J Octavio Herandez Montes

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS
CAMPUS COATZACOALCOS VERACRUZ.
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos en el mar y su
aplicación dentro de un plan de contingencias
MONOGRAFIA
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO QUÍMICO
PRESENTA
José Octavio Hernández Montes
Asesor: MC. Abril Eugenia Moncada Uribe
Coatzacoalcos, Ver, 2009
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.
Para mis padres, Neri y nuestro hijo.
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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AGRADECIMIENTOS.
No siempre llega a la meta el mejor, sino también el que da su mayor
esfuerzo y es constante en su trabajo diario.
Quiero agradecer a la realización de este trabajo a:
Dios
A mi asesora MC. Abril Eugenia Moncada Uribe, por su atención, apoyo y
tiempo invertido.
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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ÍNDICE GENERAL
INTRODUCCIÓN
5
CAPÍTULO 1. PROBLEMÁTICA REGIONAL Y ATENCIÓN DE LOS
DERRAMES AL MAR
6
1.1 Casos registrados
7
1.1.1 Casos significativos a nivel mundial
7
1.1.2 Problemática regional
9
1.1.3 Derrames registrados y sus consecuencias
14
1.2 Plan local de contingencia para combatir y controlar derrames de
hidrocarburos y otras sustancias nocivas al mar
18
1.2.1 Conformación del organismo
18
1.2.2. Objetivos y metas
20
1.2.3 Estrategias de respuesta
20
1.2.4 Equipo de contención y recuperación de hidrocarburos
24
1.2.5 Tecnología de respuesta alternativa
32
CAPITULO 2. FUNDAMENTOS DE CONTAMINANTES EN EL MEDIO
MARINO
35
2.1 Generalidades del medio acuático
36
2.1.1 Necesidad de las aguas de superficie
37
2.2 Generalidades de transporte del petróleo en el medio acuático
40
2.2.1 Análisis de trayectoria
40
2.2.2 Proceso de envejecimiento y escalas temporales
42
2.2.3 Transporte de petróleo
47
2.3 Software utilizado.
55
2.3.1 Adios2
55
2.3.2 Responder Tool Kit
59
CAPÌTULO 3. ESCENARIO DE ESTUDIO
62
3.1 Descripción del caso
63
3.2 Características de la sustancia involucrada
67
3.2.1 Generalidades del petróleo
67
3.2.2 Características del crudo Istmo
70
CAPÌTULO 4. OBTENCIÓN DE RESULTADOS
74
4.1 Simulación utilizando el programa Responder Tool Kit
75
4.2 Simulación utilizando el programa ADIOS2
78
4.3 Resultado general del simulacro de derrame de hidrocarburo Istmo llevado a
cabo el 30 de Julio de 2009 en la Dársena de Pajaritos
89
CONCLUSIONES
91
RECOMENDACIONES
92
LITERATURA CITADA
93
GLOSARIO
94
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INTRODUCCIÓN
En este trabajo se intenta presentar un análisis de los mecanismos así
como de los factores ambientales que modifican y afectan una mancha de
hidrocarburo desde el momento mismo en que se lleva a cabo el vertido sobre
la superficie del agua.
Es evidente que se hacía notar la necesidad de la implementación de un
programa de simulación que coadyuvara con el plan local de contingencias para
combatir y controlar derrames de hidrocarburos y otras sustancias nocivas en el
mar, sin embargo resulta de vital importancia sino que indispensable el
conocimiento y entendimiento pleno de todos los procesos fisicoquímicos y
medio ambientales que afectan al petróleo durante un derrame, esto con el
único objetivo de obtener datos confiables como resultado de la simulación que
permitan colaborar de manera rápida y eficaz en el combate de un derrame de
hidrocarburos..
La gran mayoría de la información empleada ha sido recopilada en gran
parte de reuniones interdisciplinarias con personal de la Secretaria de Marina y
de consultoría ambientales, como miembros de la sección de planeación
pertenecientes al organismo del plan local.
En la primera parte de este trabajo se presentan los casos de derrames
más importantes, también se describe el plan local de contingencias y se hace
un sumario de los recursos tanto humanos como materiales con que cuenta
este organismo.
El segundo capítulo muestra los procesos fisicoquímicos y ambientales, la
importancia de estos y la manera en cómo pueden afectar a los mecanismos de
contención y recuperación, da también un breve bosquejo de los simuladores
para facilitar su comprensión y evaluación.
La parte final, muestra el caso de estudio así como la aplicación de los
programas en un simulacro desarrollado en la Dársena de Pajaritos.
Esperando que el presente trabajo sea de utilidad al lector ya sea como
referencia o simplemente como texto, que de ser usado como texto se
recomienda la lectura completa para su mejor comprensión.
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CAPÍTULO 1. PROBLEMÁTICA REGIONAL Y ATENCIÓN
DE LOS DERRAMES AL MAR
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1.1 Casos registrados
El estudio de la contaminación por petróleo en los océanos del mundo
debe enfocarse fundamentalmente, a la alteración de los ecosistemas marinos y
costeros que se originan por operaciones de extracción, refinación, transporte,
almacenamiento y el uso del petróleo como fuente de energía.
De manera general, la contaminación marina se encuentra asociada
primordialmente a las siguientes actividades: producción en altamar,
transportación vía marítima y submarina. Actividades de embarque,
almacenamiento, lavado de buques-tanque y limpieza de los mismos,
descargas a partir de fuentes industriales y municipales de ciudades costeras,
accidentes en las operaciones, como ruptura de los oleoductos marinos,
derrames y explosiones de plataformas y accidentes de buque-tanques, se
muestra a continuación algunos de los accidentes petroleros ocurridos a nivel
mundial. (1)
1.1.1 Casos significativos a nivel mundial
El 17 de Marzo de 1967 el petrolero “Torrey Canyon” fue el primer gran
desastre en la historia de las mareas negras, quedando varado en un arrecife
de las costas del sur de Inglaterra, derramando 120,000 toneladas de
combustible, la mancha de hidrocarburo alcanzo 70 km de largo por 40 de
ancho provocando la muerte a más de 20,000 aves.
El 16 de Marzo de 1978 el “Amaco Cádiz” naufragó en las costas de
Bretaña, Francia, derramando su carga completa:(50,000 toneladas).
El 24 de Marzo de 1989 el “Exxon Valdez” encalló en el arrecife Bligh, bahía del
Paso Prince William, Alaska, derramando (más de 100,000 ton.), el del pozo
IXTOC en las costas de Campeche (Golfo de México), es considerado el mayor
a escala mundial y bien vale la pena describirlo detalladamente por el impacto
tan devastador al medio marino. (1)
Derrame del Pozo IXTOC-1
En diciembre de 1978, petróleos mexicanos (PEMEX) comenzó a perforar
el pozo IXTOC-1 situado en la porción central de la plataforma continental de
Campeche a unos 90 km al noroeste de la isla del Carmen, Campeche a 92º
13´ longitud O y 19º 24´ latitud N.
Por desgracia, en junio 3 de 1979 al estar perforando a 3,627 m de
profundidad, el pozo explotó luego de una serie de problemas técnicos que se
presentaron el día anterior al estar retirando la tubería de perforación. La torre,
parte del equipo de perforación y las tuberías se derrumbaron sobre los
preventores y los dañaron. Se inició así, uno de los más grandes y
espectaculares derrames de petróleo en el mar, con una fuga de 30,000 barriles
diarios durante 10 meses y por medio del cual se introdujeron a las aguas
costeras del Golfo de México 3´100,000 barriles de petróleo crudo o
aproximadamente 475,000 toneladas métricas según estimaciones de PEMEX.
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El petróleo derramado contaminó severamente gran parte del litoral del
Golfo de México así como su franja costera que consiste principalmente de
playas arenosas e islas de barrera las cuales protegen a ecosistemas altamente
productivos y ecológicamente importante como las lagunas costeras. El petróleo
proveniente del pozo IXTOC-1 contenía una alta proporción de hidrocarburos
saturados (n-parafinas) de cadena lineal con menos de 16 átomos y
compuestos aromáticos con un alto porcentaje de benceno y naftaleno con sus
derivados metilados (mono, di y trimetilnaftalenos). Considerando su
composición química, una gran parte del petróleo fue disuelto en agua y una
pequeña porción evaporado a la atmósfera, el resto fue expuesto a una serie de
procesos físico-químicos y biológicos los cuales propiciaron su posterior
sedimentación. Una importante cantidad de petróleo fue depositado sobre las
playas por acción de las corrientes litorales y las mareas donde la radiación
solar permitió su posterior intemperismo.
En la tabla 1 se observa una estimación del destino del petróleo
derramado del IXTOC-1 realizada por Jernelov y Linden (1981), comparándolo
con otros derrames, concluyendo que los siguientes mecanismos fueron los
responsables de su comportamiento en la zona del derrame:
Tabla 1 Destino del petróleo en el derrame del pozo IXTOC-1(1)
Mecanismo
1. Quemado en el sitio del pozo.
2. Removido mecánicamente del
área del pozo.
3. Evaporado a la atmosfera.
4. Degradado biológicamente y
químicamente.
5. Depositado en playas de México.
6. Depositado en playas de USA.
7. Hundido en el fondo oceánico.
TOTAL
Porcentaje
(%)
3
5
Toneladas métricas
48
12
238,000
58,000
6
3
24
100
29,000
14,000
120,000
497,000
15,000
23,000
Desde los primeros días de derrame una gran cantidad de dispersantes
fue empleada, sin embargo la cantidad total que se usó aún se desconoce. De
acuerdo a la información de PEMEX al menos se emplearon y dispersaron
9,000 toneladas métricas, significando esto que el uso de dispersantes durante
el derrame puede ser considerado uno de los de mayor escala en el mundo.
Los reportes y estudios conducidos para evaluar sus efectos, especulan
que el petróleo afectó de manera aguda a las especies y ecosistemas del área
de la sonda de Campeche debido a la toxicidad química del mismo. (1)
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1.1.2 Problemática regional
A partir del año 1975 México desarrolla su tecnología de explotación
petrolera en plataformas marinas del Golfo de México y por ende aumenta su
producción de la cual el 75% proviene de plataformas de la sonda de
Campeche de ahí es movilizado vía ductos submarinos a boyas flotantes de
carga (cayo arcas Campeche) se envía a puerto de almacenaje (Dos Bocas,
Tabasco) y dirigido a puertos de transformación y refinación (Coatzacoalcos,
Veracruz y Salina Cruz, Oaxaca), todo lo anterior trajo consigo un aumento
considerable en el desarrollo industrial de la región originando graves
problemas de contaminación en la zona costera con sus consecuentes
impactos y efectos sobre los ecosistemas marinos.
Por todo esto, la contaminación por petróleo, está considerada como uno
de los principales problemas ambientales en la zona costera del golfo de
México la cual se incrementa día a día esto debido al uso del petróleo como
principal energético del planeta. (1)
Área de estudio
El sistema hidrológico de la zona pertenece a la región número 29
(Secretaria de Recursos Hidráulicos 1975) y se encuentra en la vertiente del
Golfo de México. El río Coatzacoalcos es la vía fluvial más importante; éste y
sus afluentes dividen el área en dos subregiones, cerca de la desembocadura, y
la disectan y fracciona a medida que se remonta. El límite oriental de la región
es el río Tonalá, la otra vía de agua mayor, el cual también es el límite entre
Veracruz y Tabasco. En la parte noroeste se localiza un sistema fluvial menor,
formado por pequeños ríos y arroyos que se originan en la sierra de santa
Marta y desembocan en tierras inundadas de la planicie costera o en la laguna
del ostión, el principal de los cinco grupos lagunares de importancia en la
zona.(8)
Río Coatzacoalcos
La desembocadura del río Coatzacoalcos se localiza a 56.7 km al SE de
Punta Zapotitlán, sobre su margen O se encuentra ubicada la ciudad y puerto del
mismo nombre. A 5.04 km de la entrada se encuentra un puente, cuya parte
central es levadizo. Es nombrado también río del Istmo. Es un río muy caudaloso
que se nutre con las aguas provenientes de las montañas del Istmo de
Tehuantepec. Nace en la sierra atravesada
del Estado de Oaxaca y
desemboca en el puerto de Coatzacoalcos, es alimentado por diferentes
arroyos y ríos que aportan material terrígeno proveniente de la sierra, es
navegable en 222 km Coatzacoalcos y Minatitlán están en sus márgenes.
Transporta sedimentos y rocas, su profundidad alcanza hasta los 15 m, su
escurrimiento anual es de 22,500 millones de m3.
El sistema de sierras en Oaxaca tiene más de 2 mil metros de altura, en
su margen derecho recibe al río Calzadas el cual viene de la serranía de San
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Andrés Tuxtla, está ubicado entre los 18° 05´ y 18° 10´ Norte y 94° 22´ y 94° 29´
Oeste.
El puerto de Coatzacoalcos anteriormente llamado Puerto México, es un
puerto comercial e industrial que en conjunto con el recinto portuario de
Pajaritos, conforma un conjunto de instalaciones portuarias de gran capacidad
para el manejo de grandes embarcaciones de altos volúmenes de carga, está
localizado sobre la margen oeste del río Coatzacoalcos. Vinculado con el puerto
de Salina Cruz a una distancia de 300 km, Coatzacoalcos es un punto clave ya
que constituye la base para el desarrollo de actividades industriales,
agropecuarias, forestales y comerciales en la región del Istmo de Tehuantepec.
Así como el hecho de poder ofrecer la oportunidad de operar un corredor de
transporte intermodal para tráfico internacional de mercancía.
Los sectores secundarios y de servicios son los más importantes en el
desarrollo del Municipio, destacando las actividades relacionadas con la industria
del petróleo y de la construcción. Dentro de las actividades económicas locales,
destaca también el movimiento portuario, tanto de exportación como de
importación. Hacia fuera de la costa la corriente sigue una dirección noroeste,
pero cerca de los rompe olas se establece al este. La corriente en el río varía con
la marea, alcanzando su máxima velocidad aproximadamente 2 horas después de
la pleamar. La elevación de la marea es de 0.62 m. El calado máximo para cruzar
la barra de la entrada es de 11.2 m, las profundidades sobre la barra decrecen
considerablemente por el transporte de sedimentos ocasionado por las corrientes
en época de lluvias, (junio a octubre). El puerto se cierra ocasionalmente por 2 ó 3
días, cuando los vientos con dirección del Norte son muy fuertes, mismos que
pueden elevar considerablemente el nivel de las aguas adentro del puerto. La
temporada de estos vientos ocurre de octubre a marzo. (8)
Descripción del ecosistema regional
El pantano es vital para el desarrollo de especies marinas de importancia
comercial y para la existencia de comunidades vegetales de importancia
ecológica (manglar, selva baja inundable).
