitarios; aguas aceitosas producto del mantenimiento a los diferentes equipos y maquinarias; aguas amargas provenientes y
las provenientes el drenaje atmosférico.
Los lodos de perforación base aceite están considerados dentro de la
NOM-052-ECOL-1993 como peligrosos (R,I) , por lo que cualquier contacto con el medio que lo circunda (agua marina),
podría provocar afectaciones directa e indirectas a los componentes bióticos de este medio; sin embargo se tiene un
extricto control de éstos materiales por empresas especializadas en el manejo y disposición final de los recortes de perforación
por tal motivo el impacto se evaluó como adverso no significativo.
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Las aguas residuales previamente tratadas que serán vertidas al mar durante la operación de las plataformas provocarán
un impacto adverso no significativo a la calidad del agua marina.
La generación de residuos alimenticios provenientes del Campamento Habitacional se evaluó como benéficos, debido a que
los mismos son una fuente de alimento para organismos del necton y del bentos.
El impacto que se podría generar al medio marino en caso de que se arrojaran recortes impregnados de lodos de perforación,
se evaluó como temporal ya que las corrientes marinas ocasionaran un efecto de dilución de los mismos por lo que no se
verá afectado los sedimentos marinos.
Los equipos de perforación estarán emitiendo durante su vida útil aguas residuales, provenientes principalmente de los
servicios sanitarios y de las originadas en el comedor, lavandería y áreas administrativas en el campamento habitacional por lo
que el impacto se evaluó como temporal durante la vida útil del proyecto.
Para establecer la distancia de dispersión y/o dilución de las aguas residuales tratadas que se generarán en las plataformas,
se tomaron como base los factores del medio marino, como lo es la presencia de corrientes marinas en la zona.
Las aguas residuales se diluyen completamente después de los tres metros de la fuente de origen; de acuerdo a la presencia
de las corrientes marinas, esto es, que después de esta distancia ninguno de los probables contaminantes podría ser detectado
y mucho menos sus concentraciones podrían ser dañinas a organismos vivos, con base en lo anterior el impacto se evaluó
como puntual.
De acuerdo a lo expuesto anteriormente la calidad del agua no se ve afectada por las descargas de aguas residual
previamente tratadas, por tal motivo el impacto a la calidad del agua y a los organismos que en ella viven se evaluó
como reversible; además es importante destacar que los equipos de perforación deberán de contar con el Título de
Concesión para descargar Aguas Residuales a Cuerpo Receptor y deberá de cumplir con las condicionantes establecidas en
dicho título, así como lo establecido por las normas oficiales mexicanas.
Se debe de tomar en cuenta que durante el tiempo de perforación se generará un volumen aproximado de 600 m3 de recortes,
los cuales podrían estar impregnados de lodos de perforación base aceite, mismos que son altamente tóxicos para los
organismos tanto sésiles como de vida libre, y en caso de presentarse un descontrol de los recortes de perforación el impacto
se evaluó como significativo, ya que el sedimento marino es el hábitat de una gran diversidad de organismos bentónicos,
los cuales dependen en gran medida de que las condiciones fisicoquímicas del mismo no se alteren.
El impacto ocasionado por la generación de residuos sólidos y líquidos, que se producirán en los equipos de perforación y
durante el mantenimiento, se evaluó como no significativo considerando que se llevarán a cabo las siguientes acciones:
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Ø Existirá un programa de manejo de residuos en cada una de los equipos de perforación.
Ø Los residuos sólidos industriales (peligrosos y no peligrosos) y domésticos serán almacenados en contenedores
metálicos para su posterior disposición final en la Terminal Marítima Dos Bocas.
Ø En las plataformas se contará con sistemas de recolección y conducción de las aguas residuales, tanto de las sanitarias
como de las aceitosas, además se tendrán sistemas de captación de aguas pluviales o atmosféricas.
Ø Todas estas aguas serán conducidas a plantas de tratamiento para que los efluentes cumplan con la normatividad
ambiental correspondiente.
Ø Los residuos de alimentos serán triturados y arrojados al mar de acuerdo con establecido en el Convenio Internacional para
la Protección del Mar, MARPOL.
Factor Ambiental.
Socioeconómico.
Ø Empleos.
Ø Economía Nacional.
Ø Demanda de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Contratación de Personal.
Impacto Identificado.
Para la operación de los equipos de perforación se necesitará personal calificado para realizar estos trabajos, lo que permitirá
la creación de fuentes de empleos.
El impacto fue evaluado como benéfico para el personal que sea contratado y para los sectores prestadores de servicios
(hoteles, restaurantes, comercio, etc.).
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El periodo de beneficio para un sector de la población por la generación de empleo y para los prestadores de servicios será
de carácter temporal considerando la vida útil del proyecto.
Debido a que se requerirá mano de obra especializada para desarrollar las actividades de operación y mantenimiento de
los equipos de perforación, es probable que se contrate personal que venga de otras regiones del país, debido a que la
mano calificada para este tipo de trabajos se localiza en regiones como Veracruz y Tampico, principalmente, el impacto se
evaluó como regional.
El impacto por la contratación de personal se evaluó como no significativo, considerando que el número de empleos directos
que generará este proyecto son mínimos, aparte de los empleos indirectos que siempre se requieren para la óptima operación
y funcionamiento de los equipos de perforación, los cuales son proporcionados por compañías relacionadas con la
actividad petrolera.
“Instalación de un Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y
Abkatún-B”.
Durante esta actividad únicamente se dará mantenimiento al puente de enlace y a los trípodes de apoyo, no existiendo así
ninguna etapa de operación para este punto.
Factor Ambiental.
Agua Marina.
Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Mantenimiento a Puente de Enlace.
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Durante esta actividad se utilizará agua de mar para dar limpieza periódica a los trípodes y estructuras de los puentes de enlace,
el impacto identificado se evaluó como temporal, mitigable, reversible y puntual.
Factor Ambiental.
Socioeconómico.
Ø Empleos.
Ø Demanda de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Contratación de Personal.
Durante el mantenimiento a los trípodes y puentes de enlace se contará con una plantilla de trabajadores que darán
el mantenimiento preventivo y correctivo a estas estructuras por lo que el impacto se identifico como benéfico, temporal,
reversible y local.
ETAPA DE ABANDONO DEL SITIO.
Una vez que se hubiere agotado el recurso, se procederá a efectuar la etapa de abandono del sitio que consistirá en
el taponamiento del pozo.
“Taponamiento de Pozos”.
Factor Ambiental.
Ø Aire.
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Acciones del Proyecto.
Ø Taponamiento de Pozos.
Impacto Identificado.
En el caso de que el pozo resulte improductivo, se aislará a la formación, se colocarán 3 tapones de cemento definitivos
dejando cimas a 3 000, 1 500 y 150 m, adicionalmente se cortarán y recuperarán las tuberías de revestimiento cementadas
hasta la profundidad de 100 m y se instalará un tapón de cemento a nivel del lecho marino. De esta forma queda el pozo
taponado en forma definitiva.
Durante estas actividades se requerirá de embarcaciones para taponear los pozos de extracción por lo que se generará
emisiones a la atmósfera, dicho impacto se evaluó como adverso no significativo, temporal y reversible.
Las embarcaciones participantes deberán de cumplir con la normatividad ambiental vigente.
Factor Ambiental.
Ø Ruido.
Acciones del Proyecto.
Ø Taponamiento de Pozos.
El impacto identificado se consideró como adverso no significativo por la presencia de las embarcaciones que participan
durante esta actividad; el impacto es puntual, temporal, reversible y mitigable.
Factor Ambiental.
Ø Sedimentos Marinos.
Ø Afectaciones del Relieve.
Ø Calidad del Agua.
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Acciones del Proyecto.
Ø Taponamiento de Pozos.
Impacto Identificado.
Los recortes de la formación que son eliminados del lodo de perforación se almacenan en contenedores de aproximadamente 5
m³ de capacidad, los cuales serán transportados por barco (propiedad de PEP) y se descargarán en el puerto de la
Terminal Marítima Dos Bocas.
Una vez en el muelle, una empresa especializada en el tratamiento de estos cortes se encargará de llevar los contenedores al
área de trasiego dentro de la Terminal Marítima que se le asigne.
En esta área se vacían los contenedores en la unidad deshidratadora y los líquidos recuperados se enviarán a la planta de
lodos de Terminal Marítima.
Factor Ambiental.
Ø Empleo.
Ø Demanda de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Taponamiento de Pozos.
Impacto Identificado.
Durante estas actividades la mano de obra tendrá que ser especializada para dar cabal cumplimiento con las
directrices establecidas en el Manual de Procedimientos Operativos “Procedimiento para el Cierre de Pozos Productores”; por
lo que el impacto se evaluó como benéfico, temporal y puntual.
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Durante el taponamiento de pozos algunos de los insumos tendrán que ser adquiridos en Cd. de Carmen, Campeche o en
Dos Bocas, Tabasco por lo que la demanda de servicios se evaluó como benéfico para este rubro; así mismo se califico
el impacto como temporal y reversible.
CAMPO CAAN INTEGRAL.
Las obras contempladas para este campo son las siguientes:
Ø Instalación de Tetrápodo para Módulo de Compresión.
Ø Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A.
Ø Perforación Pozo Caan 1001.
Ø Instalación Gasoducto de 11,6 km y 16” de diámetro.
Ø Instalación Puente de Enlace entre Caan-A Habitacional y Tetrápodo Nuevo.
ETAPA DE PREPARACIÓN E INSTALACIÓN.
“Instalación de Tetrápodo para Módulo de Compresión e Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A”.
Para esta etapa se utilizarán barcos grúa y barcazas de apoyo, dichas embarcaciones están diseñadas para albergar a 250 y
168 personas respectivamente.
Estas embarcaciones de apoyo brindan todos los servicios y deberán de contar con algunos de los siguientes
sistemas anticontaminantes: Plantas de Tratamiento de Aguas Negras, Plantas de Tratamiento de Aguas Aceitosas, Plantas
de Ósmosis Inversa para la Desalinización de Agua de Mar; y de ser posible con Incinerador de Residuos No Peligrosos,
Triturador de Alimentos, Reciclaje de Chatarra, Compactadora de Residuos y Mantenimiento continuo a los equipos de
combustión interna.
En cada embarcación se hace una clasificación de todos los residuos para posteriormente disponerlos por medio de
contratistas hacia los sitios de disposición final, ya sea los residuos peligrosos y no peligrosos.
Es importante destacar que cada embarcación participante en las obras integrales deberá de contar con el Manual
de Procedimientos para la recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y No Peligrosos; Manual
de Procedimientos Operativos para el Manejo de Residuos Peligrosos en Pemex Exploración y Producción.
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Así mismo en caso de presentarse alguna contingencia ambiental se deberá de aplicar el Procedimiento para dar Aviso de
Eventos Accidentales de Carácter Ambiental originados por Derrames de Hidrocarburos o Sustancias Nocivas, Incendios
o Explosiones.
Cabe destacar que dichas embarcaciones transitarán únicamente en el área constituida por el polígono concesionado a
Pemex Exploración y Producción para la explotación de hidrocarburos, por lo que no habrá interferencia con otro tipo
de actividades desarrolladas en la Sonda de Campeche.
A continuación se hace una descripción de los impactos ambientales identificados, donde se describe el factor ambiental
afectado y las acciones del proyecto que lo modifican.
Factor Ambiental.
Aire.
Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Colocación de la Subestructura.
Ø Colocación de la Superestructura.
Impacto Identificado.
Durante la etapa de preparación e instalación del Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A y Tetrápodo para Módulo
de Compresión, se utilizarán embarcaciones de apoyo para la limpieza de la superficie marina donde serán asentadas
las subestructuras; así como para la instalación de subestructuras sobre el lecho marino y de la superestructura (chalán
para transporte y lanzamiento de subestructura, chalán para movimiento de materiales, barco grúa, remolcadores).
Dichas embarcaciones utilizan diesel como combustible por lo que generan gases de combustión tales como CO2, NOx, SOx
entre otros.
De acuerdo a lo anteriormente expuesto se identificó el impacto como adverso no significativo debido a que cambiara
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las condiciones originales en el área producto de la presencia de embarcaciones en el área del proyecto; sin embargo
estos cambios son ligeros debido al efecto de dilución que se presenta en el medio marino; temporal debido a que únicamente
se presentaran estas variaciones durante la etapa de preparación y construcción, reversible ya que una vez que se haya
terminado de instalar el módulo habitacional y de módulo de compresión las embarcaciones partirán a otras áreas donde
sean requeridos sus servicios, puntual debido a que las emisiones a la atmósfera se delimitaran únicamente al área donde
se desarrollaran la instalación de dichos módulos y mitigable ya que las embarcaciones deberán de contar con los
dispositivos para disminuir las emisiones a la atmósfera y cumplir con la normatividad ambiental vigente.
Factor Ambiental.
Ruido.
Ø Niveles de Ruido.
Acciones del Proyecto.
Ø Colocación de la Subestructura.
Ø Colocación de la Superestructura.
Impacto Identificado.
Durante estas actividades se incrementaran los niveles de ruido debido al movimiento de las embarcaciones para el
acoplamiento de las estructuras, movimiento de remolcadores; así como por el constante ruido generado por los martillos
utilizados para el pilotaje y cimentación, dichos niveles de ruido alterarán las condiciones originales del sitio.
De acuerdo con esto se considera un impacto adverso no significativo debido a que durante los movimientos de las
embarcaciones (marcha atrás, avante) y sobre todo durante las actividades de hincado de pilotes donde se utilizan martillos para
el pilotaje los niveles de ruido se incrementaran de manera esporádica, se considera como un impacto temporal y reversible
ya que al término de la instalación de las estructuras las embarcaciones serán retiradas, así mismo se considero como puntual
y mitigable, ya que el área de afectación se delimita a un área de 50 m y el personal involucrado deberá de contar con el equipo
de protección auditivo de acuerdo a lo establecido por la Secretaría de Trabajo y Previsión Social.
Factor Ambiental.
Sedimentos Marinos.
Ø Características Fisicoquímicas.
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Ø Afectaciones del Relieve.
Acciones del Proyecto.
Ø Colocación de la Subestructura.
Impacto Identificado.
Para colocar las subestructuras que se instalarán para este proyecto se requerirá limpiar las áreas quitando los obstáculos que
se encuentren donde serán colocadas, posteriormente se lanza la subestructura al mar y se procede al pilotaje y la cementación,
la cual consiste en enterrar las patas de la subestructura y fijarla a la roca madre.
El impacto que se producirá por las actividades antes mencionadas se evaluó como adverso no significativo, ya que la
acción propuesta levantará una gran cantidad de sedimento, el cual será arrastrado por las corrientes marinas en continuo
cambio; el impacto se considera temporal ya que al asentar las patas de la subestructuras el relieve cambiara, retornando a
sus condiciones originales con el tiempo; en la colocación de las subestructuras el impacto se evaluó como puntual, ya que
los cambios que se producirán en el sedimento por la instalación de plataformas será en un área de 256 m2 para el
tetrápodo nuevo para el módulo de compresión.
En cuanto a las afectaciones al relieve se evaluó el impacto como adverso no significativo ya que el área afectada será
únicamente aquella donde sean asentadas las patas de los módulos, se considera como temporal y reversible ya que una
vez instaladas las patas de los módulos se establecerán las condiciones originales en el sitio; así mismo se considera puntual y
no mitigable.
Factor Ambiental.
Agua.
Ø Calidad.
Ø Turbidez.
Acciones del Proyecto.
Ø Inspección del Sitio.
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Ø Colocación de la Subestructura.
Ø Colocación de la Superestructura.
Ø Instalación de Equipo y Servicios Auxiliares en Módulo de Compresión.
Impacto Identificado.
La utilización de las embarcaciones de apoyo para la instalación de estructuras, barco grúa y la barcazas principalmente,
implicará la generación de residuos líquidos los cuales pueden ser peligrosos y no peligrosos.
En esta etapa la principal fuente de generación de aguas residuales son la cocina, lavandería, servicios de baño y sanitarios,
así como de las aguas aceitosas cuyo origen será de la operación y mantenimiento de los diferentes equipos con los que
cuentan las embarcaciones.
Así mismo durante la utilización de las diferentes embarcaciones, maquinaria y equipo necesarias para la instalación de
los módulos se generarán diversos residuos sólidos entre los que se pueden mencionar: electrodos de soldadura, material
aislante, estopa, papel, arena de sandblast, recortes metálicos, desperdicios de comida, entre otros, los cuales podrían ser
fuentes de contaminación para el agua marina en caso de un mal manejo de ellos.
El impacto en caso de algún vertimiento al mar de manera accidental fue evaluado como adverso no significativo debido a
que durante las etapas de colocación de subestructura y de pilotaje y cimentación se tendrá especial cuidado de no verter
ningún material utilizado a la superficie marina, debido a que cualquier componente ajeno que no forme parte de la
composición actual del medio marino alterará sus características originales.
Por otro lado durante las etapas de colocación de la superestructura e instalación de equipos y servicios auxiliares en el módulo
de compresión el impacto se identifico como adverso no significativo ya que las únicas fuentes de generación de aguas
residuales son las provenientes del mantenimiento a las embarcaciones que participan en el desarrollo del proyecto. El impacto
a la calidad del agua marina en caso de ocurrir un vertimiento de forma accidental se calificó como temporal debido al efecto
de dilución de las corrientes marinas y la ejecución de los planes de emergencia que apliquen, por lo que se considera reversible.
El impacto se evaluó como puntual ya que se considera que afectarán las áreas donde se encuentren posicionadas
las embarcaciones.
El impacto por la generación de residuos (sólidos y líquidos) se evaluó como no significativo considerando los siguientes criterios:
Ø Las embarcaciones deberán de contar con una planta tratadora de aguas residuales en la que se manejarán los
residuos líquidos domésticos (aguas negras y grises), así como una planta tratadora de aguas oleosas, las cuales de acuerdo
con las especificaciones del fabricante cumplen con los límites máximos permitidos por la NOM-001-ECOL-1996.
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En cuanto a la turbidez para la colocación de la subestructura se identifico un impacto adverso no significativo ya que
durante estas actividades se removerá en gran medida los sedimentos marinos lo que ocasionara una gran remoción de
los sedimentos, volviéndolos a su condición original por efecto de la gravedad de las moléculas y las corrientes marinas
en constante cambio.
Por otra parte durante las actividades de inspección del sitio y de pilotaje y cimentación para la turbidez se identifico un
impacto adverso no significativo ya que durante las labores de limpieza del fondo marino por parte de la cuadrilla de buzos
se ocasionara movimiento en los sedimentos marinos y durante el pilotaje y cimentación con el golpeteo de los martillos
se aflojaran los estratos de suelo marino removiendo partículas del lecho marino, retornando éstas por efecto de la gravedad
a sustrato marino.
Factor Ambiental.
Medio Biótico.
Ø Flora Marina.
o
Fitoplancton.
Ø Fauna Marina.
o
Zooplancton.
o
Necton.
o
Bentos.
Acciones del Proyecto.
Ø Colocación de la Subestructura.
Ø Trípode de Apoyo para Puente de Enlace.
Impacto Identificado.
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Durante la inspección submarina que se llevará a cabo sobre el lecho marino se ahuyentarán a las comunidades de fauna marina
y sobre todo durante las actividades de asentamiento de las subestructuras que alojaran al módulo de compresión y trípodes
para puentes de enlace.
De acuerdo a lo anteriormente expuesto se evaluó el impacto como adverso no significativo, ya que las comunidades al
verse amenazadas se desplazarán a sitios aledaños al de sus sitios de refugio.
Se consideró como un impacto temporal y reversible, ya que al momento de instalar las estructuras las comunidades de flora
y fauna retornaran a estas áreas para formar nuevos nichos y recuperar su distribución y abundancia adaptadas a estas
nuevas condiciones.
Factor Ambiental.
Socioeconómico.
Ø Empleo.
Ø Demanda de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Inspección del Sitio.
Ø Colocación de la Subestructura.
Ø Colocación de la Superestructura.
Ø Instalación de Equipo y Servicios Auxiliares en Módulo de Compresión.
Impacto Identificado.
Para las actividades de instalación trípodes, tetrápodo del módulo de compresión se necesitará personal calificado para
realizar estos trabajos, lo que generará fuentes de empleo durante el tiempo en que se ejecuten estas acciones.
El impacto se evaluó como benéfico ya que de acuerdo con los programas y requerimientos del proyecto se contratarán
200 personas para la instalación de cada estructura (subestructura, superestructura y equipo), Se estima que en el área
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del proyecto laborarán un promedio de 230 personas por mes, cuya calidad y estilo de vida se beneficiarán durante el
tiempo programado para la instalación.
Otros impactos benéficos se darán en Cd. del Carmen, Campeche y Dos Bocas, Tabasco, debido a que como son los centros
de población más cercanos al proyecto, muchos de los servicios como restaurantes, hoteles, adquisición de materiales e
insumos serán obtenidos de estos sitios y por lo tanto se verá beneficiada una parte de la población local dedicada a prestar
estos servicios.
El período de instalación de módulos se tiene estimado en un lapso de 3 años, tiempo en el que deben quedar concluidas
las obras de instalación de módulos, por tal motivo el impacto se evaluó como temporal.
En el caso de la contratación de personal es necesario hacer la siguiente aclaración, los patios de construcción de las
plataformas se encuentran en los estados de Tamaulipas y Veracruz, donde seguramente se contratará a personal local para
este tipo de trabajos.
La contratación de buques, barcazas o remolcadores se tendrá que hacer con compañías extranjeras, ya que en México no
se cuenta con las embarcaciones necesarias para la instalación de módulos; estas compañías por lo general mantienen
una plantilla de trabajadores cuyo origen puede ser de cualquier parte del país e inclusive extranjeros, por lo que la demanda
de personal local es mínima. Por lo anteriormente expresado, el impacto se evaluó como de efectos regionales.
El abastecimiento de los diferentes bienes y servicios generalmente se lleva a cabo en Cd. del Carmen y Dos Bocas, Tabasco,
y de acuerdo con la definición establecida para este criterio, el impacto se evaluó también como de efectos regionales.
De acuerdo con el Plan Nacional de Desarrollo, en donde se considera que:
“el fortalecimiento de la capacidad de respuesta estratégica y la eficiencia operativa de PEMEX, para apoyar el crecimiento y
la creación de empleos”, y con el Plan Municipal de Desarrollo que establece: “El reto fundamental es la modernización
entendida como más empleos, mayores niveles de producción y productividad, calidad en los servicios, obras, etc”. Este
proyecto al generar fuentes de empleo se vinculará directamente con los objetivos planteados en dichos planes, por lo que
el impacto se evaluó como significativo.
Con relación a la demanda de bienes y servicios y tomando en cuenta que el promedio de estancia en las dos ciudades
antes mencionadas es dos días (una noche previa a embarcarse hacia su centro de trabajo y otra noche al término de su
jornada laboral para posteriormente partir a sus lugares de origen) el impacto se evaluó como poco significativo.
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“Gasoducto de 11,6 km y 16 “ de diámetro”.
Para esta etapa se utilizarán chalanes para movimientos de materiales, remolcador para movilizar chalán, barcos grúa,
barcazas de tendido.
Estas embarcaciones de apoyo brindan los servicios requeridos por el personal a bordo tales como hospedaje, alimentación
y servicios de higiene; adicionalmente las embarcaciones deberán de contar con equipo anticontaminante para disminuir
las emisiones a la atmósfera, tratamiento de aguas grises y minimización de residuos sólidos peligrosos y no peligrosos.
En cada embarcación se deberá hacer una clasificación de todos los residuos para posteriormente disponerlos por medio
de contratistas hacia los sitios de disposición final, ya sea los residuos peligrosos y no peligrosos.
Por otro lado los chalanes que transportan los tubos de las líneas del gasoducto cuentan con estaciones de soldadura y
maquinas de soldar, con extensiones de cables a cada una de las diversas estaciones instaladas en las cubiertas por lo que
se tendrá que tener especial cuidado de no verter los materiales como ánodos y restos de chatarra al mar.
A continuación se desarrolla los impactos identificados en cada uno de los atributos ambientales y se menciona la actividad
del proyecto que ocasiona este cambio.
Factor Ambiental.
Aire.
Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Soldadura de Tuberías.
Ø Tendido de Líneas.
Ø Refuerzo de Tuberías.
Ø Enterrado de Tubería.
Ø Uso de Embarcaciones.
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Impacto Identificado.
Durante la etapa de preparación e instalación del Gasoducto que va de Abkatún-A hacía Caan-A, se utilizarán embarcaciones
de apoyo para la limpieza de la superficie marina; soldadura de los tubos en la cubierta del chalán de transporte de tubería,
así como embarcaciones para el tendido de las líneas sobre el lecho marino.
Las embarcaciones mencionadas anteriormente utilizan diesel como combustible por lo que se generan gases de combustión
que alteran la calidad del aire en el área del proyecto.
De acuerdo a lo anteriormente expuesto se identificó el impacto como adverso no significativo para las actividades de soldado
de tuberías, refuerzo de tuberías, tendido de tuberías y enterrado de tuberías; debido a que las embarcaciones
participantes deberán de contar con los sistemas anticontaminantes para disminuir las emisiones a la atmósfera; así mismo
el soldado de tuberías en las cubiertas de los barcos tendrá que ser de manera programada para no generar
emisiones excedentes productos del soldado de tuberías.
Factor Ambiental.
Ruido.
Ø Niveles de Ruido.
Acciones del Proyecto.
Ø Soldadura de Tuberías.
Ø Tendido de Líneas.
Ø Refuerzo de Tuberías.
Ø Enterrado de Tubería.
Ø Uso de Embarcaciones.
Impacto Identificado.
Durante estas actividades se incrementaran los niveles de ruido debido al movimiento de las embarcaciones para el tendido de
las líneas que conformarán al gasoducto; dichos niveles de ruido alterarán las condiciones originales del sitio.
Para las actividades de soldadura de tuberías esta se consideró como adverso no significativo ya que estas actividades
no generan un nivel de ruido muy elevado y para las actividades de refuerzo de tuberías y enterrado de tubería el impacto es
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de igual forma adverso no significativo debido a que durante el arado para el enterrado de la tubería las embarcaciones de
apoyo deberán estar ancladas y el único ruido generado será el proveniente del chorro a presión de agua con aire y de la
bomba de succión para el dragado.
Se considera como un impacto temporal y reversible ya que al termino de la instalación de el gasoducto las embarcaciones
serán retiradas, así mismo se considero como local y mitigable, ya que el área de afectación se delimita a un área de 0,1508
m2; que corresponde al derecho de vía del gasoducto; el personal involucrado deberá de contar con el equipo de
protección auditivo de acuerdo a lo establecido por la Secretaria de Trabajo y Previsión Social.
Factor Ambiental.
Sedimentos Marinos.
Ø Características Fisicoquímicas.
Ø Afectación al Relieve.
Acciones del Proyecto.
Ø Tendido de Líneas.
Ø Refuerzo de Tuberías.
Ø Enterrado de Tubería.
Impacto Identificado.
Para el tendido de líneas para el gasoducto se requerirá limpiar las áreas quitando los obstáculos que se encuentren donde
serán enterradas las líneas, posteriormente se procede al soldado de tuberías, refuerzo de las mismas y acolchonamiento de
las líneas y finalmente a enterrar las líneas por debajo del lecho marino aproximadamente a 0,65 m de profundidad.