Los pantanos y otros ambientes lacustres albergan una gran diversidad de
aves acuáticas, residentes y migratorias. También constituyen el hábitat natural
de especies en peligro de extinción, como el cocodrilo del pantano.
Esta localizado en la zona pantanosa del bajo Coatzacoalcos conocido
como Santa Alejandrina (actualmente propiedad de refinería Minatitlán) entre
Minatitlán y Coatzacoalcos de 150 km cuadrados. Son un importante aporte de
materia orgánica para una posterior formación de suelo.
El popal se define como un tipo de vegetación herbácea que crece en
lugares pantanosos o inundados prácticamente sin declive, que se saturan
con agua permanente por filtración y de inundaciones, con una profundidad
aproximada de un metro o más. Dado que no existe un sistema de clasificación
propio para las comunidades vegetales de zonas inundables tropicales, estas
se denominan con base en las formas de vida dominante en cada una de ellas.
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Las plantas que componen el popal viven enraizadas en el fondo, tienen
grandes hojas, largas y anchas, que sobresalen del agua, crecen en forma muy
densa por lo que el agua apenas es visible.
Los humedales y pantanos son un gran sistema de recepción, generación,
acumulación y exportación de materia orgánica y es una eficiente maquinaria
natural de descomposición bacteriana y de reciclamiento de formas nutritivas
hacia el estuario y la zona marina adyacente. Tiene altas concentraciones de
materia orgánica (40 % comparada con el 10 al 15 % en las lagunas costeras),
en época de secas se acumulan e intensifican los procesos bacterianos de
mineralización y reciclamiento de nutrientes.
Los acahuales ocupan una superficie amplia en la región de
Coatzacoalcos, es fundamental como reserva del germoplasma para la
recuperación de las selvas originales y como hábitat para la fauna silvestre. En
este sentido su conservación resulta vital y deberá establecerse una política
que permita incrementar la conectividad entre los manchones de acahual,
selvas y vegetación acuática que existen en la zona, formando verdaderas
redes
ecológicas que cumplirán una doble función: como zonas de
recuperación de selvas y refugio de fauna, así como áreas de amortiguamiento
a las actividades industriales.
El manglar es una planta con una gran habilidad para crecer en los
substratos lodosos y arenosos, provee de una gran cantidad de hábitats a
especies acuáticas y terrestres. La enorme cantidad de energía almacenada en
sus hojas es la fuente para el sostenimiento de los consumidores primarios. (8)
La figura 1 muestra la propagación de los diferentes tipos de manglares,
superior izquierda mangle rojo, inferior izquierda mangle negro, superior
derecha mangle blanco, inferior derecha mangle Botoncillo.
Figura 1 Propagación de los diferentes tipos de manglares
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Descripción de la actividad industrial regional
Los productos que son transportados en la región son los siguientes:
petróleo, azufre a granel, fenol, estireno, metacrilato de metilo, dodecil benceno,
alcohol isopropílico, etilenglicol, tolueno, sosa cáustica, ácido sulfúrico, éter
etílico, del etilenglicol, cumeno, versol, decanol, ácido acético, acetona, acetato
de vinilo, acetato de butilo, metil isobutil cetona, metil isobutil carbinol,
diptiltalato, dimetil formamida, 2-etil hexanol, dimetil formamida, anhídrido
acético, ciclo hexanona, acrilato de metilo, acrilato de etilo, isopropanol,
ortoxileno, acrilonitrilo, metanol, butiraldehido, metilminas, cemento, melaza,
cloruro de vinilo, gas metano, diesel, amoniaco, paraxileno, ortoxileno, clorados
heptano, hexano, gasolinas, dicloro etano, percloro etileno, queroseno,
turbosina, óxido de etileno, ácido clorhídrico.
En la tabla 2 se presenta un listado de las sustancias que se manejan por
dependencia en la ciudad y puerto de Coatzacoalcos. (8)
Tabla 2 Sustancias que se manejan en Coatzacoalcos
Dependencia
Sustancia
Terminal Marítima Pajaritos
Cloro etileno, cloruro de vinilo, dicloroetano,
amoniaco, ácido clorhídrico, sosa cáustica,
oxígeno, acetileno, propileno y etano.
Refinados: gasolinas magnas, premium,
turbosina, diesel y combustóleo.
Petroquímicos: tolueno, benceno, xileno,
monoetilglicerol,
ortoxileno,
acrilonitrilo,
estireno, metanol, amoniaco y gasolina nafta.
Petroquímicos básicos: Hexano y gas.
Terminal de almacenamiento y distribución.
Dependencia (en instalaciones de
Administración Integral Portuaria)
la
CANAMEX
Fenol, nonil fenol.
Complejo petroquímico cangrejera.
Pemex gas y refinación (instalaciones dentro
del predio la cangrejera).
Petróleo (L.P.G), gasolinas o naftas
desulfuradas, etano, crudo estabilizado,
mezcla de pentanos, pentanos y hexanos
isomerizados.
Petroquímica cangrejera
Acetaldehído,
glicol
puro,
aromáticos
pesados, mezcla de xilenos, benceno,
ortoxileno, butano, butadieno, óxido de
etileno, cumeno, paraxileno, estireno,
polietileno B.D, etileno, polietileno y
solventes (heptano, hexano).
Complejo Petroquímico Pajaritos
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Grupo petroquímica BETA
Hidróxido de amonio, óxido de etileno,
pentanos etoxilenos y éteres celuloicos.
Grupo Celanese
Acetato de vinilo, anhídrido acético, acetato
de etilo. Mono, di y trimetil aminas, dimetil
formamida, ácido acrílico, alcohol, di
acetona.
Complejo cangrejera
Grupo Celanece
Complejo industrial pajaritos
Cloruro de colina (seco y líquido) al 60 y 75%
Complejo petroquímico pajaritos
Materias primas: óxido de etileno, alcohol
láurico, nonil fenol, dimetil lauril amina, di
etilenglicol, alcohol tridecilico.
Productos: Arcopal, genapol, poliglicol,
genamin, praepagen, emulsogen,
emulsificante, leomin, crisostat, genagen,
dissolvan, quisagen.
Clariant
Grupo Idesa petroquímicos
Complejo petroquímico pajaritos
Glicoles etilénicos (monoetilénglicol,
dietilénglicol y trietilénglicol), glicoles
propilénicos (monopropilénglicol,
dipropilénglicol).
Anhídrido ftálico, anhídrido maleico.
Dioctilftalato, poliestireno (cristal, medio, alto
Impacto y Expandible)
Aminas (monoetanolamina, dietanolamina y
Trietanolamina).
Ácido muriático
Ácido sulfúrico
Ácido clorhídrico
Sosa cáustica
Oxígeno
Hidrógeno
Acetileno
Propileno
Etano.
Administración Portuaria Integral
VOPAK
Etanol y metanol de celanese,
monoetilenglicol de megloetanol y metanol
de celanese. Monoetilenglicol de meglobal,
hexano y detilenglicol.
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1.1.3 Derrames registrados y sus consecuencias
Debido al crecimiento industrial y al intenso tráfico de productos
petroquímicos en las márgenes del río Coatzacoalcos y sumado a esto la
enorme dinámica ya sea vía marítima o terrestre en el manejo de estos
productos se han localizado los puntos donde se encuentra mayor incidencia de
derrames de hidrocarburos en la zona según el departamento de protección al
medio ambiente marino en Coatzacoalcos (PROMAM). Estos puntos se
clasificaron de la siguiente manera.
•
Derrames provocados por buques (nacionales y extranjeros), en las
inmediaciones de la zona costera del puerto de Coatzacoalcos, siendo
aproximadamente 14 derrames registrados desde 1982.
•
4 derrames regulares y/o grandes ocurridos en la Refinería Lázaro
Cárdenas del Río, en Minatitlán.
•
La Terminal Marítima de Pajaritos con aproximadamente 4 de regular
tamaño.
•
Otros derrames de pequeños a medianos (red de ductos, factoría de
Nanchital, muelle flotante del Astillero de Marina número tres, Ejidos Gavilán de
Allende y Jaliltepec). (8)
En la tabla 3 se citan algunos de estos accidentes registrados en su
mayoría por PROMAM y PEMEX.
Tabla 3 Casos registrados de derrames en la zona Coatzacoalcos – Minatitlán
(8)
Fecha
12-Feb-1987
Incidente
Escape de hidrocarburo en arroyo teapa
12-Feb-1987
Recuperación de hidrocarburo en el arroyo
Teapa, por personal de PROMAM.
28-Ene-1988
Derrame de hidrocarburo por barreras de
tambos en el arroyo Teapa.
11-Jun-1989
Derrame de hidrocarburo
por la CIA.
Panamericana, río Coatzacoalcos.
01-Juio-1989
Derrame del B/T Benito Juárez.
Cantidad
4,000 l
800 l
1, 500 l
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14-Julio-1989
Derrame del remolcador Pemex.
397, 50 l
20 l.
31-agosto-1989
Derrame del remolcador Enterpride 20 l de
ácido Hidráulico.
23-Abril-1990
Derrame de hidrocarburo en la refinería
Lázaro cárdenas,
recuperación por
personal de PROMAM.
30-Abril-1990
Derrame de hidrocarburo en la refinería
Lázaro Cárdenas,
recuperación por
personal de PROMAM.
19-Enero-1991
Derrame de hidrocarburo en B/T Lázaro
Cárdenas, recuperación por PROMAM.
32,500 l
16-Junio-1991
Derrame de lastre sucio del B/T SIBYL W,
500 en Dársena de Pajaritos.
79, 500 l
13-febrero-1992
Derrame de hidroc. Por B/T Reynosa en la
Dársena de Pajaritos.
238, 500 l
06-enero-1994
Derrame de 50 barriles intermedio quince
por el chalán de Pemex, en Dársena de
Pajaritos.
04-enero-1999
Derrame de alcohol (2 etoh) barco STOL
HIKAWA, en recinto fiscal.
28-enero-1995
Derrame de la Terminal Marítima de
Pajaritos, a la Dársena de Pajaritos.
30-noviembre-1995
Derrame de hidrocarburo en la Dársena de
Pajaritos.
02-abril-1996
Derrame
de hidrocarburo por el B/T
Quetzalcóatl.
25, 000 l.
7, 000 l.
7, 950 l
15 l.
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01-noviembre-1996
26-mayo-2000
Derrame de hidrocarburo presumiblemente
B/T Monterrey.
Manchas
hidrocarburo
costado
SITAVERA, en Dársena de Pajaritos.
Mancha de 50
m2
B/T
3-junio-2000
Manchas de hidroc. en el muelle núm. 4 de
la Dársena de Pajaritos.
5-diciembre-2000
Derrame de ácido sulfúrico
puente la
joroba, apoyó personal de PROMAM
13-abril-2001
Iridiscencias en el muelle núm. 4 de la
Dársena de Pajaritos
1-marzo-2001
Derrame en arroyo Tepeyac de la CD de
Nanchital.
10-marzo-2001
Avance de recuperación en arroyo Tepeyac
de un 90 %.
10-septiembre-2001
Remolcador Sansón derramó hidrocarburo
en muelle número 4 Dársena Pajaritos
24-septiembre-2001
Derrame de combustóleo B/T Pacifica, en
Dársena de Pajaritos
05-diciembre-2001
P-122 Azueta derramo 50 l. diesel en
muelle de API.
31-diciembre-2001
Se recuperaron 11,900 l. y 3,500 kg, de
hidrocarburo y lirio, del canal de aguas
negras
37, 000 l
647, 500 l
400 l
50 l
12-abril-2002
Achique sentinas Po-107 llave
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
18-mayo-2002
Detección de iridiscencias en Dársena de
Pajaritos
21-mayo-2002
Encallamiento chalán , Po-134 Berriozábal
1-septiembre-2002
Achique de sentinas PC-226 Cochimi
22-diciembre-2004
Fisura de oleoducto Nuevo Teapa-Poza
Rica.
Problemas en válvulas del ducto de 30 in.
Nuevo-Teapa-Poza Rica.
23-octubre-2007
795, 000 l
Derrame de diesel proveniente del río
Jaliltepec a 3 km del Edo de Oaxaca.
Debido al volumen derramado, así como el alto impacto al medio acuático,
destaca el del 22 de diciembre del año 2004.
Derrame de petróleo ocurrido en el río Coatzacoalcos, a la altura de
Nanchital, Veracruz a consecuencia de un incendio y posterior explosión en la
central de bombeo de Mazumiapan, a 120 km de distancia del lugar del
derrame hacia el río y la costa. En consecuencia 795, 000 l (5,000 barriles) de
petróleo crudo, contaminaron el arroyo Tepeyac (300 m), el río Coatzacoalcos
(20 km), y las playas de Coatzacoalcos y congregación de allende (7 km).
500 pescadores afectados por la contaminación al río, 769 casos de
personas que presentaron malestar por inhalación de hidrocarburos,
afectaciones al ecosistema de manglares, esteros, tierras de cultivos,
matorrales y pastizales. Mortandad de fauna tales como aves, peces y reptiles.
Este es el resultado de uno de los más graves desastres ambientales ocurridos
en esta zona. (8)
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
17 UNIVERSIDAD VERACRUZANA Ciencias Químicas Campus Coatzacoalcos Veracruz
.
1.2 Plan local de contingencia para combatir y controlar derrames de
hidrocarburos y otras sustancias nocivas al mar
Por acuerdo del C. Presidente de la República, el 24 de agosto de 1978,
se creó la Comisión Intersecretarial de Saneamiento Ambiental, y ésta, en
cumplimiento de sus funciones creó con carácter permanente el Plan Nacional
para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y otras Substancias
Nocivas en la Mar, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 15 de abril
de 1981. Siendo la Secretaría de Marina la responsable de establecer los
mecanismos necesarios para coordinar la colaboración, al presente Plan, de
las dependencias y entidades del Sector Público, así como de organismos
Estatales, Municipales y de la población en general, de modo que la vigilancia y
control de los efectos de la contaminación provocada por derrames de
hidrocarburos o de otras substancias nocivas vertidas al medio marino y, que
dicho Plan sea más eficaz.