Durante las actividades de tendido de tuberías y enterrado de la tubería se identifico un impacto adverso significativo ya que
estas actividades afectarán en gran medida la constitución original del suelo marino; estas actividades se llevan de
manera simultanea en primer instancia se inyecta un chorro de agua con aire a presión y se tiene una bomba de succión; por
otro lado el enterrado de la tubería es inmediata y con el mismo sustrato es enterrado el gasoducto.
El impacto se considera temporal e irreversible ya que al enterrar el gasoducto las condiciones geológicas del sitio volverán
a recuperarse, una ves que los sedimentos se hayan estabilizado sobre la línea de tendido; en el tendido del gasoducto el
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impacto se evaluó como local, ya que los cambios que se producirán en el relieve por la instalación del gasoducto será en
un área de 0,00009802 km3, la cual se ubican dentro de los límites del polígono donde se ubicaran las presentes obras de
los proyectos integrales.
Para estas mismas actividades se identifico un impacto adverso no significativo en cuanto a los procesos de sedimentación
debido a que durante el tendido de líneas y sobre todo durante el enterrado del gasoducto se removerá un gran cantidad de
suelo marino lo que alterará la dinámica de sedimentación presente en el sitio; estos sedimentos serán dispersados de acuerdo
a las corrientes marinas existentes en el área de estudio; para este caso el impacto se identificó como temporal y
reversible, puntual y no mitigable.
Factor Ambiental.
Agua.
Ø Calidad.
Ø Turbidez.
Acciones del Proyecto.
Ø Tendido de Líneas.
Ø Refuerzo de Tuberías.
Ø Prueba Hidrostática.
Ø Enterrado de Tubería.
Ø Uso de Embarcaciones.
Impacto Identificado.
Durante el tendido de líneas se identificó un impacto adverso no significativo para la calidad del agua debido en caso de que
las embarcaciones de tendido y soldado generen emisiones de residuos líquidos y sólidos producto del mantenimiento a equipos
y lavado de tubería y equipo auxiliar; sin embargo se considera mitigable ya que las embarcaciones deberán de cumplir con
la normatividad ambiental vigente en materia de emisiones a cuerpo receptor.
En el caso del refuerzo de tuberías, pruebas hidrostáticas, enterrado de tubería, acolchonamiento de cruces y uso
de embarcaciones el impacto se consideró como adverso no significativo.
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En estas actividades el impacto es temporal y reversible dado que al término de las actividades programadas las
embarcaciones se retirarán a otros sitios a los que hayan sido programadas y durante las pruebas hidrostáticas el agua de
mar será extraída del gasoducto para ser reincorporada al mar; se considera el impacto puntual y mitigable siempre y cuando
se cumpla con el programa de minimización de residuos y las embarcaciones participantes cumplan con los
dispositivos anticontaminantes y con las normas oficiales ambientales vigentes.
Respecto a la turbidez el impacto es adverso no significativo durante el tendido y enterrado de líneas por la remoción
de sedimentos marinos lo que genera que la columna de agua presente una mayor cantidad de sólidos suspendidos afectando
con esto la visibilidad; sin embargo esta retornará a sus condiciones originales una vez que las partículas se hayan
sedimentado sobre el lecho marino por lo que se evaluó como temporal y reversible.
Factor Ambiental.
Medio Biótico.
Ø Fitoplancton.
Ø Zooplancton.
Ø Necton.
Ø Bentos.
Acciones del Proyecto.
Ø Tendido de Líneas.
Impacto Identificado.
Durante la inspección submarina que se llevará a cabo sobre el lecho marino se ahuyentarán a las comunidades de fauna marina
y sobre todo durante las actividades de tendido de líneas.
De acuerdo a lo anteriormente expuesto se evaluó el impacto como adverso poco significativo, ya que las comunidades al
verse amenazadas se desplazarán a sitios aledaños al de sus sitios de refugio.
Se consideró como un impacto temporal y reversible, ya que al momento de instalar el gasoducto las comunidades de flora y
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fauna retornaran a estas áreas para formar nuevos nichos y recuperar su distribución y abundancia adaptadas a estas
nuevas condiciones.
Factor Ambiental.
Socioeconómico.
Ø Empleo.
Ø Demanda de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Soldadura de Tubería.
Ø Tendido de Líneas.
Ø Refuerzo de Tuberías.
Ø Prueba Hidrostática.
Ø Enterrado de Tubería.
Ø Acolchonamiento de Cruces.
Ø Uso de Embarcaciones.
Ø Contratación de Personal.
Impacto Identificado.
Para las actividades de tendido de líneas para el gasoducto se necesitará personal calificado para realizar estos trabajos, lo
que generará fuentes de empleo durante el tiempo en que se ejecuten estas acciones.
El impacto se evaluó como benéfico ya que de acuerdo con los programas y requerimientos del proyecto se contratarán
80 personas para la instalación del gasoducto, se estima que en el área del proyecto laborarán un promedio de 230 personas
por mes, cuya calidad y estilo de vida se beneficiarán durante el tiempo programado para la instalación.
Otros impactos benéficos se darán en Cd. del Carmen, Campeche y Dos Bocas, Tabasco, debido a que como son los centros
de población más cercanos al proyecto, muchos de los servicios como restaurantes, hoteles, adquisición de materiales e
insumos serán obtenidos de estos sitios y por lo tanto se verá beneficiada una parte de la población local dedicada a prestar
estos servicios.
El período de instalación del gasoducto se tiene estimado en un lapso de 1 año, tiempo en el que deben quedar concluidas
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las obras de instalación, por tal motivo el impacto se evaluó como prolongado.
En el caso de la contratación de personal es necesario hacer la siguiente aclaración, los patios de construcción de las líneas
se encuentran en los estados de Tamaulipas y Veracruz, donde seguramente se contratará a personal local para este tipo
de trabajos.
La contratación de buques, barcazas o remolcadores se tendrá que hacer con compañías extranjeras, ya que en México no
se cuenta con las embarcaciones necesarias para la instalación del gasoducto; estas compañías por lo general mantienen
una plantilla de trabajadores cuyo origen puede ser de cualquier parte del país e inclusive extranjeros, por lo que la demanda
de personal local es mínima. Por lo anteriormente expresado, el impacto se evaluó como de efectos regionales.
Con relación a la demanda de bienes y servicios y tomando en cuenta que el promedio de estancia en las dos ciudades
antes mencionadas es dos días
(una noche previa a embarcarse hacia su centro de trabajo y otra noche al término de su jornada laboral para posteriormente
partir a sus lugares de origen) el impacto se evaluó como poco significativo.
“Perforación Pozo Caan 1001”.
Para la perforación del Pozo Caan 1001 se utilizará un equipo autoelevable y la estructura de apoyo será el Tetrápodo Caan-TA.
El equipo autoelevable brinda los servicios de hospedaje y alimentación a la plantilla de trabajo requerido para esta actividad.
El equipo autoelevable deberá de contar con sistemas anticontaminantes como planta de tratamiento de agua residual,
trituradora, almacén temporal de residuos, entre otros.
A continuación se describen los impactos ambientales detectados en los atributos ambientales y se señala la actividad del
proyecto que ocasiona el cambio.
Factor Ambiental.
Aire.
Ø Calidad.
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Acciones del Proyecto.
Ø Traslado de Equipos Móviles.
Ø Ubicación de Equipos Móviles.
Impacto Identificado.
En las actividades de traslado de los equipos autoelevables y embarcaciones de apoyo se incrementarán las emisiones a
la atmósfera producto de la combustión, de acuerdo con lo anteriormente expuesto se identificó un impacto adverso no
significativo durante estas actividades, debido a que las embarcaciones y equipos autoelevables deberán de contar con
los sistemas anticontaminantes para disminuir las emisiones a la atmósfera.
Durante la ubicación de los equipos autoelevables y la elevación de los mismos se identificó un impacto adverso no
significativo, debido a que durante las actividades de acoplamiento de los equipos autoelevables a las estructuras de
apoyo (tetrápodo) se incrementará el número de maniobras hasta encontrase en el punto desde donde se llevara a cabo
la perforación del nuevo pozo.
El impacto identificado es de tipo temporal y reversible ya que las estructuras de apoyo, en este caso los equipos autoelevables
se trasladaran a otro sitio donde se requiera sus servicios al término de la perforación de los pozos para los que
fueron programados.
Se considera que dicho impacto es de magnitud local y mitigable, ya que al trasladarse los equipos móviles de un lugar a otro
las emisiones a la atmósfera se ampliaran de acuerdo a la ruta programada para este tipo de equipos.
Los equipos autoelvables deberán de cumplir con lo que establecen las normas oficiales mexicanas en materia de emisiones a
la atmósfera con la finalidad de disminuir la contaminación.
Factor Ambiental.
Ruido.
Ø Niveles de Ruido.
Acciones del Proyecto.
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Ø Ubicación de Equipos Móviles.
Impacto Identificado.
Durante la ubicación y el acoplamiento de los equipos móviles a las estructuras de apoyo se incrementaran los niveles de
ruido debido a las maniobras generadas durante esta actividad; tales como ubicación de los equipos autoelevables,
movimientos de remolcadores y de chalanes de transporte de equipo y materiales.
El impacto identificado se califico como adverso no significativo, temporal y reversible ya que los equipos empaquetados una
vez ubicados en sus sitios desde donde se llevará a cabo la perforación de los pozos ya no registrará movimientos de
las embarcaciones de apoyo; se considera un impacto puntual y mitigable, es recomendable que el personal abordo cuente
con sus equipos de protección personal de acuerdo a lo establecido por la Secretaría de Trabajo y Previsión Social.
Factor Ambiental.
Sedimentos Marinos.
Ø Afectación del Relieve.
Acciones del Proyecto.
Ø Ubicación de Equipos Móviles.
Impacto Identificado.
En el caso de la instalación de los equipos autoelevables al asentarse la tres patas de las plataformas móviles sobre el
lecho marino se afectarán las condiciones existentes en el mismo, variando con esto el relieve existente en el lugar.
De acuerdo a lo anterior el impacto identificado se determino como adverso no significativo, temporal y reversible; debido a que
al momento de terminar sus labores este equipo de apoyo se retirará a otro sitio, el impacto ocasionado por esta actividad
es puntual y no mitigable.
Factor Ambiental.
Agua.
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Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Traslado de Equipos Móviles.
Ø Elevación de Equipos Móviles.
Impacto Identificado.
Durante la etapa de traslado de equipos autoelevables y al incremento del personal presente en los equipos empaquetados
se incrementara el uso de agua producto de los servicios de higiene y mantenimiento a equipo de apoyo.
En esta etapa la principal fuente de generación de aguas residuales son la cocina, lavandería, servicios de baño y sanitarios,
así como de las aguas aceitosas cuyo origen será de la operación y mantenimiento de los diferentes equipos con los que
cuentan las embarcaciones.
El impacto identificado se considera adverso no significativo, ya que las plataformas móviles y empaquetadas cuentan con
los sistemas anticontaminantes de acuerdo a lo establecido por las normas oficiales mexicanas en materia de descarga de
aguas residuales al mar.
Para el caso de los equipos autoelevables el impacto se considera temporal y reversible, ya que dichas emisiones al
cuerpo receptor desaparecerán al momento de terminar las obras programadas para estas estructuras.
Factor Ambiental.
Socioeconómico.
Ø Empleo.
Ø Demanda de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Contratación de Personal.
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Impacto Identificado.
Para las actividades de perforación de pozos se necesitará personal calificado para realizar estos trabajos, lo que generará
fuentes de empleo durante el tiempo en que se ejecuten estas acciones.
El impacto se evaluó como benéfico ya que de acuerdo con los programas y requerimientos del proyecto se contratarán
50 personas para la perforación del pozo.
Otros impactos benéficos se darán en Cd. del Carmen, Campeche y Dos Bocas, Tabasco, debido a que como son los centros
de población más cercanos al proyecto, muchos de los servicios como restaurantes, hoteles, adquisición de materiales e
insumos serán obtenidos de estos sitios y por lo tanto se verá beneficiada una parte de la población local dedicada a prestar
estos servicios.
Con relación a la demanda de bienes y servicios y tomando en cuenta que el promedio de estancia en las dos ciudades
antes mencionadas es dos días (una noche previa a embarcarse hacia su centro de trabajo y otra noche al término de su
jornada laboral para posteriormente partir a sus lugares de origen) el impacto se evaluó como poco significativo.
“Instalación Puente de Enlace entre Caan-A Habitacional y Tetrápodo Nuevo”.
El puente de enlace entre Caan-A Habitacional y el Tetrápodo Nuevo tendrá una longitud de 100 m y no requerirá de trípodes
de apoyo, ya que se instalará entre ambas estructuras de enlace.
La descripción de los impactos generados por la instalación del puente de enlace ya han sido descritos para la instalación
del Puente de Enlace entre la Plataforma Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B, por lo que esta sección es semejante y no
será descrita en este apartado con la finalidad de evitar una sobreevaluación de los impactos.
ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.
“Operación y Mantenimiento de Módulo de Compresión, Módulo Habitacional y Gasoducto”.
Factor Ambiental.
Aire.
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Ø Calidad.
Ø Olores.
Acciones del Proyecto.
Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Compresión.
Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Habitacional.
Ø Operación y Mantenimiento Gasoducto.
Impacto Identificado.
Durante la operación del módulo de compresión su función es la de controlar la presión de descarga de crudo-gas de cada uno
de los pozos asociados, así como del control de la camisa del ducto que conecta dichos pozos a la plataforma.
Entre los servicios requeridos para el adecuado funcionamiento del módulo de compresión se encuentran el sistema de
generación de energía, sistema de suministro de presión hidráulica, sistema de inyección antiespumante, sistema de
nitrógeno, sistema de combustible diesel, sistema de aire de planta e instrumentos. Para el funcionamiento adecuado de cada
uno de los sistemas mencionados anteriormente se requiere en algunos casos de diesel como combustible.