El presente plan tiene como finalidad fundamental, el garantizar de
manera rápida y eficaz una respuesta en caso de una contingencia que se
pudiera presentar utilizando para esto todos los recursos humanos y materiales
que permitan proteger los recursos marinos, realizar las maniobras de limpieza
y restauración de las zonas dañadas.
Tiene una jurisdicción de Punta Roca Partida en el Estado de Veracruz
hasta el Margen izquierdo del Río Tonalá en el Edo. de Tabasco, así como los
complejos de Pajaritos, Cangrejera y Morelos de Coatzacoalcos, una factoría de
Nanchital, la Refinería Lázaro Cárdenas del Rió en Minatitlán.(8)
1.2.1 Conformación del organismo de coordinación local
El mando para la toma de decisiones está apoyado en la Secretaria de la
Defensa Nacional (SEDENA), Secretaria del Medio Ambiente y Recursos
Naturales (SEMARNAT), Secretaria de Educación y cultura (SEC), a través de
Capitanía de puerto, PEMEX, Protección Civil y el H. Ayuntamiento de
Coatzacoalcos.
En la figura 2 se muestra la manera en que está conformado el organismo
de coordinación local.
La fuerza operativa, está basado en el Sector Naval Militar a través del
departamento de Protección al medio ambiente Marino (PROMAM).
Fuerzas de apoyo, los que lo integran en caso de contingencias para el
combate y control son:
Primer escalón: recursos de la Armada de México, Comunicaciones y
Transportes, PEMEX, y el responsable del derrame.
Segundo escalón: recursos de las demás dependencias involucradas en el plan
Tercer escalón: recursos del Gobierno Municipal, de los particulares y el apoyo
de las escuelas.
Las dependencias que participan en el plan local de contingencias son las
siguientes:
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
18 UNIVERSIDAD VERACRUZANA Ciencias Químicas Campus Coatzacoalcos Veracruz
.
La Secretaria de Marina, Secretaria de la Defensa Nacional, Secretaria de
comunicaciones y transportes, Capitanía de puerto, Administración Portuaria
Integral, Policía Federal Preventiva, prensa, radio y tv, Secretaria de Educación
y Cultura, Universidad Veracruzana, Secretaria de Medio Ambiente y Recursos
Naturales, Procuraduría Federal de Protección Ambiental, Secretaria de Salud,
H. Ayuntamiento de Coatzacoalcos, Transito del Estado y Protección Civil. (8)
Estas dependencias serán las encargadas en caso de requerirse
responder en tiempo y forma en la activación del plan local de contingencias
cuando el derrame sea igual o mayor a 5,000 barriles o cuando el responsable
no pueda con medios propios contener la emisión de la sustancia teniendo
como resultado un posible e inevitable impacto al medio.
Figura 2 Organismo de coordinación local. (11)
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
1.2.2. Objetivos y metas
Objetivos
• Que a través de una respuesta oportuna se garantice la mayor cantidad
de hidrocarburo recolectado, se logre el confinamiento en el menor
tiempo posible, evitando con esto una afectación mayor a áreas
sensibles.
• Que se efectúen simulacros para capacitar, entrenar y adiestrar al
personal participante.
• Realizar una evaluación periódica de la eficiencia del plan, para
mantenerlo actualizado.
Metas
• Organizar una rápida respuesta en la contingencia que se presente en el
área de jurisdicción, para garantizar la protección que demanda el
ambiente marino, ejecutar las acciones de limpieza y restauración de las
áreas afectadas, haciendo uso de los recursos humanos y materiales, a
nivel local.
• Desarrollar las tareas asignadas para cada Secretaría y/o Dependencia
con la finalidad de que participen de manera más completa, de forma tal
que no solo actúen como oyentes, sino con la participación en acción
real y de compromiso en cada una de sus funciones.
• Optimizar las capacidades de una respuesta a nivel local, manejando
tecnologías alternativas (biorremediación), en la restauración de áreas
afectadas a fin de reducir al máximo los daños. (8)
1.2.3 Estrategias de respuesta
Fases del plan local
Fase I. Detección, alistamiento y convocatoria del organismo del PLC. En esta
etapa una vez activado el plan, el organismo procede a la convocatoria de todos
los integrantes de las secciones, se da inicio al alistamiento de personal y
equipo con que se cuente.
Fase II. Ubicación del problema y coordinación para contrarrestarlo.
En esta fase se lleva a cabo la planeación de las acciones.
Las secciones involucradas son:
Operativa, logística y planeación, se colabora en conjunto para:
• Planear las acciones preventivas.
• Recopilar información (meteorológicas, del derrame).
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
• Trafico naviero (necesidad de bloquear)
• Equipos de contención, instalación de barreras (que tipo de barreras),
ubicación de las áreas para su instalación, medios de transportes.
Fase III. Solución del problema.
Coordinación entre todos los miembros del organismo los siguientes puntos.
Depósitos temporales o centros de contención en tierra, ubicación y número.
Destino final del material recolectado. (11)
Centro de comandos
El coordinador local, representando un mando unificado, para el manejo
de la información referente a combatir derrames de hidrocarburos, se apoya en
cinco funciones principales: la recolección, procesamiento, presentación,
evaluación y diseminación del flujo de acciones, que se ejecutan para minimizar
los daños al ecosistema marino según se trate.
Con base en el manejo de la información, se debe de considerar como un
proceso continuo y creciente, cuyo resultado proporciona, una imagen
compuesta de la situación de la contingencia, permitiendo al Coordinador Local,
hacer una evaluación final y ejecutar acciones para el combate del derrame
de hidrocarburos, apoyándose para esto con el Control de Tráfico Marítimo,
ubicado en la torre de control de Punta Pichos. De esta manera el Plan Local,
maneja las fuentes internas y externas de información para su evaluación,
coteja y crea bases de datos, que permiten integrar y realizar análisis de la
contingencia, con el propósito principal de obtener requerimientos de Recursos
Humanos, Equipos y Financiamiento de tal forma, que el Coordinador del Lugar
del Incidente reciba oportunamente la mayor información para la toma de
decisiones.
Resultando posible la transmisión del seguimiento de los eventos o
informes a las autoridades correspondientes demostrando la capacidad de
desplegar todos los recursos al alcance, a fin de minimizar los daños. (8)
Personal y recursos con que cuenta el Organismo de coordinación Local
En las tablas 4 y 5 se muestra la relación del personal de la Armada de
México (estado de fuerza del cuartel general del Sector Naval de Coatzacoalcos
(SECNAVCOAT), así como unidades y dependencias adscritas del mismo).
Que prestaran apoyo en caso de contingencia por derrame de hidrocarburo. (8)
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
Tabla 4 Personal del sector naval militar
Unidades y
dependencias
Cuartel general
Brignavloc
Almirantes
Capitanes.
Oficiales.
clases
Marinería.
total
1
0
5
2
30
14
104
139
40
164
182
318
Prescemb
Sanavcoat
0
0
6
11
31
57
5
1
24
11
Bi-06 hondo
Remolcador
Tlaloc
7
9
6
2
15
11
Unidades de superficies no encuadradas
0
2
6
11
0
0
4
4
Tabla 5 Relación de personal, unidades y dependencias adscritas al PLC
Departamento de
policía
Bomberos
Hospitales y
clínicas
Autoridades
portuarias / capitán
de puerto.
Estado de fuerza: 01 director, 34 elementos y 14 patrullas.
Estado de fuerza: 01 comandante, 2/do comandante, 32 elementos,
04 carros pipas,
02 camionetas de bomberos para ataque rápido, 01 camión escalera
telescópica con monitor, 01 camión cisterna de 10 m3 y 04 bombas
de achique con motor a gasolina de 4 000 watts, 01 quijada de vida.
Hospital comunitario
Cruz roja mexicana
Hospital de Pemex
Instituto Mexicano de Seguridad Social..
Capitanía de puerto.
Interior de la administración portuaria integral.
Prácticos de
puertos
Compañías de
salvamentos /
buzos.
Delegado y representante legal del sindicato
nacional de pilotos del puerto
Buceo y ecología de Coatzacoalcos.
Compañías de
remolques
Dependencias
estatales del medio
ambiente.
No existe.
SEMARNAT, PROFEPA, CNA, CONAFOR, SAGARPA
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
Dependencias
locales del medio
ambiente.
Laboratórios de
análisis físicoquímico.
Jefe oficina regional SEMARNAT.
Facilidades de tomas
de agua dulce
Existen dos tomas de agua, en la noria y en el API que sirven para
cargar pipas.
Grupos
ambientalistas y
consultoría
ambiental
Grupo “limbo” A.C.
Pronatura.
Trámites y consultoría en estudios de riesgo de impacto ambiental y
de protección civil.
“SECOMA”.
Aeropuerto de canticas.
(no existe la renta de aviones ni helicópteros).
Transtur del golfo.
Coordinados de Coatzacoalcos.
turismo Coleman
Aeropuertos y renta
de aviones
Compañías de renta
de auto transporte
Servicio
meteorológico
Medios de
comunicación
Estaciones de radio.
locales
Estaciones de
television
Organización de
voluntarios
Fundaciones de
recursos naturales
Administración para
emergencias locales
Flota pesquera
Laboratório Chontalpa
h & g setrac s. c.
El servicio del boletín meteorológico a la ciudadanía lo transmite
capitanía de puerto por medio electrónico (viva voz radio comercial) y
por bandas hertzianas procedentes de la XBC, ubicada en el puerto de
Veracruz “pronostico del Golfo y mar Caribe”, así mismo el de la
Secretaria de Marina por correo electrónico con análisis propio.
Periódicos locales: diario del istmo, liberal
Radio hit.
Grupo FM VOX 101.7
Grupo ACIR
Máxima 93.1 MHz
Repetidoras de televisión abierta Televisa
Televisión azteca.
TV cable.
Cruz roja mexicana
ocho voluntarios
Patronato de la alameda “parque la rana”
Protección civil
No existen como tales sino como cooperativas, que debido a la
escasez de peces han tenido la necesidad de salir a mar abierto o
efectuar pesca costera
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
1.2.4 Equipo utilizado para la contención y recuperación de hidrocarburos
Contención
Es el proceso que se utiliza para impedir la extensión del petróleo
derramado sobre la superficie del agua, a fin de minimizar la contaminación del
ambiente y facilitar de esta manera la recuperación del crudo (Figura 3).
Se efectúa con tres propósitos principales.
• Para mantener el petróleo en un lugar determinado.
• Para mantener el petróleo alejado de un área determinada.
• Para dirigir el petróleo hacia un punto especifico.
Tradicional
Redes de pesca fina cubiertas de tela
y con sistemas de flotación utilizando
boyas. (Aguas profundas)
Sistemas modernos
Barrera de burbujas de aíre fija (zonas
bajas), cinta de polímero móvil,
aspersor de químicos fijo (zonas
bajas).
Figura 3 Sistemas de barreras físicas.
Sistemas químicos
Tradicional.
Aspersión de detergentes industriales, uso de desengrasantes (solventes)
de manera directa sobre la mancha.
Sistemas modernos
Aspersión de aglutinantes por vía aérea para recuperación del producto,
uso de dispersantes con alto grado de descomposición (aun no se definen
daños al medio ambiente).
Sistemas biológicos
Tradicional, uso de fibras de plantas y aserrín de madera.
Sistemas modernos, bacterias digestoras de hidrocarburo, uso de fibra del
kenaf (hibiscus cannabinus).
El equipo básico en la contención de derrames de petróleo es la “Barrera”,
de la forma organizada y rápida con que se realiza un despliegue, dependerá la
eficiencia de las labores de contención y recolección.
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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Métodos de contención: Barreras mecánicas, de cortinas, Vallas
improvisadas, sistemas de redes, flotantes, sorbentes, burbujas y químicas.
Estas pueden describirse como cercas flotantes sobre y por debajo de la
superficie del agua, y su función es la de interceptar y evitar el desplazamiento
y extensión de la mancha de hidrocarburo derramado. Las barreras se clasifican
en de cortina y de valla, cuyas diferencias radican en el diseño, material y uso
especifico.
Elementos de una barrera
Francobordo o cresta, previene que el petróleo confinado pase por encima
de la barrera por efecto del oleaje.
Flotador, permite que la barrera permanezca sobre la superficie del agua.
Falda o faldón, tiene la función de impedir que el petróleo pase por debajo del
elemento de flotación.
Lastre o peso muerto, provee estabilidad a la barrera manteniéndola en
posición vertical, para contrarrestar la acción del viento y las corrientes.
Tensor longitudinal, suministra la resistencia estructural longitudinal a la
barrera. Generalmente se presentan como cadenas, guayos y mecates de
nylon.
Conectores, permiten la unión o acoplamiento de varios tramos o secciones de
barreras, para así alcanzar la longitud deseada y poder cubrir el área afectada.
En la figura 4 se muestra dos tipos de barreras de aguas calmas
extendidas para su mayor apreciación. Sitio, Sector Naval de Coatzacoalcos. (11)
Figura 4 Barreras de flotación de aguas someras o calmas. (11)
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
Tipos de formación para contener el hidrocarburo (11)
Para contener el hidrocarburo derramado se utilizan dos o más
embarcaciones y la forma en que ésta deberá llevarse a cabo, dependerá del
tipo y las propiedades fisicoquímicas del producto a contener. En la figura 5 se
muestran las formaciones comunes que se llevan a cabo en una operación de
contención/recuperación a mar abierto, cabe destacar que estas formaciones
se llevan a cabo dependiendo de las condiciones climáticas imperantes en el
sitio.
Figura 5 Formación en “U” (superior izquierda), formación en “J” (superior
derecha) y formación en “W” (inferior).
De recuperación: Recolectores, bombas, sorbentes, técnicas manuales,
técnicas manuales no especializadas.
Figura 6
Equipos de recuperación
mecánica o manual, el sorbente pasa
a través del rodillo y se comprime, el
fluido cae en el recipiente de
contención.
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
Desnatadores
Son equipos de recuperación de petróleo crudo, refinado y aceites de la
superficie del agua, cuentan con tecnología oleofilica para atraer los aceites y
repeler el agua. Figura 7.