Por lo anteriormente expuesto se considera el impacto adverso no significativo ya que cada uno de los equipos que operan
en dicho módulo deberá de cumplir con las especificaciones técnicas establecidas por el fabricante así como con los
sistemas anticontaminantes para dar cumplimiento a las normas oficiales mexicanas y otras disposiciones aplicables.
El impacto es temporal considerando la vida útil del proyecto y reversible ya que una vez terminada la vida útil las emisiones a
la atmósfera desaparecerán; se identificó como puntual y mitigable.
El equipo de apoyo tal como motores, bombas, generadores, entre otros tendrá que ser integrados al programa de
mantenimiento predictivo y correctivo.
En el caso de de la plataforma de compresión se tiene como función recomprimir el gas que se obtiene de las plataformas
de producción temporal o permanente y enviarlo a la de enlace a una presión de hasta 100 kg/cm2 para esto se cuenta con
los siguientes sistemas dentro del módulo: sistema de endulzamiento de gas, sistema de deshidratación de gas, sistema
de generación de gas inerte y sistema de aceite de calentamiento.
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En este caso las emisiones serán las producidas por los equipos que utilizan diesel como combustible; así mismo durante
el endulzamiento de gas se producen CO2 y H2S y vapor de agua, que son encausados a un condensador y el agua y los
gases ácidos se envían a un acumulador de reflujo de amina donde se separan los gases ácidos y el agua es recirculada a la
parte superior de la torre; posteriormente en la recuperación de condensados el agua entra al drenaje aceitoso y los gases
ácidos se envían al sistema de desfogues.
De acuerdo a lo anterior el impacto identificado para las emisiones a la atmósfera por este equipo se identificó como adverso
no significativo, puntual, mitigable y reversible.
Es de suma importancia que los equipos del módulo habitacional sean integrados al Programa de Mantenimiento Correctivo
y Predictivo para equipo, así mismo se deberá de contar con los equipos anticontaminantes para dar cumplimiento a las
normas oficiales mexicanas y disposiciones aplicables.
Durante la operación del quemador el impacto identificado se evaluó como adverso no significativo debido a los desfogues que
se presentaran como sistema de seguridad y alivio, cabe destacar que se deberá de contar con un programa de optimización
del proceso para que este sea más eficiente y disminuir con esto las emisiones a la atmósfera, aunado a esto se deberá de
contar con equipos de recuperación de vapores.
Factor Ambiental.
Ø Ruido.
Acciones del Proyecto.
Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Compresión.
Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Habitacional.
Ø Operación y Mantenimiento Gasoducto.
Impacto Identificado.
Durante la operación de los módulos de compresión y habitacional; se utilizaran los equipos auxiliares para el
adecuado funcionamiento de cada uno de éstos módulos por lo que los niveles de ruido en estas áreas se incrementará por el
uso de turbobombas, motogeneradores, entre otros.
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De acuerdo a lo anterior el impacto identificado se evaluó como adverso poco significativo ya que los equipos auxiliares
operaran de acuerdo a los requerimientos para suministrar los servicios para los que fueron diseñados.
El impacto se determinó como temporal y reversible, ya que estas emisiones de ruido persistirán durante la vida útil del
proyecto; así mismo se considero como puntual y mitigable ya que los equipos deberán de cumplir con las especificaciones
de diseño y el personal que labore cerca de éstas áreas generadoras de ruido deberán de contar con el equipo de
protección personal de acuerdo a lo establecido por la secretaría de trabajo y previsión social.
Factor Ambiental.
Agua Marina.
Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Operación Módulo de Compresión.
Ø Operación Módulo de Habitacional.
Impacto Identificado.
Durante la vida útil del proyecto se tendrá que dar mantenimiento a las subestructuras y estructuras de los módulos; así como
al gasoducto y equipo en general, a continuación se describen estas actividades.
Subestructuras.
Evaluación dos veces al año de la protección catódica, haciendo las correcciones a los ánodos necesarias, revisión y
aplicación del recubrimiento anticorrosivo para zona de mareas y para la zona atmosférica.
Superestructura:
Limpieza o cambio de las tuberías dañadas o desgastadas y aplicación del recubrimiento anticorrosivo, reparación a las
rejillas, charolas de recolección, escaleras, soportería, etc. Generalmente dos veces al año.
Equipo General:
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Cambio de empaques, válvulas, instrumentos dañados, cambio de luminarias, celdas solares dañadas, canalizaciones
eléctricas, entre otras.
Ductos.
El mantenimiento que se les da a los ductos e instalaciones conjuntas se divide en mantenimiento menor y mayor.
Mantenimiento Menor; se aplica generalmente dos veces al año e incluye las siguientes actividades:
v Reparación de Recubrimiento Anticorrosivo Dañado.
v Cambio o Limpieza de Instrumentos.
v Cambio o Limpieza de Luminarias.
v Cambio de Conductos Eléctricos.
v Cambio de Empaques a las Líneas de Aire de Instrumentos.
v Limpieza y Reparación a los Equipos de Seguridad Industrial (equipo contra-incendio, alarmas, detectores, etc.).
Mantenimiento Mayor; se denomina así cuando se tiene que dejar de operar alguna parte del sistema, por ejemplo en
los siguientes trabajos:
v Cambio de Tramos de Tubería Sobrecubierta o Submarina.
v Cambio o Reparación de Válvulas.
v Cambio de Empaques.
v Reparación al Equipo de Transporte o Proceso.
Durante estas actividades se generarán residuos sólidos y aguas residuales que de ser vertidos al mar constituirán un factor
de contaminación para este medio.
En el Capítulo II se ha descrito la generación de residuos sólidos no peligrosos y peligrosos; así como la generación de
aguas residuales y sus fuentes de generación.
Con base en lo anterior el impacto identificado se consideró como adverso no significativo siempre y cuando se cumplan con
las especificaciones de los equipos anticontaminantes y con los procedimientos establecidos por Pemex Exploración y
Producción; El impacto es puntual, reversible y mitigable.
La generación de residuos sólidos y líquidos, que se producirán en los módulos de compresión y módulo habitacional se
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evaluó como no significativo considerando que se llevarán a cabo las siguientes acciones:
Existirá un programa de manejo de residuos en cada una de los equipos de perforación.
Ø Los residuos sólidos industriales (peligrosos y no peligrosos) serán almacenados en contenedores metálicos para su
posterior disposición final en la Terminal Marítima Dos Bocas; mientras que los residuos domésticos serán triturados
cumpliendo con lo establecido por el Convenio de MARPOL.
Ø En las plataformas se contará con sistemas de recolección y conducción de las aguas residuales, tanto de las sanitarias
como de las aceitosas, además se tendrán sistemas de captación de aguas pluviales o atmosféricas. Todas estas aguas
serán conducidas a plantas de tratamiento para que los efluentes cumplan con la normatividad ambiental correspondiente.
Ø Los residuos de alimentos serán triturados y arrojados al mar de acuerdo con establecido en el Convenio Internacional para
la Protección del Mar, MARPOL.
Factor Ambiental.
Socioeconómico.
Ø Empleo.
Ø Economía Nacional.
Ø Demandada de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Operación Módulo de Compresión.
Ø Operación Módulo de Habitacional.
Ø Operación Gasoducto.
Impacto Identificado.
Por medio de las obras planteadas, se considera posible incrementar la disponibilidad de hidrocarburos para satisfacer la
demanda interna del país, así como mantener la oferta de dichos productos para exportación.
Con la operación del Campo Abkatún se optimizará las condiciones de operación de los pozos y del campo dando como
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resultado la recuperación de 170,3 MMb de aceite y 128,2 MMmpc de gas; en el Campo Caan se pretende incrementar el factor
de recuperación de hidrocarburos en cinco por ciento; en el Campo Kanaab se pretende Incrementar el valor económico
al acelerar la explotación de la reserva de Jurásico Superior Kimmeridgiano de 24,5 MMb de aceite y 18,0 MMmpc de gas
y finalmente el Campo Taratunich se recuperará 110,7 MMb de aceite y 113,8 MMpc de gas de la reserva remanente de
dicho campo.
El desarrollo de las presentes obras será de gran ayuda para la economía del país ya que se generará un relevante ingreso
de divisas por la venta del petróleo crudo al exterior.
Considerando la vida útil del proyecto (25 años) el impacto se evaluó como temporal.
Por los beneficios que representa a la economía nacional este proyecto el impacto se considera de magnitud regional.
“Operación de la Plataforma de Perforación”
Durante la operación del equipo autoelevable para la perforación del Pozo
Caan 1001, los impactos identificados son similares a los ya descritos para la operación de la plataforma de perforación
utilizada en el Campo Abkatún, por lo que este apartado no será desarrollado en este punto, con la finalidad de no caer en
una sobreevaluación de los impactos.
ETAPA DE ABANDONO.
Una vez que se haya alcanzado la vida útil de las instalaciones o se hubiere agotado el recurso, se procederá a efectuar la
etapa de abandono del sitio que consistirá en el desmantelamiento y movilización de las superestructuras y equipos de
las plataformas, respecto al gasoducto para evitar un mayor impacto al sedimento marino se procederá a dejarlos
enterrados (limpios e inertizados).
Todo esto de acuerdo con lo establecido en la Resolución A.672(16) de la OMI, aprobada el 19 de octubre 1989 “Directrices
y Normas para la Remoción de Instalaciones y Estructuras emplazadas mar adentro en la Plataforma Continental y en la
Zona Económica Exclusiva; Ver Anexo V.1 Lineamiento para la Conservación y Desmantelamiento de Instalaciones Fuera
de Servicio y Anexo V.2
Normas para la Remoción de Instalaciones y estructuras Emplazadas Mar Adentro en la Plataforma Continental y en la
Zona Exclusiva Económica.
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“Desmantelamiento de Subestructura, Superestructura, Puentes de Enlace y Gasoducto”.
Factor Ambiental.
Ø Aire.
Acciones del Proyecto.
Ø Desmantelamiento de Superestructura y Puentes de Enlace.
Ø Desmantelamiento de Subestructura.
Ø Desmantelamiento de Gasoducto.
Impacto Identificado.
De acuerdo a las Directrices y Normas para la Remoción de Instalaciones y Estructuras Emplazadas Mar Adentro en la
Plataforma Continental y en la Zona Económica Exclusiva; en el punto 3.2 se dice que “Toda instalación o estructura
abandonada o en desuso que haya sido emplazada sobre el fondo marino el 1 de enero de 1998, o posteriormente, que
se encuentre en aguas de menos de 100 m de profundidad y que tenga un peso inferior a 4 000 toneladas fuera del
agua, excluidas la cubierta y la superestructura, será totalmente retirada”.
De acuerdo a lo mencionado anteriormente una vez alcanzada la vida útil del proyecto se procederá al desmantelamiento de
las superestructuras del Módulo Habitacional y del Módulo de Compresión, así como de los equipos auxiliares y servicios de
apoyo como puentes de enlace; una vez retirados estos se procederá a retirar las subestructuras se seccionará de los pilotes
de cimentación desde su base.
En el caso del gasoducto al concluir el tiempo de operación, será desmantelada la tubería sobrecubierta, los elementos
que integran el gasoducto ascendente y la curva de expansión.
La línea enterrada, previa limpieza por medio de “diablos”, se inundará y se sellarán los extremos.
El procedimiento para retirar las subestructuras, superestructuras y puentes de enlace, así como el gasoducto será a la inversa
de cómo se realizó para su instalación.
Para llevar a cabo estas operaciones se requerirá del empleo de embarcaciones tales como barcos grúa, remolcadores,
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chalanes, chatarreros y embarcaciones de transporte de personal y materiales.
A continuación se describen los impactos ambientales generados en los atributos ambientales y las etapas del proyecto
que producen dicho cambio.
Factor Ambiental.
Aire.
Ø Calidad.
Acciones del Proyecto.
Ø Desmantelamiento de Superestructura y Puentes de Enlace.
Ø Desmantelamiento de Subestructura.
Ø Desmantelamiento de Gasoducto.
Impacto Identificado.
Durante el desmantelamiento de las superestructuras y puentes de enlace, subestructuras y retiro del gasoducto se
emplearán embarcaciones para llevar a a cabo estos trabajos, dichas embarcaciones utilizan diesel como combustible por lo
que generan emisiones a la atmósfera.
El impacto identificado para estas actividades se evalúo como adverso no significativo y mitigable ya que las
embarcaciones participantes deberán de contar con sistemas para disminuir las emisiones a la atmósfera y dar cumplimiento
con la normatividad ambiental mexicana en materia de emisiones a la atmósfera.
Es importante destacar que durante el desmantelamiento se deberá de contar con un programa de desmantelamiento con
la finalidad de optimizar el uso de embarcaciones en el área de trabajo y evitar con esto sobretrabajo de las embarcaciones.
El impacto se califico como puntal, temporal y reversible ya que al retirar las estructuras desaparecerá las emisiones
ocasionadas por las embarcaciones participantes.
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Factor Ambiental.
Ø Ruido.
Acciones del Proyecto.
Ø Desmantelamiento de Superestructura.
Ø Desmantelamiento de Subestructura.
Ø Desmantelamiento de Gasoducto.
Impacto Identificado.
De igual manera que en el punto anterior durante el desmantelamiento de las estructuras y gasoducto se
emplearán embarcaciones que incrementarán los niveles de ruido en el área de trabajo, el impacto se considera como adverso
no significativo y mitigable ya que durantes estas maniobras el personal participante deberá de contar con su equipo de
protección personal, el impacto es puntual, temporal y reversible ya que al terminar de retirar las estructuras las emisiones de
ruido en el área de trabajo desaparecerán.
Factor Ambiental.
Ø Empleo.