Figura 7 Equipo de recuperación de petróleo
Equipo de contención y recuperación de hidrocarburos del Sector Naval
de Coatzacoalcos.
De la tabla 6 a la tabla 18 se muestra el equipo de recuperación, las
unidades y los volúmenes con que cuenta el Sector Naval para contrarrestar
una contingencia por derrame de hidrocarburos. (8)
Tabla 6 Equipo de contención y recuperación.
Cantidad.
Equipo
1
Desnatador
1
Desnatador
1
1
1
1
200 m
200m
50 m
1
Marca y tipo
Roclean
desmi
Roclean
desmi
Contaim
sistem
Contaim
sistem
Grop
Lampazo
mecánico
Lampazo
electromecánico.
Grúa
Pipa de presión y
Ford
vacío
Desmitroil
Barrera p/bahía
Boom
Barrera p/bahía
Arik
Barrera altamar
Oil France
Tanque
Almacenamiento
temporal
Modelo
Capacidad de
recuperación.
Operación
Termite
E/s
30 m3/h.
Termite
E/s
60 m3/h.
F/s
nm41
E/s
10 m3/h.
IO12 ind.
E/s
9 t.
1985
E/s
7.2 m3/h.
Mecánica
E/s
Mecánica
E/s
E/s
Neumática E/s
5 t.
Estudio y simulación de un derrame de hidrocarburos
en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
1
1
1
1
1
Embarcación
MARCO
Embarcación
Chalán
LAYMOS
Chalán carga
líquida
Embarcación
ZENA
Marco
Detroit
Laymos
Astimar-3
s/marca
E/s
E/s
E/s
Casco no.
E/s
35
ACME
19 m3
E/s
E/s: En servicio.
F/s: Fuera de servicio
Tabla 7 Equipos disponibles con que se cuenta en el Sector Naval de
Coatzacoalcos y Petróleos Mexicanos. (8)
Equipos Disponibles
Skimmers
Embarcaciones
chalanes
SECNAVCOAT
400 m bahía
70m altamar
2p/aguas calmas
3 menores
1=19 m3.
Pipas presión/vacío
1 cap. 7.2 ton.
Absorbentes
Bombas
Comunicaciones
Generadores eléctricos
Dispersantes
Puesto comando
Maquinaria. pesada
Varios
5 cajas
2
10 wat
1
0
Sistemas de barreras
PEMEX
Terminal
Marítima.
PEMEX
"Morelos"
400 m altamar
0
2
1
1 camión
contraincendios.
Tractor agrícola
Material de limpieza
Nota: Las dependencias SEDENA, SAGARPA, SSA, SCT, SEC, SEMARNAT
no cuentan con este equipo.
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
Tabla 8 Equipo de limpieza de playas del Sector Naval de Coatzacoalcos (8)
Equipo
Camión de
volteo
Redilas
Pick up
Rastrillos
Palas
Machetes
Cantidad
Marca y
modelo
2
2
3
10
10
10
Ford
Ford
Capacidad
Operatividad
5 ton.
E/s
3 ton.
1 ½ ton.
E/s
E/s
E/s: En servicio
Tabla 9 Equipo de radiocomunicación.
Material y equipo disponible de comunicaciones del Sector Naval. (8)
Cantidad
3
1
3
2
8
5
4
Características
Hf. Alta frecuencia de largo alcance (base).
Vhf banda aérea (base).
Vhf banda marina (base)
Vhf banda terrestre (base)
Walkie talkie banda terrestre
Walkie talkie banda marina
Equipos matras.
Tabla 10
Relación del material y equipo disponible (Primer Escuadrón
embarcado) (8)
Material
Helicóptero
Bolkow mat.
Amhp-101
Piloto
Copiloto
Mecánico
Cantidad
01
Característica
Autonomía:02 horas de vuelo
Capacidad de Transporte: 3
elementos.
Capacidad de Carga: 300 Kg.
Configuración disponible:
transporte, ambulancia,
vigilancia y reconocimiento.
Equipo de comunicación
Vhf banda marina
Uhf banda aérea
Vhf táctico (Tadiran)
03
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
29 UNIVERSIDAD VERACRUZANA Ciencias Químicas Campus Coatzacoalcos Veracruz
.
Tabla 11 Inventario de abordo de los equipos de comunicaciones del buque
remolcador TLALOC. (8)
Descripción
Transreceptor hf
Transreceptor hf
Transreceptor vhf
Transreceptor vhf
Transreceptor vhf
Transreceptor vhf wt
Transreceptor vhf wt
Megáfono
Tel. Aut.exit
Modelo
Tadiran re-6001
Raytheron-ray-152
Tadiran rt-9001 m
Icom-ic-m127
Foruno fm-8500
Icom-ic-m15
Icom-ic-m15
Steren mg-400
No tiene
Número de
Serie
Situación
2481
Bs-511189
3002
17642
2597-8737
06719
06826
Um-2 8pcs
No tiene
Listo
Listo
Listo
E/s
Listo
Listo
Listo
Listo
Listo
Observacio
nes.
4 pza.
E/s: En servicio.
Tabla 12 Inventario del buque oceanográfico “Río Hondo” (8)
01
01
01
Grúa hidráulica para 1,500 kg.
Embarcación menor marca Zodiaco mk-v, con capacidad para 15 personas, con motor
fuera de bordo de 40 H.P.
Pescante hidráulico de 1,000 kg de capacidad
Tabla 13 Barreras de altamar: “RO BOOM 2000” diseñada para contención y
recuperación de petróleo y aceites en aguas abiertas. (8)
Marca
Modelo
Tipo
Cantidad
Franco bordo
Faldón
Ro clean desmi
Ro boom 2000
Neumática de alta mar
2 tramos de 77 secciones y 250 m. De longitud c/u total 500 m.
6 metros. (obra muerta)
1.10 metros. (obra viva).
Tabla 14 Desnatador, utilizado para la separación del hidrocarburo y el
agua de mar. (8)
Marca
Tipo
Calado
Peso
Bomba hidráulica
Velocidad máxima de
recuperación
Presión máxima
Manguera de descarga
Ro Clean desmi
Desmi terminator
7 m. /2.5 pies
150 kg. /330 libras
Ds-250 t tipo tornillo de Arquímedes de desplazamiento positivo
vertical
100 m3/4.40 gpm
147 libras
5 pulgadas de diámetro y 30 m de longitud.
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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.
Tabla 15 Barcaza inflable:
La barcaza plegable para la contención de petróleo o aceite, es el
medio para el almacenamiento temporal, y el transporte de emergencia de
un hidrocarburo, u otros productos químicos. (8)
Marca
Modelo
Capacidad
Eslora
Puntal
Ro Clean desmi
Lancer
100,000.00 L./26,000.00 galones
15.5 m.
1.00 m.
Tabla 16 Relación del material y equipo disponible de la administración
portuaria integral de Coatzacoalcos, Ver, interior recinto fiscal. (8)
Cantidad
2
80
1
8
5
3
1
1
1
1
Características
Pipas
Metros de barreras
Lancha
Equipos de bomberos
Personal operativo
Muelles disponibles
Helicóptero
Ambulancia nivel uno
Camión de bombero equipado
Camión tipo volteo
Tabla 17 Relación del material y equipo disponible del Comité Local de
Ayuda Mutua (CLAM) (8)
Cantidad
70
9
4
12,500
7
104
43
104
88
36
33
44
8
9
6
Características
Personal brigadistas
Monitores móviles
Boquillas hidrofoam.
Litros de espuma
Camiones de bomberos
Extintores portátiles de polvo químico seco.
Extintores portátiles de C02
Mangueras c/i 2.5”
Mangueras c/i 1.5 “
Boquillas c/i 2.5 “
Boquillas c/i 1.5 “
Llaves de nariz
Siamesas de 2.5 a 1.5
Palas
Picos/hachas
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.
57
57
6
110
1
12
2,800
6
3
15
3
2
4
Equipos de bomberos
Aires autónomos
Kit. para fugas
Absorbentes (pieza)
Analizador de ambiente
Explosímetros.
Metros de cinta de acordonamiento
Ambulancias.
Camillas de descenso
Camillas de traslado
Resucitador
Kit para fractura
Mantas para quemaduras
Tabla 18 Relación del equipo de la Jurisdicción Sanitaria No. XI. En caso de
un incidente de hidrocarburos se tiene contemplados los siguientes recursos. (8)
102
04
48
03
Camas sensab
Ambulancias.
Recursos Humanos. (Enfermeros, brigadistas, personal de apoyo).
Médicos
1.2.5 Tecnología de respuesta alternativa
Para la limpieza de un derrame de hidrocarburo existen diferentes
opciones que deberán ser evaluadas para determinar los efectos adversos que
pueden causar al medio ambiente. A continuación se presentan algunas de
estas opciones.
Incineración in situ
Esta técnica para el combate de un derrame es poco utilizada
particularmente con hidrocarburos de baja viscosidad, las fracciones volátiles
se vaporizan rápidamente dificultando la incineración además que se esparcen
rápidamente haciendo que el espesor de la capa que ha de quemarse sea muy
pequeño.
Existen dos grupos de productos para favorecer la quema del petróleo:
1.- Grupos de carga de ignición; Son mezclas de productos químicos de
inflamación espontánea cuando se mojan con agua.
2.- Dispositivos de mechas: Si el petróleo puede elevarse una pequeña
distancia por encima de la superficie del agua por acción capilar a través del
material de mecha, entonces se reduce el enfriamiento por la acción del agua
favoreciendo la combustión.
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En general este procedimiento no es recomendable principalmente cuando
esta cerca del buque que está derramando o de instalaciones en tierra ya que
se añade un peligro extra, la de explosión. Además en caso de que la
combustión tuviese éxito quedan residuos sin quemar, sin mencionar las
grandes cantidades de humo y gases que pueden crear problemas de
contaminación atmosférica. (8)
Neutralización y/o control químico.
Al estar el petróleo flotando sobre la superficie del agua existe la técnica
de tratarlo y agitarlo con un producto químico apropiado, que lo disgregue en
partículas de diferentes tamaños, estas tenderán a subir a la superficie con una
velocidad que depende entre la densidad del petróleo y del agua. Las gotas con
un tamaño menor de un cierto límite, no ascenderán nunca, pero formara una
emulsión de petróleo en el agua. En general se produce una serie de diferente
tamaño de gotas por lo que se produce una mezcla de dispersión y emulsión.
Las palabras dispersión o dispersado se usa en este trabajo para detonar este
fenómeno. El efecto de romper el petróleo en gotas o emulsionarlo incrementa
grandemente la superficie y por lo tanto la velocidad de biodegradación, ya que
las bacterias solo pueden atacar la superficie exterior del petróleo, por lo que a
mayor superficie mayor rapidez en la descomposición. Esta tarea consiste en
dos operaciones, en primer lugar la aplicación del químico (comúnmente
conocido como dispersante), de modo uniforme sobre el petróleo flotante y en
segundo lugar mezclar el petróleo tratado con la capa superior del agua de mar
con suficiente fuerza para romper la mancha de petróleo en pequeñas gotas. La
misma agitación distribuirá las pequeñas partículas de petróleo por un gran
volumen de forma que existe pocas probabilidades de que se junte y
recombine. Además dado que estas partículas ascienden muy lentamente hacia
la superficie, existe menos posibilidad de que se quede formando una película
coherente. El dispersar el petróleo no equivale removerlo del medio marino, por
lo que bien el petróleo o bien el dispersante pude causar daños a la vida
marina.
Biorremediantes.
Consisten principalmente en la biodegradación de los hidrocarburos. El
proceso está limitado por la disponibilidad del oxigeno, temperatura y a la
disponibilidad de nutrientes (N2, P). Numerosos microorganismos ya existen en
el medio y los productos biorremediantes estimulan el merecimiento de una
flora específica acelerando por ende la biodegradación del hidrocarburo.
Las características de los agentes biorremediantes son:
Proporción optimizada entre carbono/nitrógeno/ fósforos
Desconexión temporalizada de fósforo y nitrógeno.
Inhibición de formación emulsión inversa.
Biodegradación total del agente biorremediante en el medio ambiente.
Sin toxicidad para flora y fauna.
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Alta eficiencia hasta en los tipos de crema de chocolate emulsionados.
Modificación de las propiedades geológicas del petróleo crudo.
Los mecanismos de biodegradación del hidrocarburo de los agentes
biorremediantes, no deben producir efectos perjudiciales en el medio ambiente,
los compuestos biorremediantes no causan un fenómeno eutrófico y deben
producir un buen efecto del fitoplancton en un ambiente de hidrocarburo.
Requisitos para el uso de tecnología de respuesta alternativa.
Su uso deberá decidirse mediante una comparación de los daños que
pueden causar al medio ambiente los hidrocarburos u otras substancias nocivas
tratados y los no tratados y cuando resulte evidente que la dispersión natural no
será suficiente para proteger ambientes sensibles además se tomaran en
consideración los efectos a largo, mediano y a corto plazo
Incluye todos los métodos para combatir un incidente contaminante que no son
los de contención y recuperación mecánica tradicional o de materiales de
recuperación absorbente. (8)
Almacenaje y disposición
Durante la operación de limpieza se tiene como objetivo principal, el
recuperar al máximo el hidrocarburo derramado y el material contaminado como
plantas (lirio acuático), basura y aves. El punto importante resulta el envío a las
instalaciones previamente destinadas (Terminal Marítima de Pajaritos) para su
recepción o destino final como son:
•
•
•
•
Estaciones de reaprovechamiento
Estaciones de reciclaje.
Laguna de oxidación.
Hornos de incineración.
Llegando al final de la acción, bajo un inventario obtenido del total de los
daños en áreas afectadas, para proceder a su restauración y a la preparación
de las demandas que correspondan, incluyendo aquellas sobre daños causados
por el tránsito del equipo, sobre áreas sensibles; así como los causados a
especies en peligro de extinción.
Es de suma importancia la disposición del producto una vez recolectado,
se mantendrá temporalmente en tanques, chalanes, buques cisternas y
contenedores, para posteriormente traerlos a tierra, llegando al Puerto de
Pajaritos, se enviará el producto recolectado al área de almacenamiento
temporal de la paraestatal de Petroleros Mexicanos, en las bodegas del mismo
complejo, a fin de que se le dé su disposición final. (8)
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CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS DE CONTAMINANTES EN
EL MEDIO MARINO
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2.1 Generalidades del medio acuático
El agua es el más conocido de los compuestos. El cuerpo humano
consiste en casi 70% de agua, las plantas y animales contienen entre 50 y 95%.
Dos terceras partes del planeta están cubiertas por agua, la mayor parte
oceánica y solo menos de una décima del 1% del agua total del planeta se
encuentra en lagos, arroyos, ríos y pantanos.
El agua es un compuesto particular, formado por dos átomos de hidrógeno
y uno de oxígeno. Es el único material que existe como sólido, líquido y
gaseoso a temperatura y presión normales de la tierra.
Estas propiedades físicas hacen de este compuesto un elemento
indispensable para la vida (4). Actúa como un medio de transporte; así, solubiliza
constituyentes minerales que lleva hasta el mar, arrastra tierras y rocas que
deposita en lugares alejados de su lugar de procedencia, solubiliza compuestos
atmosféricos gaseosos y a través de las deposiciones húmedas los deposita
sobre la tierra o el mar, a través de las raíces lleva los nutrientes desde el suelo
a las plantas y además de estos transportes de materia , también transporta
energía: la energía solar absorbida por las aguas oceánicas en forma de calor
latente de vaporización se devuelve a la tierra mediante lluvias(2).
Por desgracia, los océanos han resultado ser los recipientes finales de
todos nuestros desechos. Durante mucho tiempo, las aguas de superficie (ríos,
arroyos, lagos y estuarios) también han sido utilizados como descarga de
desechos humanos e industriales de todo tipo, algunos de ellos altamente
tóxicos.
Los contaminantes de las aguas de superficie pueden deteriorar o destruir
la vida acuática, amenazar la salud humana, dañar la vida silvestre y perjudicar
las operaciones industriales. Todos estos contaminantes provienen
directamente de los hogares, las industrias y las plantas municipales de
tratamiento de aguas residuales, que descargan directamente en las aguas de
superficie; o llegan de manera indirecta por ejemplo, a través de la
contaminación del aire, los derrames de petróleo y las precipitaciones que lavan
las zonas urbanas, industriales y agrícolas, llevando y vertiendo los
contaminantes en las aguas de superficie.
Aunque los signos más evidentes de la contaminación acuática como los
lagos cubiertos de algas, los residuos flotantes, la alteración del color del agua y
los malos olores, pueden iniciar una tensión de ese medio, los contaminantes
químicos tóxicos son un problema menos visible y más persistentes.(4)
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2.1.1 Necesidad de las aguas de superficie
• Aproximadamente el 52% de la población emplea aguas de superficie para
uso domestico, incluida el agua que se bebe.
• Una persona en promedio media consume dos litros de agua bebida por
día.
• Las aguas de superficie cubren casi el 65% de las necesidades
industriales.
¿Cómo se recicla el agua?
La inmensa reserva de agua de nuestro planeta se transporta en el ciclo
hidrológico. Este ciclo implica el movimiento del agua desde los océanos hacia
la atmosfera y de regreso a los mares, a través de los procesos naturales de
evaporación (del mar, suelo, estanques, ríos y precipitación), la transpiración
(de la vegetación), la precipitación, el desagüe en ríos y arroyos y las corrientes
de aguas freáticas (corrientes subterráneas a la vegetación, al suelo, a los ríos
y al océano). (2)
Ciclo hidrológico
El reciclaje continuo del agua a través del ciclo hidrológico está impulsado
sobre todo por la radiación solar, la cual produce la evaporación. El vapor de
agua se eleva a la atmosfera, donde luego se condensa mediante enfriamiento
y forma nubes que finalmente vuelven a la tierra como precipitaciones. La
mayor fuente de la precipitación que cae en la tierra es del océano, las masas
de aire que se extienden sobre los océanos recogen grandes cantidades de
vapor de agua generado por la evaporación (este es el origen del 85% de todo
el vapor de agua atmosférico). Otra fuente consiste en la humedad que
asciende desde las raíces de las plantas, a través de sus tallos o troncos, y se
libera a través de diminutos hoyos en el reverso de las hojas (esto se conoce
como transpiración). (Por ejemplo una hectárea de maíz libera entre 27, 000 y
37,000 litros de agua por día.) En la atmósfera, el vapor se enfría y forma gotas
o cristales de hielo (condensación), que finalmente cae como lluvia, aguanieve,
granizo, niebla o rocío.
Tierra adentro, la precipitación que llega al suelo pasa a las capas
inferiores por filtración (el agua penetra la superficie y se cuela al subsuelo),
cuyo alcance depende del tipo de suelo, el terreno, la clase de vegetación y el
tipo de precipitación (por ejemplo, si se trata de nieve o lluvia). El agua que la
vegetación no absorbe se filtra hacia capas más profundas, por debajo de la
zona de las raíces. Y se reúne en depósitos subterráneos. Posteriormente, el
agua del subsuelo forma manantiales, arroyos, ríos, lagos y mares, aunque el
proceso puede tardar muchos años.
La filtración continúa hasta agotar la capacidad del suelo para contenerla
(saturación). Si la precipitación persiste después de que el suelo llega a su
punto de saturación, o si es más rápida que la capacidad de absorción del
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suelo, el agua excedente se concentra en depresiones de terreno y forma
depósitos o bien se “escurre” por el terreno y crea corrientes superficiales
conocidas como escurrimientos. Los escurrimientos se vierten sobre todo en
ríos y arroyos, a través de los cuales regresan finalmente al océano.
El agua que permanece en la superficie del terreno y sobre la vegetación,
así como el agua de capas superiores de ríos, arroyos, lagos y mares, se
evapora en la atmosfera, y este vapor de agua está disponible para volver a
caer como precipitación.(3)
Contaminación de las aguas de superficie
Es la presencia de contaminantes en ríos, lagos y estuarios en cantidad y
tiempo suficiente para perjudicar la salud humana o el ambiente.
Los contaminantes de las aguas de superficie provienen de fuentes diversas, se
clasifican en dos tipos dependiendo de la forma que se vierten en ella: de fuente
localizada y de fuente dispersa, la primera se refiere a la descargada a través
de un punto fijo y definido, como una tubería, una zanja o una cloaca.
La contaminación de fuentes dispersas es la que es recogida por
escurrimientos y se vierte en las aguas de superficie de manera difusa desde
zonas separadas entre sí, como estacionamientos, campos agrícolas y predios
en construcción. Además debido a la propiedad solvente del agua y a su
naturaleza reciclable, suele recoger contaminantes del aire que luego entran
directa o indirectamente en las aguas de superficie a través de la precipitación,
la cual es considerada también como una fase dispersa. (4)
Propiedades fisicoquímicas del agua
Las propiedades de los sistemas acuáticos vienen determinados en gran
medida de las propiedades únicas del agua, ya que presenta un alto grado de
estructuración motivada por los enlaces de hidrógeno asociaciones específicas
entre uno de los átomos de hidrógeno de una molécula con uno de los pares de
electrones solitarios del átomo de oxígeno de una molécula vecina. La energía
del enlace de hidrógeno en el agua líquida varía entre 5 y 20 KJ mol-1, energía
muy superior a las restantes interacciones intermoleculares, que también son
elevadas en el caso del agua por las interacciones dipolo-dipolo entre sus
moléculas polares. Las fuertes interacciones intermoleculares se traducen en
una gran cohesión, reflejada en los valores, anormalmente elevados, de los
calores latentes de fusión y de vaporización (Hf= 6,01 KJ mol-1) y de las
temperaturas de
fusión y de ebullición (Tf= 273,15 °K, Te= 373,15 °K, ambos
a 1 atm). También es anómala la variación V-T. Cuando el hielo funde se
rompen parte de los enlaces de hidrógeno que conformaban su estructura
cristalina y el volumen ocupado por la masa líquida no cristalina es menor que
la cristalina de que procede. Eso implica una mayor densidad del agua líquida
que su forma sólida a la misma temperatura. A medida que se añade al sistema
más energía térmica, continúan colapsando más enlaces de hidrógeno y
continúa aumentando la densidad del agua líquida. Sin embargo, el aumento de
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energía térmica hace que aumenten los movimientos vibracionales,
aumentando el espacio que necesitan las moléculas para ubicarse. Los dos
efectos contrapuestos anteriores llevan a que el agua alcance su máxima
densidad. A temperaturas superiores, los efectos vibracionales superan a los
estructurales y la densidad del agua disminuye progresivamente con la
temperatura, como es de esperar. También es especial la constante dieléctrica
del agua, la más elevada de los líquidos, con valores e°c= 78,54 y e25ºc= 88.
Las consecuencias derivadas de esas propiedades únicas se pueden
resumir en una frase: el agua es el medio idóneo para la preservación de la vida
o quizás la vida sea una consecuencia del medio acuático.
La variación singular de la densidad con la temperatura, aparte de producir
una estratificación de temperaturas, que regula la actividad biológica en
sistemas dulceacuícolas, tienen las siguientes consecuencias. Cuando se va
acercando el invierno, las temperaturas de los sistemas acuáticos van
descendiendo hasta llegar a 4°C. Si la temperatura
exterior continúa
disminuyendo, también lo hará la de la superficie acuática, que no se mezclara
con las capas inferiores más densas. Cuando la temperatura en la superficie
llegue a 0°C se formara hielo, liberándose calor latente de fusión, que calentara
las aguas inferiores. Una vez el hielo cubra la superficie del sistema, la costra
de hielo actuara como una capa aislante que impide la pérdida de calor hacia la
atmósfera de las aguas bajo el hielo. Cuanta más gruesa sea la capa de hielo
menor será la velocidad de solidificación y a no ser que el sistema acuático sea
poco profundo o que la temperatura externa sea inferior a 0°C durante todo el
año, el agua no se helará totalmente, continuando la vida acuática bajo la capa
de hielo.
La consecuencia de la capacidad calorífica del agua es que se requiere
una gran cantidad de calor para que en una masa de agua se produzca un
cambio apreciable de temperatura o, viceversa. Esta propiedad previene los
cambios bruscos de temperaturas en las grandes masas de agua, protegiendo
a sus organismos acuáticos de la conmoción producida por un cambio brusco
de temperatura. Además las reacciones celulares de los organismos vivos son
fuertemente exotérmicas y el calor desprendido puede ser absorbido por el
agua sin que aumente apreciablemente la temperatura.
El alto valor del calor de vaporización ayuda a transferir grandes
cantidades de energía entre la atmósfera y la hidrosfera sin que vaya
acompañado de un transporte excesivo de masa.
La elevada constante dielelectrica y carácter polar del agua le confieren un
fuerte poder disolvente de los compuestos iónicos ya que la energía de red de
los mismos se compensa con la energía de solvatación de los iones. (2)
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2.2 Generalidades de transporte del petróleo en el medio acuático
El comportamiento del petróleo en el medio acuático está sujeto a la
acción de una serie de factores físicos, químicos y biológicos que alteran
significativamente los efectos de los componentes del petróleo y el
conocimiento de éstos resulta prescindible para un adecuado plan de respuesta
en caso de un derrame. Por ejemplo en latitudes frías o templadas la
turbulencia y la degradación bacteriana presentan un mayor efecto que la
disolución y procesos de dispersión del petróleo, en tanto que en aguas
tropicales la oxidación fotoquímica y la transformación microbiana son los
factores más importantes para la degradación y el intemperismo. Sin embargo
todo esto se comprobó después de graves accidentes y derrames de petróleo
en zonas costeras. (1)
El conocimiento del destino del petróleo durante un derrame es de vital
importancia ya que proporciona una orientación esencial para tomar decisiones
sobre la mejor manera de proteger los recursos y dirigir las acciones de
limpieza. Sin embargo, resulta difícil predecir el movimiento y el comportamiento
de un derrame de petróleo. Esto se debe en gran parte a la interacción de los
numerosos procesos físicos y a la poca información que se tiene en las
primeras horas de la emergencia, por ello la importancia de un análisis de
trayectoria adecuado, se debe entonces determinar las consecuencias y la
probabilidad de otras posibles trayectorias es decir los límites probables de
incertidumbre del movimiento de la mancha. (5)
2.2.1 Análisis de trayectoria
A menudo los principales problemas que se presentan al momento de una
emergencia es la insuficiencia de datos, especialmente en las primeras horas
del vertido tales como: datos del derrame (localización, volumen emitido, tipo de
producto), datos ambientales (observaciones y previsiones de vientos y
corrientes) escasos o simplemente inexistentes. Aun así, se debe intentar
comprender los procesos fisicoquímicos que afectaran el movimiento del
derrame. Así, a través del análisis de estos procesos se puede proporcionar
un análisis previo que de resultar inexacto por posible información errónea, se
procede a una revisión con nueva información ya que al transcurrir el tiempo se
contara con información nueva más exacta que aumentara la eficiencia de la
predicción. En la figura 8 se observan los datos requeridos para la predicción. (5)
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Figura 8 Retroalimentación en un modelo de movimiento.
Incertidumbre
En un análisis de trayectoria no solo debe incluir el cómo evoluciona el
movimiento del petróleo sino también la incertidumbre en el derrame y en los
datos ambientales utilizados para la previsión. Ésta depende de la dimensión y
de la escala temporal del derrame. En la tabla 19 se muestra la incertidumbre
para los datos de entrada que se requieren por la mayoría de los modelos de
derrame de petróleo. (5)
Tabla 19 Incertidumbre en los datos de entrada requeridos para la mayoría de
los modelos de derrames de petróleo
Datos del
vertido
Localización del derrame
Hora del derrame
Tipo de petróleo (densidad, viscosidad)
Volumen potencial del derrame.
Volumen real del derrame.
Ritmo del vertido.
Baja-Media
Baja-Media
Media-Alta
Baja
Alta
Alta
Envejecimiento
del petróleo
Productos ligeros refinados.
Fuel-oils intermedios (lFO 180, IFO 380, Bunker C,
Fuel Oil #6)
Crudos muy estudiados (Prudhoe Bay, Arabian,
Ekofisk, Hibernia)
Crudos
Baja
Alta
Vientos
Observaciones
Previsión de 24 a 48 horas.
Previsión de 48 h a 5 días.
Deriva por viento habitualmente de 1 a 6%.