Ø Demanda de Servicios.
Acciones del Proyecto.
Ø Desmantelamiento de Superestructura.
Ø Desmantelamiento de Subestructura.
Ø Desmantelamiento de Gasoducto.
Impacto Identificado.
Durante las actividades de desmantelamiento se requerirá de personal que proporciones estos servicios, el impacto se
evalúo como benéfico y temporal debido a que al momento de ser retiradas completamente la mano de obra ya no será necesaria.
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“Taponamiento Pozo Caan 1001”
Una vez que el pozo de extracción sea improductivo se procederá al taponamiento del mismo; la descripción de
impacto generados ocasionados por el taponamiento de pozos ha sido descrita en la Etapa de Abandono y Taponamiento
de Pozos para el Campo Abkatún, por lo que no será desarrollada en este punto.
CAMPO KANAAB INTEGRAL.
Las obras contempladas para este campo son las siguientes:
Ø Perforación Pozo 125.
La Perforación del Pozo 125 se llevará acabo por medio de equipo empaquetado No. 4043 (Abkatún-H) cuyas características
son similares a las de equipo empaquetado No. 4044 descrito en la perforación, mantenimiento y abandono de pozos del
Campo Abkatún Integral, por lo que en este punto no será descrito para evitar una sobreevaluación de los impactos identificados.
CAMPO TARATUNICH INTEGRAL.
Las obras contempladas para este campo son las siguientes:
Ø Perforación Pozo 24.
Ø Perforación Pozo 61.
Ø Reparación Pozo 32D.
Ø Reparación Pozo 301.
Ø Reparación Pozo 52.
Para la perforación y reparación de los pozos mencionados anteriormente se utilizará una Plataforma Autoelevable; en el caso
de los Pozos de Perforación la estructura de apoyo será el Trípode Taratunich-201 y la estructura de apoyo para la Reparación
de Pozos será el Trípode Taratunich-TD.
Los impactos generados por el empleo de la Plataforma Autoelevable son iguales a los descritos para la Plataforma
Autoelevable participante en la Perforación del Pozo Caan-1001, por lo que en este apartado no serán descritos, ya que
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la identificación de los impactos durante las diferentes etapas del proyecto son los mismos.
V.4
Delimitación del Área de Influencia.
La delimitación del área de influencia real del proyecto se determinó con base en cada una de las actividades que se realizarán
en las etapas analizadas, tomando en cuenta la magnitud con la que fueron impactados los diferentes factores ambientales.
El análisis de los mismos se realizará de acuerdo con los factores considerados como más relevantes.
En el caso de la etapa de instalación la afectación corresponderá exclusivamente al ancho de derecho de vía del gasoducto y
la zona de contactos de los módulos (habitacional y compresión) con el lecho marino. Con relación a las embarcaciones
utilizadas, las áreas de afectación estarán relacionadas con los residuos que se generarán, asumiendo que las mismas
contarán con sistemas y dispositivos anticontaminantes, la zona de influencia de los residuos que se verterán al mar
(aguas residuales) estará circunscrita a menos de 100 metros alrededor de los buques, ya que después de esta área
los contaminantes ya no son detectados.
En la etapa de operación el área de influencia real estará determinada por los cuatro componentes ambientales
determinados como relevantes. Para el caso del ruido que se generará en cada una de las plataformas y buques de apoyo, el
área de influencia estará limitada a cada una de las áreas de trabajo y niveles en las diferentes plataformas, no rebasando
los límites establecidos más allá de los 50 m de la fuente de origen.
En las embarcaciones la generación del ruido se limitará exclusivamente al área de máquinas y a la zona donde operan las
grúas en cubierta.
En caso de que los recortes de perforación se arrojaran al mar, el área de influencia de este impacto se daría exclusivamente
en un rango no menor de 100 m en sedimento alrededor de las plataformas.
Para establecer el área de influencia de las aguas residuales que se generarán en las plataformas se tomaron las
características del medio marino, como son las corrientes marinas.
Con base a las corrientes marinas se estableció que los elementos que contienen esta agua residual se diluyen
completamente después de los tres metros de la fuente de origen, por lo tanto, ninguno de los probables contaminantes
podría afectar zonas ajenas a las plataformas.
En el caso de la etapa de abandono del sitio las afectaciones al medio estarán en relación con los residuos que se generarán
por las embarcaciones utilizadas para el desmantelamiento de las subestructuras y equipos, tomando en cuenta que se
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contará con un buen manejo de los residuos sólidos, así como con sistemas y dispositivos anticontaminantes, la zona de
influencia de los residuos que se verterán al mar previo tratamiento (aguas residuales y/o aceitosas) estará circunscrita a
menos de 100 metros alrededor de los buques, ya que después de esta área los contaminantes ya no son detectados.
Con base en lo anteriormente expuesto se pude concluir que las áreas de influencia de impactos evaluadas en este estudio
no sobrepasan en ningún momento el área de estudio.
VI.
ESTRATEGIAS PARA LA PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES Y MITIGACIÓN
DE IMPACTOS AMBIENTALES, ACUMULATIVOS Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL.
VI.1
Agrupación de los Impactos de acuerdo con las Medidas de Mitigación Propuestas.
Una vez descritos en el capitulo anterior los impactos potenciales esperados por el proyecto a continuación se describirán
las medidas de prevención y mitigación propuestas para reducir los efectos negativos considerados, agrupándose éstos
de acuerdo al factor ambiental que se afecte durante cualquiera de las etapas de desarrollo contempladas en el presente estudio.
Atmósfera.
Durante el desarrollo del proyecto operarán varios tipos de máquinas de combustión interna que generan emisiones a
la atmósfera; tales fuentes emisoras son principalmente el barco grúa, remolcadores, barcos de abastecimiento, equipos
de soldadura, motogeneradores y finalmente el quemador en la etapa de operación.
Para evitar emisiones fuera de las necesarias, se deberá evitar la quema de residuos combustibles (madera, papel, cartón,
etc.) que se generen durante el proyecto.
La principal fuente de emisiones a la atmósfera será el quemador de proceso que se instalará en el Campo Caan, el que
actuará en caso de requerirse como válvula de alivio, eliminando los riesgos de ruptura en tuberías, equipos y empaques
que forman parte de las instalaciones de proceso, consumiendo las descargas de gas natural.
Las medidas de mitigación para la combustión del quemador, incluyen la optimización del proceso y manejo de hidrocarburos en
el complejo y en los puntos de envío, aprovechando al máximo el recurso.
Se deberá de dar manteniendo a los equipos de proceso e instrumentación, con lo que los eventos de sobrepresión podrán
ser minimizados y los desfogues al quemador se reducirán considerablemente.
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Para las fuentes móviles, la programación adecuada de envíos de materiales, equipos, suministros, personal, etc. disminuirán
las emisiones a la atmósfera.
El consumo de combustibles de las fuentes móviles podrá ser disminuido, ajustándose a un tiempo mínimo de
instalación, combinado con la supervisión que evite retrabajos, en un esfuerzo conjunto tanto de PEP como del contratista.
Es importante destacar que durante las etapas involucradas en el presente estudio, las embarcaciones, maquinaria y equipo
de combustión interna que se utilice, deberá estar en óptimas condiciones con la finalidad de evitar una combustión incompleta;
así mismo se deberá de dar mantenimiento periódico a todas las embarcaciones y equipo utilizado.
Los equipos de combustión interna que se encuentren en los módulos instalados (Habitacional y Compresión en Caan-A),
deberán contar con sistemas anticontaminates ya que estos son considerados como fuentes fijas de emisiones a la atmósfera.
Así mismo se deberá considerar la instalación de separadores trifásicos con una eficiencia al 100 % en las Plataformas
de Perforación para garantizar una separación adecuada del aceite del crudo, gas natural y agua amarga para evitar que
durante la combustión del gas del quemador se produzca humo excesivo.
De esta forma, la principal fuente de emisiones a la atmósfera es el quemador cuya operación quedará restringida únicamente a
la eliminación de gas generado por el sistema de desfogues, que restringe la presión de operación de los equipos, actuando
como válvula de seguridad y eliminando el gas que de no quemarse sería un riesgo de incendio inminente.
Se deberá implementar el uso de diesel desulfurado como combustible para la maquinaria de combustión interna y así evitar
la formación de óxido de azufre en las emisiones de este equipo.
En el caso de la perforación de los pozos se deberá conocer con certeza la geología regional y específicamente del área donde
se pretenda llevar a cabo la perforación con la finalidad de conocer las posibles formaciones de Gas Amargo (H2S), en cuyo
caso deberán de seguirse las siguientes medidas (Ver Anexo VI.1 Distribución del Equipo de Perforación).
Ø Para un pozo en donde se espera un ambiente con Gas Amargo (H2S), la localización o “pera” deberá ser más grande de
lo usual para tener una mayor seguridad en la movilidad del personal.
Ø El paso entre las diferentes áreas de trabajo en la localización deberán estar libres.
Ø Serán necesarios dos caminos para llegar al pozo en un momento de emergencia, uno puede funcionar como entrada y
otro como salida.
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Ø La subestructura, mástil y malacate, deberán colocarse en tal forma que los vientos dominantes pasen a través del mástil.
Ø Deberán colocarse por lo menos tres banderas indicadoras de la dirección del viento.
Ø La presa de lodos debe colocarse lejos de la subestructura, con esto se garantiza tener un mejor movimiento de aire
fresco del pozo y disminuir el peligro si hay emanaciones de gas o vapores del lodo de perforación.
Ø En el caso de los preventores, la dirección del viento debe ser determinada de antemano, para que los controles que
operan los diversos preventores sean colocados en dirección contraria a la del viento a una distancia segura del pozo.
Ø Deberá contarse, por lo menos con dos puestos de control de emergencia.
Ø En caso de encontrase con una formación de Gas Amargo (H2S) se contará con presas de quemado; dependiendo de
las condiciones climatológicas y del comportamiento de la formación de Gas Amargo (H2S), se decidirá quemar o no el gas.
Cabe destacar que es más seguro quemarlo que dejarlo que se extienda a la atmósfera, es importante recordar que la
combustión produce Dióxido de Azufre; donde el calor arrastra el H2S y el SO2 hacia arriba, mezclándose con volúmenes
grandes de aire bajando con esto la concentración de H2S.
Ø Se deberá de contar con dos presas de quemado colocadas a 50 m del mástil formando entre el pozo y las dos presas
un ángulo de 90°.
Ø PEP cuenta con un Plan de Emergencias para el Caso de presencia de H2S; en el Anexo VI.2 se presenta dicho plan.
Ø Cabe mencionar el Plan de Emergencias maneja dos zonas de evacuación, una que se llama Zona Primaria y se define
como el círculo que rodea al pozo, con un radio de 150 m a 274 m; esta área puede estar contaminada con concentraciones
de 500 ppm o más de H2S y debe ser evacuada inmediatamente. Si se toma la parte del sector en la dirección del viento
contiguo a la Zona Primaria, de un radio de 976 m es lo que se llama Zona Secundaria de Evacuación, aunque este radio
puede variar dependiendo de factores como el gasto de H2S de la fuga, velocidad del viento, etc.
Ø Se deberá contar con equipo que detecte y cuantifique el H2S, Ver Anexo VI.3 Equipo de Detección y Evaluación
de Contenido de H2S.
Ø Seguir las recomendaciones establecidas en el Anexo VI.4 Lodo de Perforación.
Ø Cumplir con lo establecido en los Efectos de Corrosión en Tuberías y Conexiones utilizados en Perforación, Terminación
e Intervención a Pozos, Ver Anexo VI.5.
Ø En el caso de las Tuberías de Perforación, Preventores y Múltiples de Estrangulación, Tuberías de Revestimiento,
Tuberías de Producción, Accesorios de Aparejo de Producción y Árbol de Válvulas se deberá dar cumplimiento con lo
establecido por Pemex Exploración y Producción, Ver Anexo VI.6 Selección de Materiales y Accesorios.
Ruido.
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Para evitar al máximo la generación de ruido en la zona de instalación, a la subestructura y superestructura que constituyen
al módulo habitacional y al módulo de compresión; les serán instalados en tierra las tuberías, ánodos, accesorios, etc.,
que puedan resistir el proceso de instalación y montaje sin dañarse.
El ruido producido por cada equipo está regulado por la Norma Oficial Mexicana de Fabricación como es el caso del barco
grúa, remolcadores, barco de abastecimiento, equipos de soldadura, moto generadores, martillo para pilotear, entre otros.
Los tiempos de exposición a la fuente de ruido por parte de los trabajadores de las diferentes obras se deberán ajustar a
lo establecido en la NOM-011-STPS-1994 y a todo reglamento interno por parte de PEP.
PEP deberá asegurarse que todos los equipos instalados en el módulo de compresión cuenten con aislamientos sonoros y
que todos los motogeneradores y compresores cuenten con equipo de protección acústica.
El contratista y/o PEP deberá proporcionar el equipó de seguridad personal de acuerdo a lo establecido en la NOM-017STPS-1994.
Agua.
En la etapa de preparación y construcción se generará aguas residuales provenientes principalmente de los servicios de
higiene por parte del personal involucrado en las diferentes actividades y por la limpieza de las estructuras durante su instalación.
En la limpieza de estructuras se puede arrastrar al cuerpo receptor substancias como grasas, aceites, restos de metales
que alterarán la calidad del cuerpo receptor en las inmediaciones donde ocurra el escurrimiento.
Para mitigar la contaminación del mar por agua producto de las actividades de limpieza en las estructuras se deberá de
dar entrenamiento adecuado al personal involucrado en la utilización de grasas y aceites lubricantes; así como dar un
seguimiento e inspección rigurosa durante estas actividades, reduciendo de esta forma la generación de agua aceitosa
durante esta actividad.