Baja
Baja-Media
Media-Alta
Baja
Corrientes de
superficie
Ríos
Áreas mareales con estaciones de corriente (a no ser
que las corrientes sean débiles y variables)
Laguna de aguas bajas
Plataforma (sobre elevaciones por vientos)
Pendiente continental por ejemplo: Corriente del Golfo,
Baja
Baja
Baja
Media-Alta
Baja-Media
Media
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Turbulencia
Corriente de California)
Llanura Abisal
Baja
Alta
Extensión
Difusión horizontal
Media
Baja-Media
2.2.2 Proceso de envejecimiento y escalas temporales
Las características físicas y químicas
del petróleo empiezan a modificarse casi
en el mismo momento en que se lleva a
cabo su derrame en el medio, esto debido
a fenómenos tales como: evaporación,
dispersión, emulsificación, disolución,
oxidación, sedimentación, biodegradación
(Figura 9). A su vez estos procesos
interaccionan unos con otros y se les
denomina colectivamente envejecimiento
del petróleo. En la tabla 20 se describen
las escalas temporales para algunos de
estos procesos. (5)
Figura 9 Intemperización del petróleo.
Tabla 20 Procesos de intemperización y escalas de tiempo importantes para la
respuesta de emergencia
Proceso de
envejecimiento
Evaporación
Emulsificación o
formación de
mousse.
¿Qué es?
Conversión de una fase
líquida a gaseosa.
Las fracciones ligeras del
petróleo son las primeras
en perderse.
Diminutas gotas de agua
que se mezclan con el
petróleo. El contenido en
agua a menudo llega al
50-80%. Tiene lugar
¿Por qué es
importante?
Principal causa de la
desaparición del
petróleo especialmente
para los crudos ligeros.
En un intervalo de dos
días a 15°C se
evaporan el 100% de
las gasolinas. el 80%
de los combustibles
diesel, el 40% de los
crudos ligeros, el 20%
de los crudos pesados
y solo del 5 al 10% de
Bunker C.
Incrementa la cantidad
de contaminantes a
recuperar en un factor
de 2 a 4. Hace más
lentos los otros
escalas
temporales
< 5 días
Su inicio se
puede retrasar
durante días,
pero una vez
que comienza
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Dispersión natural
Disolución
Biodegradación
sobre agua y necesita un
cierto oleaje.
procesos de mezcla.
Disgregación de una
mancha de petróleo en
pequeñas gotas que se
mezclan con el agua
debido a la energía del
mar.
Mezcla de los
componentes solubles
en agua del petróleo con
el agua de mar.
Degradación del petróleo
por microorganismos
generando compuestos
más sencillos y
finalmente en agua y
CO2.
Elimina el petróleo de
la superficie del agua.
La mayoría de los
componentes solubles
en aguas son tóxicos.
el proceso de
emulsificación
se desarrolla
rápidamente.
< 5 días
< 5 días
Efectos ambientales
La intemperización es la pérdida de ciertos componentes del petróleo a
través de los procesos mencionados anteriormente. La tasa de intemperización
varía en función de las características, del tipo de petróleo y de las condiciones
climáticas imperantes en el lugar del derrame. (5)
Evaporación
Este proceso es uno de los mecanismos más importantes en la
eliminación del petróleo. La cantidad que se evapora depende principalmente
de las propiedades del petróleo, la velocidad de los vientos y de la temperatura
del agua. Generalmente son los productos refinados ligeros, como las gasolinas
o combustibles de aviación, los que se evaporan con mayor rapidez que los
productos más pesados como crudos pesados. En la tabla 21 se observa que
la mayor parte de la gasolina se evapora en el curso de unas pocas horas. Lago
medio pesado y Prudhoe Bay son más resistentes en el entorno y poseen
ritmos de evaporación más lentos, es de esperar que tras 120 horas gran parte
del producto permanezca sobre la superficie del agua.
La evaporación afecta la composición del producto derramado: aumenta
su densidad y viscosidad y decrece su solubilidad en el agua, reduciendo así el
nivel de toxicidad del producto. (5)
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Tabla 21 Porcentaje evaporado a lo largo del tiempo para un vertido instantáneo
de 100 barriles con vientos de 10 nudos y temperatura del agua de 20°C.
Gasolina
Lagomedio
Aceite combustible diesel
Prudhoe Bay
% Evaporado
94
38
37
28
Horas
1
18
18
70
Dispersión
Las olas rompientes pueden dispersar pequeñas gotas de petróleo en la
columna de agua. Si estas gotas son lo suficientemente pequeñas (diámetros
de menos de 50-70 micras), la turbulencia natural del agua impedirá que
emerjan a la superficie, de la misma forma que las turbulencias del aire
mantienen en suspensión las partículas de polvo. Estas partículas más
pequeñas que permanecen en la columna de agua se consideran dispersadas.
La dispersión puede ser un mecanismo para eliminar el petróleo de la
superficie del mar. La cantidad dispersada depende de las propiedades del
petróleo (viscosidad y tensión superficial, en particular) y de las condiciones del
mar.
Los productos del petróleo de baja viscosidad, como gasolina y
queroseno, tienen más tendencia a dispersarse en el mar debido a su oleaje
que los petróleos altamente viscosos. Por tanto las fracciones de gasolina o
queroseno dispersas en mar gruesa pueden ser relativamente importantes.
Un posible tratamiento de los derrames de petróleo consiste en rociar la
mancha con dispersantes químicos. Los dispersantes favorecen la dispersión
natural disminuyendo la tensión superficial. (5)
Disolución
Es aquel por lo cual las fracciones ligeras de los hidrocarburos y
componentes polares, se disuelven en el volumen de la columna de agua y en
los alrededores del derrame. La disolución comienza inmediatamente y suele
continuar durante el proceso de envejecimiento.
La pérdida de productos de petróleo debido a la disolución es pequeña en
comparación con otros procesos de envejecimiento. De hecho en la columna de
agua se disuelve menos del 0.1 % (petróleos muy pesados) o un 2 %
(gasolina). Sin embargo, los componentes del petróleo que se disuelven en la
columna de agua son a menudo más tóxicos para el entorno. En la tabla 22 se
comparan las solubilidades para distintos tipos de petróleo. (5)
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Tabla 22 Comparación de solubilidades del petróleo
Petróleo
Gasolina sin plomo
Diesel
Crudo Prudhoe Bay
Lagomedio
Solubilidad acuosa (mg/L)
260.9
60.4
20.5
10.0
Emulsificación
Es probable que muchos crudos y algunos productos refinados durante el
proceso de envejecimiento alcancen un punto donde gotas de agua se mezclan
con el petróleo, formando una emulsión de agua en petróleo o también llamado
“Mouse”.
La capacidad para formar una emulsión dependerá de las condiciones del
mar y de las propiedades químicas del petróleo. Por ejemplo, petróleos en alto
contenido en ceras y asfáltenos como el crudo Prudhoe Bay se emulsionan con
facilidad en presencia de oleaje rompiente. Una vez emulsionado la viscosidad
del petróleo puede aumentar de forma espectacular (Tabla 23), en general los
petróleos deben experimentar cierto grado de envejecimiento antes de formar
una emulsión. Aunque el inicio de la emulsificación puede retrasarse durante
unos días la emulsificación en si puede completarse en horas.
La emulsión puede contener de un 70 a un 91% de agua, por lo que el
volumen combinado de petróleo y agua puede ser mucho mayor que el volumen
del derrame original. (5)
Tabla 23 Comparación de la viscosidad de muestras tras emulsificación
Producto
Agua
Diesel
Crudo Prudhoe Bay
Crudo Prudhoe Bay tras
Emulsificación.
Lagomedio
Lagomedio tras emulsificación.
Miel
Manteca de cacahuate
Muestra de viscosidades
Viscosidad a temperatura ambiente (cp).
1
10
46
250,000
20
300,000
10,000
1,000,000
Sedimentación
Se define como la adhesión de petróleo a partículas sólidas en la columna
de agua. El petróleo puede adsorberse a sedimentos en la columna de agua
para acabar depositándose en sedimentos del fondo.
Aguas turbulentas con una la carga de sedimentos (aproximadamente
500g/m3), como las de un río de caudal rápido y turbio pueden transportar el
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.
petróleo a través de la columna de agua en cuestión de horas tras el vertido
inicial. Aguas con menos carga de sedimentos (< 5 g/m3), como las de mar
abierto, permiten al petróleo permanecer en la superficie durante más tiempo
(semanas extendiendo la mancha por un área más grande. (5)
Foto oxidación
La luz solar altera las características físicas y químicas del petróleo
derramado. Este proceso se limita a la superficie del petróleo, pudiendo resultar
en una piel delgada y costrosa sobre manchas y bolas de alquitrán.
Esta formación de piel limita la evaporación ya que los componentes más
ligeros del petróleo no pueden difundirse a través de la superficie de la mancha.
La foto oxidación puede incrementar la facilidad de emulsificación y se
considera un proceso de envejecimiento a largo plazo con una duración de
semanas o meses. En la figura 10 se observa una gran extensión de petróleo
envejecido con una costra de piel en su superficie. Los puntos blancos que se
pueden ver son tarjetas de deriva de 3 x 4 pulgadas, arrojadas al agua para
ayudar a seguir el movimiento del petróleo. (5)
Figura 10 Mancha de petróleo con
trazadores para el movimiento
Biodegradación
El derrame se elimina en última instancia cuando el petróleo se
biodegrada. Los microbios que degradan el petróleo están presentes de forma
natural en el entorno. El ritmo al cual los organismos degradan el petróleo
depende de las propiedades del agua y el petróleo y de la actividad microbiana.
Este proceso se prolonga de semanas a años. Figura no. 11 muestra algas
adheridas a petróleo intemperizado o bolas de alquitrán. (5)
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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Figura 11 Petróleo intemperizado
2.2.3 Transporte de petróleo
El petróleo es transportado sobre el agua debido a dos principales
procesos extensión y advección. Para derrames pequeños (< 100 barriles), el
proceso de extensión se completa durante las primeras horas del vertido.
Los vientos, corrientes y turbulencia de gran escala (mezclado) son
mecanismos de advección que transportan el petróleo a lo largo de grandes
distancias. (5)
En general el movimiento del petróleo puede estimarse como la suma
vectorial de la deriva por viento (usando el 3% de la velocidad del viento), la
corriente de superficie, y la extensión y turbulencia de gran escala
(difusión).Figura 12
Figura 12 Movimiento del petróleo en el agua.
Extensión del petróleo
El proceso de extensión se desarrolla rápidamente, completándose en la
mayoría de los derrames durante la primera hora. En mar abierto, los vientos,
corrientes y turbulencias mueven el petróleo con rapidez.
La extensión es más rápida para petróleos ligeros o menos viscosos en
aguas cálidas y para petróleos calientes.
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La mancha no se extiende de manera uniforme, sino que a menudo
presenta una parte más gruesa rodeada por un brillo de mayor dimensión, pero
más delgada. En la figura 13 se muestra una imagen en color aumentado de un
derrame experimental. La porción naranja es la zona gruesa, y la del petróleo
se concentra en el 10% del área de la mancha (la porción negra de la figura). (5)
Figura 13
Imagen en color aumentado de un
Derrame de prueba (<50 barriles).
Grosor del petróleo
Las manchas de petróleo forman películas muy delgadas en aguas
abiertas y, dependiendo del producto, el grosor puede variar de una décima a
varios cientos de micras. Desde 1929 se ha estudiado la reacción entre el
grosor del petróleo y el color de la película.
Cuando la luz directa del sol entra en contacto con una película muy
delgada de petróleo (<0.1 micras), gran parte de la luz se refleja hacia el
observador (Fig. 14) en forma de un brillo gris o plateado. Si el grosor de la
película es mayor de (0.1 a 3 micras), la luz pasa a través de la película y es
reflejada en la interfase petróleo-agua de vuelta al observador. El observador
verá una película con brillo de tonos irisados a colores algo más oscuros.
Para películas algo más gruesas (> 3 micras), la luz se absorbe y la
mancha ofrecerá al observador un color oscuro (marrón o negro). Sin embargo,
el observador no podrá determinar el grosor de la película basándose en su
color: si el color es oscuro no se puede estimar a simple vista si la película tiene
un grosor de 3 micras o 100 micras. Puesto que la apariencia de la película se
ve afectada por el ángulo del sol, deslumbramiento, ángulo de observación y
visión a través de plexiglás, no resulta fiable basarse en su color para estimar
su grosor. Para calcular el volumen de petróleo es necesario además conocer el
porcentaje de cobertura una tarea muy complicada. (5)
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Figura 14
Observación de una película de petróleo.
Vientos.
Los vientos afectan a la trayectoria del petróleo de tres maneras
principales: envejecimiento, efectos de superficie del agua y transporte directo.
La tabla 24 muestra los efectos que tiene el viento sobre la trayectoria del
petróleo. (5)
Tabla 24 Efectos viento-trayectoria del petróleo.
Velocidad del viento
Baja <5 nudos
Alta >25 nudos
Evaporación
aumenta
Dispersión
aumenta
Desmembración
aumenta
Convergencias
natural
Observabilidad
buena
Langmuir
mala
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Escala de velocidades de viento.
La escala de Beaufort recibe el nombre del Almirante Sir. Francis Beaufort
que desarrollo la escala en 1805 para estimar la velocidad del viento
observando el estado de la mar. La tabla 25 proporciona un enfoque diferente
para estimar la velocidad del viento, para observaciones realizadas desde el
aire. La tabla 26 muestra la correspondencia entre la escala de Beaufort para la
velocidad del viento y las características del mar. (5)
Tabla 25 Estimación de la velocidad del viento desde helicóptero.
Velocidad del viento
0 a 5 nudos
5 a 10 nudos
10 nudos
15 nudos
20 nudos
>20 nudos
Olas
Forma redonda o sinusoidal
Forma trocoidal (crestas en punta)
Rompientes
Las crestas se desprenden
Las olas dejan estelas de espumas
Difícil de observar petróleo superficial
Tabla 26 Escala de Beaufort.
Escala
de
Beaufort
Descripción
marinera de la
descripción en
nudos.
Velocidad
en nudos.
Estimación de la fuerza
sobre el viento sobre el mar.
Escala
internacional de
descripción del
estado del mar y
altura de olas
Calma o llana 0
pies
0
Calma
<1
La mar está como un espejo
1
Ventolina
1-3
Rizos sin espuma
2
Flojito (brisa muy
débil)
4-6
Olas pequeñas que no llegan
a romper
Marejadilla 0-1
pies.
3
Flojo (brisa débil)
7-10
Olas algo mayores cuyas
crestas comienzan a romper.
Borreguillos dispersos
Marejada de 1-2
pies
4
Bonancible (brisa
moderada)
11-16
Las olas se hacen más
largas borreguillos
numerosos.
Fuerte marejada
2-4 pies
5
Fresquita (brisa
moderada)
17-21
Olas moderadas alargadas.
Con abundancia de
borreguitos. Algunos
rociones
Gruesa de 4-8
pies
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6
Fresco (brisa
fuerte)
22-27
Comienzan a formarse olas
grandes. Las crestas de
espuma blanca se esparcen
por todas partes
Muy gruesa de
4-8 pies
7
Frescachón
(viento fuerte)
28-33
La mar engruesa. La espuma
de las crestas empiezan a
ser arrastradas por el viento
formando nubecillas
Montañosa 1320 pies
8
Temporal (duro)
34-40
Olas de altura media y más
alargadas la espuma es
arrastrada en nubes blancas
Montañosa 1320 pies
Deriva por viento
Observaciones realizadas sobre derrames reales y experimentos
controlados coinciden en que la deriva debida al viento varia del 1 al 6% de la
velocidad del viento. El valor bajo del 1% puede deberse a la inmersión de
algunas de las gotitas de petróleo debido al oleaje. La circulación de Langmuir
puede contribuir también a la variabilidad en la deriva por viento. El petróleo en
los regueros podría moverse hasta el 5.5% de la velocidad del viento, lo que
explicaría los valores del 6% observados en derrames.
Si bien la teoría oceanográfica predice un ángulo entre la corriente de
superficie y la velocidad del viento, las observaciones sobre trayectorias de
manchas de petróleo sugieren que el ángulo real es inferior a 10º. Las
predicciones de dirección del viento no son habitualmente tan precisas, y muy
pocos modelos incluyen un ángulo de rotación en sus cálculos.
Ha de tenerse en cuenta que la dirección del viento se comunica a
menudo como la dirección de donde sopla el viento y la corriente de superficie
como la dirección hacia la que fluye el agua. Esto significa que un viento del
norte y una corriente del sur se mueven en la misma dirección. (5)
Corrientes
La corriente de superficie es un mecanismo de transporte del petróleo. El
régimen de corrientes presentes al producirse el derrame será un factor
importante para determinar la longitud y la escala temporal del derrame. La
circulación oceánica puede transportar el petróleo a lo largo de cientos de millas
en meses y años, el flujo costero puede transportar el petróleo a lo largo de
cientos de millas en semanas, mientras que la circulación en estuarios puede
transportar el petróleo a lo largo de decenas de millas en días, los ríos
transportan el petróleo a decenas de millas en horas o días. (5)
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Figura 15 Hileras de petróleo transportadas
Patrones de mareas
En algunas áreas costeras, el patrón diario es de una pleamar y una
bajamar. Este patrón se denomina marea diurna. El patrón de mareas más
predominante en la mayoría de los océanos del mundo consiste en dos ciclos
de marea en el que la secuencia pleamar-bajamar son distintas, la marea se
denomina entonces marea semi diurna-mixta. Los patrones de mareas
predichos astronómicamente se ven a menudo modificados a causa de otros
factores. Los vientos que actúan sobre la superficie y la presión atmosférica
pueden alterar el nivel del mar. Este tipo de efecto puede ser particularmente
importante en áreas de agua poco profunda. Las tormentas costeras fuertes
pueden también modificar notablemente los patrones de marea en una zona
particular. (5)
Mareas vivas y muertas
La marea viva marca los puntos más alto y más bajo de marea que tienen
lugar dos veces al mes coincidiendo con la luna llena y nueva
Las mareas muertas son lo contrario, la amplitud entre pleamar y bajamar es la
menor y coinciden aproximadamente con los cuartos lunares.
Las mareas vivas son importantes para la respuesta a derrames pues el
petróleo embarrancado en estas circunstancias tenderá a permanecer varado
en la porción superior de la orilla hasta la próxima marea viva (unos 14 días). Si
además se produce una sobre elevación por tormenta durante una marea viva,
el petróleo puede permanecer estacionario por un periodo aún más prolongado.
(5)
Corrientes de marea
Las corrientes de marea más fuertes se localizan en las áreas de aguas
bajas o a través de canales estrechos que conectan a grandes masas de
aguas. Las corrientes en canales, por ejemplo. (Entradas a estuarios y bahías)
están obligadas a fluir hacia arriba o hacia abajo a lo largo del canal, en aguas
abiertas, el flujo depende de la dirección de las olas de marea.
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A lo largo de las costas exteriores, las corrientes y las alturas de marea
están más sincronizadas (onda progresiva). Las corrientes de marea están en
general desfasadas respecto a las alturas de marea para puntos dentro de una
bahía cerrada (onda estacionaria). El cambio de fase puede ser originado
también con la fricción en el fondo. (5)
Mezclado turbulento
El petróleo derramado en el agua está sujeto a regímenes de flujo
turbulento. La turbulencia oceánica se genera a causa de vientos y corrientes,
así como por el calentamiento y el enfriamiento. El flujo en las capas superiores
del agua se vuelve más turbulento a medida que aumentan el viento y las
corrientes.
La difusión turbulenta, causada por movimientos aleatorios de masas de
agua, rompe las manchas de petróleo en parcelas más pequeñas que se
distribuyen por un área más extensa.
La difusión del petróleo tiene lugar principalmente en la dirección
horizontal, siendo mucho mayor que la difusión vertical. La difusión horizontal
en la superficie del agua varia de 100 a 1,000, 000 cm3/s.
La difusión vertical es menor que la horizontal en varios órdenes de
magnitud, y generalmente disminuye con la profundidad. No debe confundirse
la difusión turbulenta con la dispersión mecánica (es decir, la mezcla
ocasionada por el oleaje rompiente). (5)
Circulación de Langmuir
Es el resultado de la interacción entre corrientes de superficie impulsadas
por el viento y el oleaje superficial, figura 16. Aunque puede existir circulación
de Langmuir en condiciones de vientos débiles o nulos. Lo más habitual es
observarla con velocidades de viento de 1.5 m/s o superiores. La circulación de
Langmuir es uno de los principales mecanismos de disgregación de la mancha
y puede ser importante para el transporte de gotitas de petróleo hacia la
columna de agua. La predicción de su aparición y fuerza es siempre difícil,
aunque se sabe lo siguiente:
Las hileras o regueros tienden a durar de 5 a 30 minutos, deshaciéndose y
volviéndose a formar.
2) La corriente superficial más fuerte en los regueros, pueden llegar a alcanzar
el 5.5% de la velocidad del viento.
3) Las velocidades de subinmersión (vertical) en la convergencia varían de 5
cm/s a 20 cm/s. (5)
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Figura 16 Petróleo en hileras o regueros
Convergencia de marea
Las convergencias son área de acumulación natural de petróleo, en
especial bolas de alquitrán. Debido a su cercanía, las bolas de alquitrán de la
convergencia pueden fusionarse para formar una mancha cohesionada. Las
convergencias de marea se forman a causa del estiramiento creado por el
movimiento de aguas de zonas bajas a más profundas (mareas vaciantes).
Para conservar la masa, La velocidad superficial debe disminuir.
En estas áreas se pueden acumular restos flotantes, algunas aves y
petróleo. Si los vientos son flojos, puede que el petróleo no atraviese las
convergencias. Los vientos fuertes, en cambio pueden romper las
convergencias. De todas maneras, las convergencias de marea suelen
aparecer en la misma área aproximada durante las mareas vaciantes. (5)
Corrientes litorales
Las corrientes litorales son producidas por el oleaje que se aproxima, en
ángulo oblicuo, a una línea de orilla con playas de pendiente suave. La
velocidad de las corrientes litorales aumenta con la altura de las olas y con un
mayor ángulo de frente de las olas.
Las velocidades típicas de las corrientes litorales varían entre 0.3 m/s y
1.0 m/s. Si la corriente adquiere velocidades cercanas a 1.5 m/s, a menudo en
forma de corrientes de retorno.
Este tipo de corrientes es muy importante por lo que respecta a la
trayectoria, ya que proporciona un mecanismo de transporte de petróleo en
áreas cercanas a la costa más allá de los rompientes. (5)
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2.3 Software utilizado
Se describen a continuación dos programas de simulación que se ajustan
a las características de predicción que se requiere, tanto por su sencillez como
por su facilidad de comprensión en los datos de respuesta.
2.3.1 ADIÓS2(6)
Programa de simulación que permite predecir la intemperización o
envejecimiento del petróleo con respecto al tiempo, los datos que deben ser
introducidos para obtener una predicción adecuada o confiable son
principalmente, temperatura del agua, velocidad y dirección del viento,
velocidad y dirección de la corriente, volumen derramado y tipo de producto
derramado.
Figura 17 Página principal del simulador ADIOS2
Parámetros de ejecución.
Los parámetros mínimos que ADIOS2 requieren para su ejecución son los
siguientes:
Para crear el escenario de un derrame
Tipo de petróleo derramado
Es necesario seleccionar el aceite adecuado
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Figura 18 Ventana de acceso a la selección de aceite.
Pulsando el botón de aceite se accesa a la ventana aceites, se elige el
adecuado si se conoce el nombre o mediante la gravedad API, se selecciona el
aceite. En el botón información de aceite se listan un resumen de sus
propiedades.
Velocidad y dirección del viento
El programa es sensible a la velocidad del viento por esta razón es de vital
importancia la utilización de datos de buena calidad.
Figura 19 Ventana de acceso a parámetros del viento.
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Se introduce los datos del viento como un valor constante (Constant wind)
este supuesto es muy útil cuando se tiene una cantidad limitada de tiempo para
lograr un resultado.
Se introduce la velocidad del viento, y seleccionando una unidad (mph,
nudos, m/s) desde el menú emergente. La dirección del viento se introduce
mediante la brújula o directamente en grados.
Solo se puede introducir las velocidades del viento como un entero. Su
valor para la velocidad del viento debe ser superior a 2 nudos (1 metro por
segundo, 2 millas por hora) y menos de 68 nudos (35 metros por segundo, 77
millas por hora).
Agua, propiedades del agua
Después de la velocidad del viento, ADIOS2 es más sensible a la
temperatura del agua y es muy importante para entrar en un valor razonable.
Ya que ésta afecta directamente a la densidad del aceite, la viscosidad y la
tasa de evaporación e indirectamente afecta a la emulsificación, es quizás
después de la velocidad del viento el parámetro más importante en la
regulación ambiental de la tasa de desgaste del petróleo.
Figura 20 Ventana de acceso a propiedades del agua.
Se permite ingresar el dato de temperatura solo como un entero.
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Salinidad
Ésta puede ser ingresada seleccionando los siguientes valores: agua
dulce (0), estuario (15), oceánica (32), estos valores están en g/kg.
Sedimentos
Es un proceso que puede afectar el comportamiento de la mancha de
petróleo. Agua con una alta carga de sedimentos puede descender más
rápidamente en la columna de agua, mientras que el agua con una carga baja
en sedimentos puede permitir que el petróleo se mantenga en la superficie del
agua más tiempo.
Para ingresar un dato seleccionar un valor en el menú desplegable: mar
(5), río/estuario (50), río barroso (500), la carga de sedimentos presenta las
unidades en g/m3.
En caso de que se ingrese un valor determinado, introducir éste como un
entero y los límites son de 0 a 1000 g/m3.
Corrientes
Introducir éste valor como un valor constante, se introduce la velocidad
actual y seleccionar una unidad (mph, nudos, m/s). El valor deberá ser superior
a 0 e inferior a 5 nudos (3 metros por segundo, 6 millas por hora).
Liberación, ¿Cuánto fue derramado?
Se índica cuanto material o cantidad de aceite se ha derramado.
Instantánea
Si todo el aceite se derrama en un periodo determinado.
Continuo.
Si el aceite se derrama en un periodo determinado.
Fuga de tanque
Si el aceite es drenado de un tanque averiado.
En la figura no. 21 se observa el menú de acceso a la ventana de los
datos del derrame tipo de derrame, cantidad, hora y fecha.
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Figura 21 Acceso al menú datos del derrame.
2.3.2 Responder Tool Kit (6)
Es un programa que realiza el cálculo de trayectoria del petróleo en el
agua, es una herramienta que permite predecir la trayectoria más probable de
una mancha de petróleo.
Figura 22 Ventana principal del simulador de cálculo de trayectoria.
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Parámetros de ejecución
Los parámetros requeridos para la ejecución del programa son los
siguientes:
Se requiere introducir la dirección del viento actual o la prevista y la velocidad.
1.- Demora del viento
Se puede introducir la dirección del viento utilizando el siguiente método:
a).- Seleccionando una dirección en la brújula directamente, arrastrando el
puntero hasta el valor.
b).- Borrando el número existente e introduciendo una nueva demora o
dirección.
2.- Velocidad del viento, ésta deberá introducirse en formato Británico o
métrico de la siguiente manera.
a).- Seleccionando en la entrada en nudos (millas náuticos por hora) o m/s.
b).- Con el cursor se selecciona un número en la escala de Beaufort, arrastrar la
flecha naranja hasta el valor requerido.
La velocidad máxima permitida es 150 nudos o 77.3 m/s.
3.- Demora de la corriente
La dirección de la corriente se define como la dirección hacia la cual fluye
la corriente.
Este dato se puede introducir mediante la brújula, seleccionando
directamente con el cursor y arrastrando directamente con el cursor hasta
ajustar el dato.
4.- Velocidad de la corriente
Se puede introducir en formato británico o métrico, la velocidad máxima
permitida es de 10 nudos o 5.2 m/s.
Se elije una entrada en nudos o m/s se selecciona cualquier lugar de la
barra de velocidad de la corriente y se ajusta el valor deseado.
5.- Tiempo
Es necesario especificar la duración necesaria para el cálculo de la
trayectoria.
Se elije una entrada en horas o minutos.
6.- Ubicación inicial
Al colocar una posición inicial el programa resuelve la posición estimada
del petróleo después del periodo de tiempo especificado.
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Interpretación de resultados
Dirección
Devuelve la trayectoria del petróleo resultante de la predicción.