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Las aguas residuales que sean descargadas por las embarcaciones al medio marino, deberán apegarse, a las reglas
que previenen la contaminación por vertimiento de aguas sucias por buques, de acuerdo al convenio de Marpol 73/78 que es
un acuerdo internacional al cual está suscrito México y considera las siguientes fuentes:
Ø Desagües y otros residuos procedentes de cualquier tipo de inodoros y urinarios.
Ø Desagües procedentes de lavabos, lavaderos y conductos de salidas localizadas en cámaras de servicios médicos.
Ø Cualquier otro tipo de aguas residuales, cuando estén mezcladas con las de desagües arriba definidos.
Entre lo dispuesto por el convenio podemos citar:
Ø Que las aguas sucias tratadas no deben contener sólidos flotantes visibles ni decolorar el agua.
Ø Las aguas con restos de comidas desmenuzados y triturados solo podrán ser vertidas más allá de las cuatro millas
náuticas de la tierra más próxima.
Ø Las aguas almacenadas en tanques de retención (sin tratamiento) sólo podrán ser descargadas a partir de las 12
millas náuticas de la tierra más próxima, siempre que se vierta moderadamente con el buque navegando a una velocidad
superior a los cuatro nudos.
En caso de que las embarcaciones no cuenten con planta de tratamiento o no puedan cumplir con lo dispuesto, las
aguas residuales se almacenarán hasta su descarga en tierra para su procesamiento, previo al vertimiento de las mismas,
de acuerdo a la normatividad.
Adicionalmente a lo dispuesto por el convenio, las descargas de aguas residuales tanto negras como las aceitosas se ajustarán
a los límites máximos permitidos en la Ley de Aguas Nacionales su Reglamento y la NOM-001-ECOL/1996 para
Cuerpos Receptores
Tipo A.
Para evitar la contaminación prolongada de la columna de agua se deberá de dar cumplimiento estricto a los
programas establecidos para el tendido del gasoducto y para a instalación del módulo habitacional y del módulo de
compresión considerando sus servicios auxiliares.
PEP deberá de inspeccionar y verificar que el dragado cumpla con las características de profundidad y ancho determinadas.
En el caso de que exista acolchonamiento de los cruces con otras líneas, PEP deberá verificar que se cumpla con
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las especificaciones de PEMEX No. CTCA-001.
PEP deberá verificar que en las embarcaciones y módulo de compresión existan contenedores metálicos para depositar
los diferentes tipos de residuos generados, así como residuos peligrosos de acuerdo a la NOM-052-ECOL-1993 y el
cumplimiento de dichos almacenes con el Reglamento en Materia de Residuos Peligrosos y con la Ley General del
Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
Se deberá evitar en lo posible que los residuos generados durante la instalación de estructuras y gasoducto caigan al mar.
Se deberá contar con equipo y personal capacitado para atender en forma directa cualquier derrame accidental de combustible,
de acuerdo a lo que se específica en el Anexo I del Convenio Internacional para la Prevención de Contaminantes generadas
por buques.
En caso de un derrame accidental de crudo, PEP deberá aplicar inmediatamente el
“Plan Interno de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos en el Mar” y el “Plan Nacional
de Contingencias para Controlar y Combatir Derrames de Hidrocarburos y otras sustancias al Mar”.
Es importante mencionar que PEP deberá dar aviso a la Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Secretaría
de Marina, Secretaría de Comunicaciones y Transportes y a la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente, para dar
atención conjunta a la contingencia presentada.
En caso de que los derrames lleguen a las playas cercanas, PEP deberá aplicar un programa de limpieza en las zonas afectadas
y llevar a cabo la limpieza del sitio y emprender una Evaluación de Daños Ambientales.
Superficie Marina.
Durante las operaciones de posicionamiento, colocación de la subestructura para módulo de compresión y piloteo de
la subestructura e instalación del gasoducto, se afectará el fondo marino.
Las afectaciones, por las actividades de anclaje de las embarcaciones, se reducirán, limitando el movimiento de las anclas
durante la aproximación de la barcaza al punto de instalación. La instalación de la plataforma sólo afecta el fondo marino
durante la etapa de colocación de la subestructura durante la cual el sedimento es levantado por efecto del asentamiento y
pilotaje, pero después de un corto tiempo se asienta y el lugar no tardara en recuperar sus condiciones originales, los
efectos durante la instalación serán mínimos si se tiene especial cuidado en evitar al máximo su arrastre sobre el fondo marino.
En el caso del tendido del gasoducto que va de Abkatún-A hacia Caan-A con una longitud de 11,6 km y 16 “ de diámetro
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las afectaciones al sustrato marino serán permanentes y se ira recuperando sus condiciones normales a través del tiempo.
Es importante que PEP supervise que no se exceda el tendido de tuberías más allá del derecho de vía con la finalidad de
evitar daños a los estratos aledaños al gasoducto.
En el caso de la perforación de pozos se deberá de tener cuidado de no disponer los lodos de perforación base aceite en
la superficie marina; para evitar contaminación al estrato marino.
Se deberá de contar con bitácoras de obra para el manejo y disposición de los lodos de perforación, con la finalidad de controlar
su uso y disposición final.
Medio Biótico.
Durante la etapa de preparación del sitio para la colocación de la subestructura y pilotaje; así como para el tendido de
gasoducto los organismos marinos se verán amenazados por las cuadrillas de buzos que realizan las actividades de limpieza
del fondo marino y supervisión del asentamiento de la subestructura, por lo que estos migrarán hacia sitios aledaños del lugar
del proyecto.
Es importante informar a todo el personal que participe en las actividades de instalación, operación, mantenimiento y abandono
de las presentes obras que queda estrictamente prohibido el cazar, pescar, colectar o traficar con especies de flora y fauna
nativa del sitio, siendo responsabilidad de PEP y del constructor que el personal a su cargo respete las disposiciones a
este respecto, las cuales deberán de estar incluidas en el reglamento de trabajo y en el contrato con el constructor.
Residuos Sólidos.
Para los residuos sólidos generados en las diferentes etapas del proyecto se tendrá que seguir el Manual para la
Recolección, Transporte y Disposición de Residuos implementado para sus instalaciones.
Dado el origen de los residuos sólidos, una supervisión adecuada de los procesos de instalación y aprovechamiento óptimo de
los materiales, disminuirán su volumen.
Los residuos sólidos están reglamentados, al igual que las aguas residuales por el convenio Marpol 73/78.
Entre las disposiciones al respecto tenemos:
Ø Toda materia plástica no podrá tirarse al mar bajo ninguna circunstancia.
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Ø En cuanto a las tablas, cajas, forros de estiba y materiales de embalaje, prohibe tirarlos al mar.
Ø Los residuos de comida podrán tirarse a más de 12 millas náuticas de la tierra más próxima, siempre que hayan
sido previamente triturados o desmenuzados.
Ø Para papel, trapos, metales, botellas, losa doméstica y desperdicios similares está prohibido arrojarlos al mar.
Los residuos reciclables, serán enviados a tierra (madera, chatarra, papel, cartón, vidrio, etc.), evitando su quema para limitar
las emisiones a la atmósfera.
Si las embarcaciones cuentan con incineradores para procesar sus residuos sólidos orgánicos, deberán cumplir con
las regulaciones nacionales e internacionales para este tipo de equipo.
Finalmente los residuos que no hayan sido incinerados, se almacenarán en contenedores herméticos separados por su tipo
y descargados en Cd. del Carmen o Dos Bocas, Tabasco en el departamento de salvaguardia de materiales en donde
serán seleccionados, tratados y enviados al cementerio autorizado o reciclados.
Residuos Peligrosos.
En la instalación del módulo habitacional y módulo de compresión; así como estructuras de auxiliares se requiere la utilización
de materiales que se encuentran clasificados en la norma NOM-052-ECOL/1993 como peligrosos.
El más usado de este tipo de productos son los recubrimientos epóxicos anticorrosivos, que se manejan en tambos o cubetas.
Los residuos (sólidos o líquidos) considerados peligrosos, generados durante la instalación y operación de los módulos
deberán ser almacenados temporalmente en las instalaciones y deberán de cumplir con lo establecido en la
NOM-055-ECOL-1993, y posteriormente serán transportados y manejados hasta su destino final con estricto apego a las
normas, que regulan estas actividades.
Los Lodos de Perforación Base Aceite deberán de ser dispuesto en las embarcaciones destinados para ello en
contenedores metálicos y trasladados a tierra para su reacondicionamiento y tratamiento para ser utilizados en
futuras perforaciones, dado sus costos de operación.
Se deberá de controlar la etapa de perforación de pozos que utiliza los lodos base aceite, apegándose al Manual
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de Procedimientos de Proceso.
Se deberá de dar cumplimiento con lo establecido por el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección
al Ambiente en Materia de Residuos Peligroso.
Derrames de Combustibles y Lubricantes.
El volumen de combustibles y lubricantes que se consumirá y por lo consiguiente que se pueda derramar es
considerable, situación que obliga a extremar los cuidados durante su carga a las embarcaciones y transporte al área de trabajo.
El transporte de combustible a las embarcaciones incrementa los riesgos de derrames accidentales, situación que prevalece a
lo largo de la instalación.
También durante el mantenimiento de la maquinaria y equipo, así como la lubricación de grúas y malacates, se pueden
producir derrames, los cuales podrán llegar al mar por las operaciones de limpieza, al removerlos de las superficies afectadas.
El manejo de los combustibles y lubricantes se hará con base en los programas de consumo, observando las máximas medidas
de seguridad, entre las que podemos destacar que:
Ø Si el suministro de combustible se hace por medio de mangueras, estas deberán sellar perfectamente.
Ø Cuando sea por medio de tambos, éstos estarán cerrados herméticamente.
Ø Los depósitos de combustible no deberán ser utilizados como lastrado y viceversa.
Escape de Gas.
La posibilidad de escape de gas se puede presentar en las siguientes etapas:
Perforación.
Durante la perforación se pueden presentar formaciones de H2S combinado con gas metano que puede ser liberado a
la atmósfera, para evitar estas condiciones se deberá de cumplir con lo establecido en el Anexo VI.1.
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Operación.
Durante ésta, aunque poco frecuentes, se pueden presentar presiones en las líneas y equipos próximas a las de diseño
que pudieran combinarse con fallas en los materiales de construcción, provocando escape de gas.
También durante la operación una falla en el encendido electrónico combinada con el apagado del quemador puede generar
el escape del hidrocarburo, por lo que se deberá de contar con encendido manual.
Mantenimiento.
El escape de gas podría presentarse cuando el mantenimiento requiere el cambio de la tubería o equipo de proceso, ya que
están llenas de gas y en ocasiones el vaciado de las líneas o equipos es deficiente, sobre todo porque el personal no ventea
la sección a reparar el tiempo suficiente.
Para mitigar estas circunstancias se proponen las siguientes medidas de mitigación:
Operación.
Previniendo escapes considerables, el sistema cuenta con instrumentación que manda señales de alarma e incluso
puede suspender el flujo del hidrocarburo por medio de válvulas de control o manualmente, cuando la presión está por debajo
de lo establecido, ya que podría ser causada por fugas. Se tiene un tiempo estimado de respuesta para escapes de
hidrocarburo gaseoso por el quemador, durante este tiempo se podrá cortar el flujo manualmente, situación extrema en este caso.
Mantenimiento y Abandono.
El control de los escapes de gas en estas operaciones se basará en los métodos y lineamientos para el perfecto drenado
de equipos y líneas. Si a pesar de los controles ocurre una fuga de gas, las operaciones que generen chispas serán
suspendidas hasta que la nube se disipe en la atmósfera.
Escape de Crudo por el Quemador.
Como consecuencia de una probable serie de fallas en los instrumentos de control, de seguridad y alarma, es posible el
derrame de crudo por el quemador. Previniendo esta situación, los dispositivos de control de nivel del separador donde se
origina el gas, junto con la instrumentación del sistema y alarmas estarán sujetos a programas de mantenimiento preventivo
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y correctivo que los conservan en perfecto estado.
En caso de ocurrir el derrame, PEP tiene considerado también un tiempo de respuesta, ante esta situación se deberá aplicar
los “Procedimientos de Información ante Autoridades Ecológicas” y el “Plan de Atención a Contingencias”. Las acciones a
tomar para el confinamiento y recuperación del crudo serán determinadas de acuerdo a las condiciones ambientales,
corrientes, equipo, etc.
A continuación se presenta una Tabal Resumen indicando los Impactos Identificados en una columna y en la siguiente
se presentan las Medidas de Mitigación para disminuir dichos impactos.
Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.
Atributo Ambiental
Impacto
Medida de Mitigación
NOM-043-ECOL-1993. Establece los límites
máximos permisibles de emisión a la atmósfera
de partículas sólidas provenientes de fuentes
fijas.
Calidad del Aire
NOM-085-ECOL-1994. Establece los límites
máximos permisibles de emisión a la atmósfera
de humos partículas suspendidas totales,
óxidos de azufre y nitrógeno; así como las
Generación de productos
condiciones de operación de los equipos de
producto de la combustión de
calentamiento indirecto por combustión y los
barcos remolcadores, grúas,
niveles de dióxido de azufre permitidos.
transporte de materiales y
personal.
NOM-086-ECOL-1994. Establece las
especificaciones sobre protección ambiental
que deben reunir los combustibles fósiles
líquidos y gaseosos que se usan en fuentes fijas
y móviles.
Dar cumplimiento con lo establecido para
equipo de detección y evaluación de contenido
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de H2S.
NOM-081-ECOL-1994. Establece los límites
máximos permisibles de emisión de ruido de las
Ruido generado durante el
fuentes fijas y su método de medición.
pilotaje y cimentación,
Niveles de Ruido
operación de equipos y
NOM-017-STPS-1994. Establece el equipo de
servicios auxiliares y producto protección personal - selección, uso y manejo
del movimiento de
embarcaciones en el área del
en los centros de trabajo.
proyecto.
NOM-011-STPS-2001, Establece condiciones de
seguridad e higiene en los centros de trabajo
donde se genere ruido.
Atributo Ambiental
Continuación Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.
Impacto
Medida de Mitigación
Aplicación del Convenio Internacional para
prevenir la Contaminación Marina provocada
por los Buques
(Marpol 73/78).
Calidad del Agua
Generación de aguas
Cumplir con lo establecido en la NOM-001-ECOLresiduales provenientes de los
1996, que Establece los limites máximos
servicios de limpieza e higiene
permisibles de contaminantes en las descargas
del personal.
de aguas residuales en aguas y bienes
nacionales.
Cumplir con lo establecido en el Título de
Concesión para la descarga de Aguas
Residuales a Cuerpo Recetor.
NOM-127-SSA1-1994. Agua para uso y consumo
humano-Límites permisibles de calidad y
tratamientos a que debe someterse el agua para
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I
su potabilización.
Plan de Contingencias de PEP en la Región
Marina.
Aplicación del Reglamento para prevenir y
controlar la Contaminación del mar por
vertimiento de desechos y otras materias.
Calidad del Agua
En caso de presentarse
derrames accidentales.
Aplicación de Norma Pemex 1983 Norma CPTAIII-5. Para el combate y control de la
contaminación por derrames accidentales de
hidrocarburos.
Plan local de contingencias para el combate de
derrames y otras sustancias nocivas en el mar.
Procedimientos a seguir por los barcos de
apoyo en caso de derrames de hidrocarburos.
Continuación Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.
Atributo Ambiental
Impacto
Medida de Mitigación
Manual para a recolección, transporte y
disposición de Residuso Peligrosos y No
Peligrosos.
Aplicación del Convenio Internacional para
prevenir La Contaminación Marina Provocada
por los Buques
(Marpol 73/78).
Aplicación del Reglamento para prevenir y
controlar la Contaminación del Mar por
vertimiento de desechos y otras materias.
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I
Residuos Generados
Aplicación de la Norma Pemex 1983 Norma
Durante las diferentes etapas CPTA-III. para el Combate y Control de la
del proyecto se estarán
contaminación por derrames accidentales de
generando residuos sólidos y hidrocarburos.
líquidos no peligrosos.
Plan Local de Contingencias para el Combate de
Derrames y Otras Sustancias Nocivas en el Mar.
Procedimientos a seguir por los barcos de
apoyo en caso de derrames de Hidrocarburos.
Seguridad Industrial Programa Permanente de
Trabajo.
Cumplir con lo establecido en la NOM-001-ECOL1996, que Establece los limites máximos
permisibles de contaminantes en las descargas
de aguas residuales en aguas y bienes
nacionales.
Continuación Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.
Atributo Ambiental
Residuos Generados
Impacto
Medida de Mitigación
NOM-052-ECOL-1993. Caracteriza y lista los
residuos peligrosos, además de especificar los
límites que hacen a un residuo peligroso por su
Durante las diferentes etapas toxicidad al ambiente.
del proyecto se estarán
generando residuos sólidos y NOM-053-ECOL-1993. Establece la prueba de
extracción de los constituyentes que hacen a un
líquidos peligrosos.
residuo peligroso.
NOM-054-ECOL-1993. Determina la
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I
incompatibilidad entre dos o más residuos
peligrosos.
NOM-055-ECOL-1993. Asienta los requisitos que
deben reunir los sitios destinados al
confinamiento controlado de residuos
peligrosos (excepto los radioactivos).
NOM-056-ECOL-1993. Especifica el diseño y
construcción de las obras complementarias de
un confinamiento controlado.
NOM-057-ECOL-1993. Se refiere al diseño,
construcción y operación de las celdas de un
confinamiento controlado.
NOM-058-ECOL-1993. Dicta los requisitos para
la operación de un confinamiento controlado.
NOM-003-SCT2-1994. Para el transporte de
materiales y residuos peligrosos.
Características de las etiquetas de envases y
embalajes destinadas al transporte de
materiales y residuos peligrosos.
Continuación Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.
Atributo Ambiental
Impacto
Medida de Mitigación
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I
NOM-003-SCT2-1994. Sistema de identificación de
unidades destinadas al transporte terrestre de
materiales y residuos peligrosos.
NOM-004-SCT2-1994. Compatibilidad para el
almacenamiento y transporte de sustancias,
materiales y residuos peligrosos de la clase 1.
explosivos.
NOM-010-SCT2-1994. Disposiciones de
compatibilidad y segregación para el
almacenamiento y transporte de substancias,
materiales y residuos peligrosos.
Residuos Generados
NOM-011-SCT2-1994. Condiciones para el
transporte de las sustancias, materiales y
Durante las diferentes etapas residuos peligrosos en cantidades limitadas.
del proyecto se estarán
generando residuos sólidos y NOM-012-SCT2-1994. Lineamientos para la
líquidos peligrosos.
generación del plan de contingencias para
embarcaciones que transportan mercancías.
NOM-019-SCT2-1994. Disposiciones generales
para la limpieza y control de remanentes de
sustancias y residuos peligrosos en las
unidades que transportan materiales y residuos
peligrosos.
NOM-EM-020-SCT2-1995. Requerimientos
generales para el diseño y construcción de
autotanques destinados al transporte de
materiales y residuos peligrosos.
NOM-023-SCT4-1995. Condiciones para manejo y
almacenamiento de mercancías, terminales y
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I
unidades mar adentro.
Continuación Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.
Atributo Ambiental
Impacto
Medida de Mitigación
Cumplir con lo establecido en la Norma PEMEX
No. 03.0.02 para determinar la profundidad de
enterrado de gasoducto y Norma PEMEX No. 2
421,01 que determina el derecho de vía de los
Desplazamiento de las
comunidades de fauna y flora
Medio Biótico
en los derechos de vía donde
será instalados las estructuras
y gasoducto.
VI.2
ductos.
Establecer en el Contrato Colectivo de Trabajo
que queda estrictamente prohibido la captura,
pesca y comercialización de cualquier
organismo vivo en el área de trabajo,
sometiéndose los infractores a lo establecido
por la Procuraduría Federal de Protección al
Ambiente.
Descripción de la Estrategia o Sistema de Medidas de Mitigación.
En general considerando las características del proyecto, la mayoría de las medidas de mitigación propuestas en este
documento estarán apegadas a la Normatividad Oficial Mexicana en Materia de Seguridad y Protección al Ambiente, así como
en la aplicación de la mejor tecnología disponible para la prevención de accidentes y control de las posibles fuentes
de contaminación al aire, agua y sedimentos.
Derivado de lo anterior Pemex Exploración y Producción cuentan también con Reglamentos y Manuales de Procedimiento para
la Protección al Ambiente en todas sus instalaciones, los cuales se aplican mediante acciones específicas, operativas
y administrativas desde el inicio hasta el final de proyecto, bajo un comportamiento responsable y consciente de las autoridades
y de los trabajadores.
Como parte de las políticas de PEP en la realización de las obras se asigna un supervisor que se encarga de la vigilancia
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I
del cumplimiento por parte del contratista de las medidas de mitigación, así como la normatividad aplicable para cada actividad.
En la Carpeta II, Anexo Documental se cuenta con los Programas y Manuales que forman parte de la política de
Pemex Exploración y Producción.
Para dar seguimiento a las mediadas de mitigación durante la etapa de operación y mantenimiento es de suma importancia
que PEMEX realice el tramite ante el INE de la Licencia Ambiental Única (LAU) y de la Cédula de Operación.
La LAU es un instrumento de regulación directa, que permite coordinar en un solo proceso la evaluación, dictamen y
seguimiento de obligaciones y trámites que en materia ambiental corresponden a los establecimientos industriales de
jurisdicción federal.
Abarca tanto tramites relacionados con los servicios hidraúlicos que proporciona la CNA, como de Impacto Ambiental,
Riesgo, Emisiones a la Atmósfera y Generación y Manejo de Residuos Peligrosos que corresponden al INE.
La Cédula de Operación, en correspondencia con el enfoque de la LAU, constituye un reporte anual multimedios relativo a
la emisión y transferencia de contaminantes ocurridas en el año calendario anterior.
Su presentación forma parte de las obligaciones fijadas en la Licencia de Funcionamiento y la LAU; la cédula deberá entregarse
en el primer cuatrimestre de cada año de acuerdo al calendario establecido.
La cédula contempla la siguiente información básica:
Ø Cantidades de emisión, transferencia de las sustancias a los diferentes medios (aíre, agua, suelo).
Ø Cantidades de transferencia de las sustancias fuera del establecimiento sea para su tratamiento, reciclaje, reuso,
disposición final o incineración.
Ø Actividades de control y prevención de la contaminación y proyección de los volúmenes de contaminación para el
siguiente periodo de reporte.
VII
Ø Manifiestos de Entrega, Transporte y Recepción de Residuos Peligrosos.
PRONÓSTICOS AMBIENTALES REGIONALES Y, EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS.
VII.1. Programa de Monitoreo.
Es importante hacer mención que Pemex Exploración y Producción cuenta con estudios de monitoreo de
parámetros fisicoquímicos y bióticos, tales como los siguientes:
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I
Ø Evaluación del Impacto de las Comunidades Bentónicas y Cuerpos de Aguas Circundantes a las Chapopotoneras
Naturales en el Golfo de México.
Ø Evaluación de Hidrocarburos y Metales Pesados en el Golfo de México entre Alvarado, Veracruz y Cd. del
Carmen, Campeche.
Ø Evaluación de las Corrientes Marinas y Calidad del Agua y Sedimentos e Hidrocarburos en Agua y Sedimentos y
algunos efectos Biológicos en el Área de Plataformas y Sonda de Campeche.
Ø Evaluación del Impacto Ambiental Generado por Plataformas Petroleras en la Sonda de Campeche.
Así mismo la Secretaría de Marina a través de la Dirección General de Oceanografía Naval, Estación de
Investigación Oceanográfica de Carmen, público el siguiente estudio:
Ø Estudio de la Dinámica y Contaminación Marina, dentro del Mar Territorial y Zona Costera de la República Mexicana en
la “Sonda de Campeche (Zona Petrolera) Mar Territorial y de Cayo Arcas, Triángulos y Cayo Arenas”.
En los estudios mencionados anteriormente se da a conocer el grado de impacto de las actividades petroleras en el área
de influencia y se mencionan las afectaciones de estas sobre el ecosistema marino.
Cabe mencionar que dichos estudios han sido realizados con instituciones gubernamentales y no gubernamentales e
instituciones educativas; tales como la Universidad Nacional Autónoma de México, Instituto de Limnología de la
UNAM, Universidad Autónoma Metropolitana, Universidad Autónoma de Ciudad del Carmen, Instituto Mexicano del Petróleo,
entre otros.
Para el presente proyecto Pemex Exploración y Producción está instrumentando el proyecto denominado “Evaluación
Prospectiva para el Programa de Monitoreo Continuo del Efecto Ambiental de la Actividad Petrolera en el Golfo de México”, con
el fin de tener un programa que genere información sistemática sobre los aspectos ambientales del sur del Golfo de México.
El presente estudio quedará incluido dentro de esta evaluación.
Dentro de la organización de Pemex, se estableció la importancia de los aspectos ecológicos al conformar las Directrices
de Petróleos Mexicanos en Materia de Protección Ambiental, Ahorro y Uso Eficiente de la Energía, donde las acciones se
orientan hacia los aspectos de prevención de la contaminación sin descuidar las relativas al control y corrección, así como a
una mejora permanente de la calidad de sus productos.
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I
En el ámbito de cooperación internacional y en cumplimiento de los compromisos derivados de convenios internacionales,
se efectuaron diversas acciones, entre las que destacan la firma de Convenio de Cooperación de Asistencia Técnica en Materia
de Protección al Ambiente y Ahorro de Energía, entre los países latinoamericanos miembros del ARPEL.
La Subcomisión de Protección y Restauración Ecológica persigue que la participación de las entidades involucradas se prevenga
y corrijan daños al ambiente en zonas petroleras así como promover actividades productivas. Las actividades
programadas anuales y llevadas a cabo regularmente por Petróleos Mexicanos a través de las Subcomisiones para el
Desarrollo de las Zonas Petroleras, en las diferentes entidades son:
Ø Vertiente Preventiva:
o
Diagnóstico Ambiental.
o
Análisis de Descargas a Cuerpos de Agua.
o
Estudios Sobre los Efectos Ambientales de las Actividades Petroleras.
o
Construcción de Obras de Protección Ambiental (Diseño).
Ø Vertiente Correctiva:
o
Construcción de Obras de Protección Ambiental
(Post-Operación).
o Restauración del entorno.
Cabe mencionar que las presentes obras serán integradas al Programa de Inspección para los equipos instalados en
las Plataformas Marinas en la Sonda de Campeche; de esta forma cuando se detecte un equipo en mal estado o que no
cumpla con las condiciones de operación para la que fue diseñado, éste será destituido por un equipo que cumpla con
dicho diseño, de esta forma se dará cumplimiento a las Normas Oficiales Mexicanas que para el caso apliquen.
En el caso particular de la presente Manifestación de Impacto Ambiental en su Modalidad Regional, las actividades que
serán monitoreados y controlados serán:
Ø Descarga de Aguas Residuales: Concentración de contaminantes.
Ø Emisiones a la Atmósfera: Concentración de contaminantes.
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I
Ø Generación de Residuos Peligrosos: Cantidad generada.
Los programas de análisis y control tendrán como base el cumplimiento de la normatividad en materia ecológica aplicable,
de acuerdo a las variables involucradas son:
Ø NOM-001-ECOL-1996: Descarga de Aguas Residuales.
Ø NOM-052-ECOL-1993: Clasificación de Residuos Peligrosos de PEP.
Ø MARPOL 73/78: Ley de Aguas Nacionales y el convenio para prevenir la contaminación marina provocada por los buques.
Ø NOM-085-ECOL-1994: Emisión de humos, partículas, óxidos de azufre, entre otros.
Se presenta a continuación en forma general el alcance de los programas de análisis y control para las variables
indicadas anteriormente, de acuerdo con lo solicitado en las normas ecológicas ya mencionadas.
Descarga de Aguas Residuales.
Las descargas de aguas residuales en las diferentes etapas de desarrollo del proyecto, cumplirán con la norma NOM-001ECOL-1996 en materia de límites máximos permisibles de contaminantes. El alcance del programa de monitoreo incluye:
Ø Objetivo.
Determinar periódicamente la composición de las descargas de aguas residuales, con la finalidad de determinar
cualquier desviación con respecto a las limitaciones de la norma NOM-001-ECOL-1996.
Ø Variables.
En las corrientes de descarga de las aguas residuales se determinará la concentración de:
- Contaminantes básicos.
- Contaminantes patógenos y parasitarios.
- Metales pesados y cianuros.
Ø
Muestreo.
Las muestras, para las pruebas de laboratorio, serán tomadas en los puntos de descarga, tanto de los paquetes de tratamiento
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I
de aguas negras como de aguas aceitosas. El tamaño y volumen de las muestras; así como la metodología para la
determinación de la concentración de las variables, se ajustarán a lo que se recomienda en la norma NOM-001-ECOL-1996.
Ø Calendario de análisis y reporte.
El análisis de las descargas de aguas residuales se realizará en forma mensual y se reportan los resultados cada dos meses a
la Comisión Nacional del Agua.
Ø Responsables.
En todos los casos PEP es el responsable de la obra, en caso de asignar las actividades de muestreo se pedirá el compromiso
de las compañías contratadas a cumplir con la normatividad en materia ecológica vigente, con laboratorios con infraestructura
y registro necesarios para la validez oficial de los resultados.
Ø Valores permisibles.
En la norma NOM-001-ECOL-1996, Título de Concesión y en MARPOL 73/78 se indican los límites de concentración
permitidos con respecto a contaminantes básicos, metales pesados, cianuros y patógenos, para las descargas de
aguas residuales en aguas y bienes nacionales.
Ø Acción cuando se rebasen valores permisibles.
En caso de que en alguno de los análisis de laboratorio, practicados a las descargas de aguas residuales, indique que se
están rebasando los límites permisibles de contaminantes, los responsables de las descargas realizarán el
mantenimiento, reparación o substitución, si fuera necesario, de los equipos de tratamiento.
Emisiones a la Atmósfera.
El análisis de las emisiones a la atmósfera se realizará para los generadores de energía eléctrica que se localizarán en
las plataformas durante la perforación de los pozos, se seleccionan estos equipos debido a que son los más críticos ya
que operarán de forma continua y por un lapso de tiempo de aproximado de 3 años.
El análisis de las emisiones incluye:
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I
Ø Objetivo.
Determinar periódicamente la calidad de las emisiones, con la finalidad de verificar que no existen desviaciones con respecto a
los niveles máximos permitidos de acuerdo a la NOM-085-ECOL-1994.
Ø Variables.
En las emisiones de los generadores de energía se determinará el contenido de:
- Partículas Suspendidas Totales.
- Bióxido de Azufre.
- Óxidos de Nitrógeno.
- Densidad de humo.
Ø Calendario de análisis y reporte.
Se analizará mensualmente el contenido de contaminantes en las emisiones de gases a la atmósfera.
Ø Responsables.
En todos los casos PEP es el responsable de la obra en caso de asignar las actividades de muestreo se pedirá el compromiso
de las compañías contratadas el cumplimiento de la normatividad en materia ecológica vigente, con laboratorios que cuenten
con infraestructura y registro necesarios para la validez oficial de los resultados.
Ø Acción cuando se rebasen valores permisibles.
En caso de que en alguno de los resultados del análisis de la evaluación de la calidad de las emisiones, indique que se
están rebasando los niveles máximos permisibles de contaminantes, los responsables de las emisiones realizarán
el mantenimiento, reparación o substitución, si fuera necesario.
Es importante hacer mención que en el Complejo Marino de Producción Abkatún-A y sus Plataformas Satélites cuenta con
la Licencia Ambiental Única, según consta en el Oficio No. DGMIC con fecha del 25 de noviembre del 2002 emitido por
la Dirección General de Manejo Integral de Contaminantes de la Subsecretaría de Gestión para la Protección Ambiental, donde
se ampara el funcionamiento y operación de dicho Complejo Marino mediante la LICENCIA AMBIENTAL ÚNICA
No. LAU-09/00416-2002.
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I
En dicha licencia se mencionan las condiciones a las que quedan sujetas el Complejo Marino de Producción Abkatún-A y
sus Plataformas Satélites, Ver Anexo VII.1 Licencia Ambiental Única. De acuerdo a lo anteriormente expuesto todas las
emisiones a la atmósfera, descarga de agua residual y la generación de Residuos Peligrosos del presente proyecto
quedarán enmarcadas dentro de las condicionantes de dicha LAU.
VII.2. Conclusiones.
A partir de la evaluación integral realizada sobre los factores ambientales y sociales que resultarían impactados por la
construcción y operación del proyecto denominado “Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras
de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral” y con base en la
revisión bibliográfica (Instituto Nacional de Ecología, Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Comisión Nacional
del Agua, Universidad Nacional Autónoma de México, Instituto de Limnología, Secretaría de Marina, entre otros) para
la elaboración del presente Estudio de Impacto Ambiental, se concluye lo siguiente:
El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al incorporar reservas de hidrocarburos, el carácter
de este proyecto, queda enmarcado entre las prioridades gubernamentales para el desarrollo como factor base de la
política económica nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo.
En este proceso, la captación de divisas y el desarrollo de la industria extractiva para consumo nacional y de exportación
son objetivos primordiales de la actividad petrolera.
La compatibilidad del proyecto con el uso del suelo en el sitio, se confirma con el permiso correspondiente extendido por
las autoridades federales, teniendo como marco principal las regulaciones internacionales y la Constitución Política de los
Estados Unidos Mexicanos.
La nueva infraestructura se instalará en un área de tráfico marítimo restringido en donde sólo se permite la actividad
relacionada con la extracción de hidrocarburos.
Las actividades económicas distintas de la extractiva del petróleo no se verán interrumpidas ni afectadas por las acciones
del proyecto, el tráfico marítimo en la zona de plataformas está regulado por el Sistema de Control y Tráfico Marítimo de
acuerdo con las disposiciones de la Organización Marítima Internacional, por la propia seguridad de las embarcaciones
no petroleras o no relacionadas con esta industria
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I
Existe facilidad para llegar a la zona del proyecto, ya sea por vía aérea o marítima, lo cual permitirá que en caso de un
incidente durante las distintas etapas del proyecto se pueda acudir rápidamente, para la aplicación de los planes y programas
de emergencia de PEP, evitando efectos mayores al ambiente y/o al personal.
El presente proyecto se localizará aproximadamente a 150 km al Noroeste de Dos Bocas, Tabasco, se encuentra alejado de
áreas protegidas, tanto de competencia federal como estatal, por lo cual se considera que su impacto a ecosistemas terrestres
y marinos de gran fragilidad es nulo.
El área en la que será instalado el proyecto no posee cualidades estéticas únicas o excepcionales desde el punto de vista
biótico, ya que en toda la Plataforma Continental se presentan condiciones bióticas similares.
Con base en la bibliografía consultada, el área del proyecto posee una gran variedad y abundancia de flora y fauna, dentro de
las especies de fauna se encuentran reportadas cinco especies de tortugas marinas catalogadas en peligro de extinción
de acuerdo con la NOM-059-ECOL-2001 las cuales utilizan las áreas donde se localiza el proyecto como rutas de
tránsito migratorio para llegar a la Sonda de Campeche, lugar donde anidan y se alimentan algunas de estas especies.
Por lo anterior se recomienda notificar al personal que labore en las actividades de instalación y operación que
queda estrictamente prohibido cazar, colectar y/o aprovechar la fauna acuática bajo status de conservación ya que éste
constituye un delito.
Durante sus las etapas del proyecto se generará empleo, la demanda de bienes y servicios aumentará, lo cual permitirá elevar
la calidad y estilo de vida de los pobladores locales y de otras partes del país.
De acuerdo a la Matriz de Identificación y de Evaluación de Impactos Ambientales para las obras de los proyectos:
Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral se obtuvieron 130 interacciones de las cuales 41 (31,54
%) representan los impactos benéficos, mientras que el 68,46 % (89) corresponden a los impactos adversos identificados para
las presentes obras; de este 68,46 % de impactos adversos al 49,22 % (64 interacciones) se les puede aplicar
medidas preventivas para mitigar o disminuir los impactos ambientales al proyecto.
Los componentes ambientales evaluados como relevantes para este proyecto por el número de impactos que se podrían
presentar se mencionan a continuación en orden de importancia:
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I
Ø Agua Marina.
Ø Calidad del Aire.
Ø Niveles de Ruido.
Ø Sedimento Marino.
Ø Flora y Fauna Marina.
Las actividades que más afectaciones podrían ocasionar a los componentes ambientales durante todo el desarrollo del
proyecto son las siguientes:
Ø Colocación de las Subestruturas.
Ø Tendido y Enterrado de Gasoducto.
Ø Ubicación y Acoplamiento de Plataformas Móviles.
Ø Generación de Residuos (Sólidos y Líquidos).
Ø Operación de Plataformas de Perforación.
Ø Reparación de Pozos.
Ø Operación de las Módulo Habitacional, Módulo de Compresión.
Ø Mantenimiento de Módulos y Gasoducto.
Ø Taponamiento de Pozos.
En la Tabla VII.2.1 se presenta un resumen de los impactos identificados.
Impactos
Etapas del proyecto
Benéficos
Adversos
Total
Cantidad
%
Cantidad
%
Cantidad
%
Etapa de Preparación e Instalación
15
11,55
53
40,77
68
52,32
Operación y Mantenimiento
21
16,15
20
15,39
41
31,54
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I
Abandono del Sitio
5
3,84
16
12,30
21
16,14
Total
41
31,54
89
68,46
130
100
La etapa que presenta un mayor número de impactos adversos es la Preparación e Instalación de Módulos, Gasoducto y
la Perforación de Pozos con un
52,32 %, seguido por la etapa de Operación y Mantenimiento con un
31,54 % y por último la etapa Abandono del Sitio con un 16,14 %.
La totalidad de impactos adversos presentados en la etapa de operación se le pueden aplicar medidas correctivas enfocadas a
la aplicación de programas de mantenimiento para Plataformas y Gasoducto y el cumplimiento de las Normas Oficiales
Mexicanas para la protección de los componentes ambientales evaluados como relevantes; sin embargo en el caso de
Perforación de Pozos los impactos generados al sustrato marino serán de carácter adverso y no mitigable.
En lo que se refiere a los posibles impactos adversos al medio marino ocasionado por derrames de hidrocarburos, éste se trata
de un evento poco probable, en el caso de algún accidente de este tipo se presente, se efectuarán acciones mitigables gracias
a las medidas aplicadas por Pemex Exploración y Producción para atender este tipo de siniestros.
Basándose en lo expuesto anteriormente y considerando el beneficio que representaría en el ámbito local y nacional la
instalación y operación del proyecto denominado “Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las Obras
de los Proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral” se determina que el proyecto
es AMBIENTALMENTE FACTIBLE siempre y cuando se apliquen las medidas de mitigación propuestas en el presente estudio
y se integren las obras nuevas a los programas de Monitoreo y Control de la Contaminación con los que cuenta
Pemex Exploración y Producción.
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las especies de pulpo de las aguas de jurisdicción federal del Golfo de México y Mar Caribe.
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VIII. MEMORÍA FOTOGRÁFICA.
Fotografía VIII.1 Vista General de la Plataforma de Perforación
Abkatún-B, desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo 57D.
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Fotografía VIII.2 Vista General del Tetrápodo Caan-TA,
desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo Caan-1001.
Fotografía VIII.3 Vista General del Octapodo Abkatún-H,
desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo Kanaab-125.
Fotografía VIII.4 Vista General de la Plataforma Taratunich,
desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo Taratunich 24 y 61.
Fotografía VIII.5 Procedimiento de instalación de la Superestructura de Plataformas Tipo.
Fotografía VIII.6 Vista de la Planta Potabilizadora en una Plataforma Habitacional Tipo.
Fotografía VIII.7 Vista del Tanque de Almacenamiento de
Agua Potable con Capacidad de 100 m3, en Plataforma Habitacional Tipo.
Fotografía VIII.8 Vista del Tanque de Almacenamiento de
Diesel en Plataforma Habitacional Tipo.
Fotografía VIII.9 Vista de Bote salvavidas con Capacidad para
58 Personasen Plataforma Habitacional Tipo.
Fotografía VIII.10 Señalización Visual de las Contingencias que se
pueden presentar en Plataforma.
Fotografía VIII.11 Árboles de Válvulas Instalados en una
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I
Plataforma de Perforación Tipo.
Fotografía VIII.12 Vista General de la Disposición de
Árboles de Válvulas instalados en una Plataforma de Perforación Tipo.
Fotografía VIII.13 Sistema Contraincendio
Instalado en el Área de Pozos de Producción.
Fotografía VIII.14 Vista General de una Grúa instalada
en Plataforma Habitacional Tipo.
Fotografía VIII.15 Vista de Embarcación
que transporta a Personal de Pemex.
Fotografía VIII.16 Se observa arribo de personal a través de pasarela.
Fotografía VIII.17 Vista del Transporte Aéreo a Plataformas.
Fotografía VIII.18 Movimiento de Personal de Plataforma a Embarcación.
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