Velocidad
Es la velocidad del movimiento de la mancha de petróleo que se ha
predicho.
Distancia
Es la distancia total que probablemente recorrerá el petróleo que se ha
predicho.
Ubicación
La ubicación definitiva estimada del petróleo después del tiempo
especificado, si se utilizo la opción de ubicación.
Los resultados se calculan continuamente y no toman en cuenta la tierra,
masa, estructuras o cualquier obstáculo, así como tampoco la extensión o el
envejecimiento del petróleo.
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CAPÍTULO 3. ESCENARIO DE ESTUDIO
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3.1 Descripción del caso (11)
Se llevó a cabo el programa de desarrollo
siguiente escenario de estudio.
del simulacro mediante el
Detección, alistamiento, e integración del Organismo de Coordinación
Local.
Simulacro de derrames de hidrocarburos y otras sustancias nocivas en el
mar.
Informe de situación
De las 09:10 am.
En el muelle numero 6, de la Terminal Marítima de Pajaritos, se encuentra
la embarcación denominada “QUETZALCOATL”, preparándose para iniciar
actividades de carga de hidrocarburo tipo “ISTMO”.
Figura 23 Muelle no 6 ubicado en la Dársena de Pajaritos.
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Informe de situación
De las 09:20 am.
Se origina un derrame debido a que los empaques tienen una fractura en
una de las válvulas de transferencia.
La línea de transferencia de 24 pulgadas, opera a una presión de 7
kg/cm2, y maneja un flujo de 25,000 bbl/h. se estima una fuga correspondiente
al 40 % del flujo total (10,000 bbl/h).
Figura 24 Barco Quetzalcóatl.
Informe de situación
De las 09:20 am.
El personal de operación de “PEMEX” se percata de la fuga e inicia las
operaciones de control.
Informe de situación
De las 09:40 am.
El personal de operación de “PEMEX” confirma que ya no hay más
emisión de material por el punto de fuga.
Figura 25 Operaciones de contención.
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Informe de situación
De las 09:25 am.
Capitanía de puerto recibe el aviso por parte de la terminal Marítima de
Pajaritos, y notifica vía radio VHF canal 16 a la SEMAR, con lo cual inician las
actividades de verificación y valoración de la magnitud del incidente.
Informe de situación
De las 09:30 am.
El capitán de permanencia dispone una embarcación menor con personal
de “PROMAM” (Protección al Medio Ambiente Marino) para que se trasladen al
lugar del incidente y obtengan la información relevante (Responsable, si se está
controlando, estimación de la cantidad derramada, etc.).
Informe de situación
De las 09:40 am.
El personal de “PROMAM” estima la cantidad derramada (6,000 barriles
aproximadamente) se da parte al Comandante del Sector Naval, sugiriendo la
activación del Plan Local de Contingencias.
Informe de situación
De las 09:40 am.
Se inicia la convocatoria de reunión extraordinaria para todos los
integrantes del Órgano de Coordinación Local.
Figura 26 Integración del organismo.
Informe de situación
A las 10:00 h.
Se reúne el organismo, trasladándose el CLI, (coordinador en el lugar del
incidente), para efectuar la valoración del mismo.
A las 10:05 h.
El CLI, comienza a dar su reporte de lo evaluado, al CL. (coordinador
local).
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Ubicación del problema y coordinación para contrarrestarlo.
Condiciones predominantes
Velocidad y Dirección del Viento
Se analiza el sistema climatológico, en la estación meteorológica de
Coatzacoalcos se registra una velocidad del viento máximo absoluto de 8.8
km/h, proveniente del sur.
La corriente superficial promedio es de 0.4 nudos con dirección noreste.
En estos momentos Coatzacoalcos registra una temperatura promedio 27.30
ºC. La precipitación pluvial media anual es de 2 mil 700 mm, siendo más
abundante en verano y principios de otoño.
Se identifican las áreas que puedan ser afectadas por el derrame y se
confirma que se encuentra una zona de manglar y fauna, con una extensión de
400 m de longitud y 2 m de ancho.
Se identifica el tipo de hidrocarburo, y se determina que es crudo con una
densidad de 0.87 g/cm3 (31.14 °API). Se vigila el movimiento y comportamiento
de la mancha, mediante programa de simulación.
Requerimiento
Se solicita a las tres secciones la organización de sus recursos y
materiales, así como las acciones por realizar para contrarrestar el derrame,
ésta estrategia será planteada a CL para su aprobación de 15 a 20 min. (11)
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3.2 Características de la sustancia involucrada
3.2.1 Generalidades del petróleo
El petróleo es una sustancia oleosa de color oscuro compuesta de
hidrógeno y carbono, y se le denomina hidrocarburo. Se le puede encontrar en
estado líquido (crudo) o en estado gaseoso (gas natural). Todos los diferentes
tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen
contener azufre y oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0.1 y un 5%. El
petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. Su consistencia varía
desde un líquido poco viscoso como la gasolina hasta uno tan espeso que
apenas fluye.
Por lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos
disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son
mayores el yacimiento de petróleo estará asociado con un depósito de gas
natural. Existen tres categorías de crudo: de tipo parafínico, asfáltico y de base
mixta. El petróleo parafínico está compuesto por moléculas en las que el
numero de átomos de hidrogeno es siempre superior en dos unidades al doble
del número de átomos de carbono. Las moléculas características del petróleo
asfáltico son los naftenos, que contienen exactamente el doble de átomos de
hidrógeno que de carbono. El petróleo de base mixta contiene hidrocarburos de
ambos tipos.
Hidrocarburos de uno a cuatro átomos de carbono
Se presentan en estado gaseoso, son inflamables y no tienen olor ni color.
Se encuentran entre ellos:
Metano (CH4).
Es el primer constituyente del gas natural; se utiliza como combustible en
le hogar y en automóviles. Es materia prima en la producción de amoniaco,
formaldehído, dióxido de carbono, tetracloruro de carbono y cloroformo, entre
otros.
Etano (C2H6).
Es materia prima en la fabricación de polietileno, óxido de etileno y vinilo
que, a su vez, se utilizan en la producción de envases, juguetes, tuberías etc.
Propano (C3H8).
Se mezcla con el butano (C4H10) para constituir el gas licuado del petróleo
(gas LP), que se emplea en los hogares.
Hidrocarburos de cinco a 20 átomos de carbono
Se presentan en estado líquido y su color va del amarillo claro al pardo.
Gasolina (átomos de carbono por molécula de 5 a 9), se utiliza como
combustible principalmente.
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
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Kerosina (átomos de carbono por molécula de 10 a 14), es básica para obtener
turbosina
Gasóleo (átomos de carbono por molécula de 15 a 18), es utilizada para
generación de diesel, combustible de tractores, locomotoras, camiones y
barcos.
Hidrocarburos con más de 20 átomos de carbono
Tienen una apariencia pastosa e incluso pueden llegar a ser sólidos a
temperatura ambiente, van del color café oscuro al negro.
Lubricantes, parafinas (átomos de carbono por molécula de 20 a 35), se utiliza
en maquinas de compresión y automóviles.
Combustóleo pesado (átomos de carbono por molécula de 25 a 35) usado
como combustible para calderas de termoeléctricas, también en generación de
energía eléctrica.
Asfaltos (átomos de carbono por molécula mayor a 39) usado para
pavimentación.
El petróleo se origina de una materia prima formada principalmente por
detritos de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los
mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, o en las cercanías del
mar. Se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario. La
materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada
vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que, según
las recientes teorías, es una degradación producida por bacterias aerobias
primero y anaerobias después. Estas reacciones desprenden oxígeno,
nitrógeno y azufre, que forman parte de los compuestos volátiles.
A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de la presión, se
forma la "roca madre". Posteriormente, por fenómenos de "migración", el
petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más permeables
(areniscas, calizas fisuradas, dolomías), llamadas "rocas almacén", y en las
cuales el petróleo se concentra y permanece en ellas si encuentra alguna
trampa que impida la migración hasta la superficie donde se oxida y volatiliza,
perdiendo todo interés como fuente de energía. Una vez formado el petróleo,
éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es
menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos,
arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas
natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos
situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto
impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando
un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con
rocas impermeables, sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del
océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos
y las filtraciones de gas natural.
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Tipos de petróleo
Las curvas de destilación TBP (del inglés “true boiling point”, temperatura
de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los
rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa.
Por ejemplo, mientras que en el crudo Istmo se obtiene un rendimiento directo
de 26% volumétrico de gasolina, en el Maya sólo se obtiene 15.7%.
La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de
acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del
Petróleo, que diferencia las calidades del crudo).
Extra pesado. Densidad (g/cm³) = >1.0; Densidad grados API = 10.0
Pesado, Densidad: 1.0 - 0.92; Densidad grados API = 10.0 - 22.3
Mediano. Densidad: 0.92 - 0.87; Densidad grados API = 22.3 - 31.1
Ligero. Densidad: 0.87 - 0.83; Densidad grados API = 31.1 - 39
Superligero.
Densidad:
<0.83;
Densidad
grados
API
=
>39
Para exportación, en México se preparan tres variedades de petróleo crudo:
Istmo: Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.
Maya: Pesado con densidad de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.
Olmeca: Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en
peso. Así como la mezcla mexicana, existen numerosos tipos de petróleo
atendiendo a sus características, en función del producto que se desee obtener,
estas propiedades son de utilidad para su refinamiento. (9)
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3.2.2 Características del crudo Istmo (10)
Se describen las características más relevantes del hidrocarburo tipo
Istmo, con la finalidad de conocer los riesgos que representa esta sustancia
tanto a la salud como al medio ambiente. Y de esta forma poder utilizar los
equipos adecuados para combatir un derrame, protegiendo en todo momento
la salud del personal involucrado en las operaciones de contención y/o
recuperación.
1. Crudo istmo
2. Sinónimos: petróleo crudo Istmo
3. Propiedades fisicoquímicas
Tabla 27 Propiedades fisicoquímicas del crudo Istmo.
Formula:
Peso molecular:
Forma y color:
Olor:
Densidad de vapor:
PH:
Punto de fusión:
Punto de ebullición:
Solubilidad:
Familia de hidrocarburos
278
Líquido espeso color café
Con olor desagradable
Información no encontrada
Información no encontrada
-91 °C
538 °C
Insoluble
4. Datos de peligro de incendio y de explosión.
Fuego: considerado para ser un riesgo de incendio.
Explosión: considerado para ser un riesgo de explosión.
Medio extintor de incendio: usar niebla de agua: espuma: CO2, polvo
químico seco.
Información especial: ante la presencia de un fuego, usar ropa protectora
adecuada y un equipo de respiración autónoma, de protección facial completa,
operado a la presión adecuada.
Procedimiento especial de combate de incendio: alejar contenedores del
incendio, en caso de poder hacerlo sin riesgo. Mantener mediante agua, fríos
los contenedores expuestos al incendio aun después de que fuese extinguido.
Mantenerse alejado para incendio masivo, utilice soportes fijos para manguera
o boquillas reguladoras; si esto no es posible retírese y permita que arda.
Retirarse inmediatamente en caso de un sonido intenso en el dispositivo de
seguridad o de cualquier decoloración en recipientes o en líneas de conducción
del producto debido al incendio.
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5. Datos de peligro a la salud:
Los hidrocarburos al quemarse producen altas cantidades de óxidos de
carbono.
Limite permisible de exposición (PEL): 8 hrs: 5 mg/m3, 15 hrs.: 10 mg/m3.
Consejos de prudencia: descomposición de componentes peligrosos: por
descomposición térmica desprende vapores altamente combustibles, ácido
sulfhídrico y óxidos de carbono.
Efectos de exposición
Inhalación: la inhalación de sus vapores causa daños e irritación al tracto
respiratorio, causando infecciones secundarias, arritmia cardiaca, dolor de
cabeza.
Ingestión: puede causar daños en el pulmón, contaminación de sangre,
arritmia y dolores en el sistema digestivo, cambios en el estado de ánimo.
Contacto con la piel: el contacto sobre cortos periodos puede causar irritación
local, el enrojecimiento y dolor.
Contacto con los ojos: visión borrosa, irritación, lagrimeo, comezón y
contracción de las pupilas. Ante exposición crónica el crudo es dañino y puede
tener efectos adversos a la salud si cuenta con una concentración de acido
sulfhídrico superior a las 10 ppm mg/m3.
Agravante de condiciones preexistentes: la inhalación de vapores que
contienen sulfhídrico o mezcla puede ocasionar asma, inflamación o dañar la
fibra pulmonar.
Toxicidad
Epidemiologia: información no encontrada.
Neurotoxicidad: si el crudo tiene una alta concentración de sulfhídrico, puede
causar lesiones cerebrales, convulsiones, inconsciencia y muerte.
Primeros auxilios:
En caso de Inhalación remover al afectado a una área de aire fresco
mantenga la presión arterial y proporcione oxígeno de ser necesario.
Manténgalo caliente y en descanso. Proporcionar atención médica inmediata.
Ingestión: no induzca al vomito, mantenga la cabeza del afectado más baja que
las caderas. Proporcione atención médica inmediata.
Contacto con la piel: remueva la ropa del afectado inmediatamente. Lavar
la piel con agua abundante y jabón. Proporcione atención médica inmediata.
Contacto con los ojos: lavar la parte afectada con agua hasta no quedar
evidencias de crudo. Proporcione atención médica inmediata.
6. Datos de reactividad
Estabilidad: estable, evite el contacto o almacenamiento con sustancias
incompatibles, calor, flamas o fuentes de ignición.
Descomposición de productos riesgosos: por descomposición térmica
desprende vapores altamente combustibles ácidos sulfhídricos y óxidos de
carbono.
Polimerización: no ocurrirá.
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Incompatibilidades: evite el contacto con tetra óxido de nitrógeno ya que
ocurre explosión violenta al calentarse a 52 °C.; así como con todo material
fuertemente oxidante debido a que se podrían presentar riesgos de incendio
Condiciones a evitar: el petróleo crudo no presenta reacciones de
polimerización. No requiere cuidados especiales.
7. Equipo de seguridad
Ventilación: un sistema local de extracción general es recomendado para
asegurar a los empleados, a niveles bajos de exposición tanto como sea
posible.
Respiradores personales
Debe ser usado un respirador para vapores orgánicos. Para las
emergencias o instancias donde no son conocidos los niveles de exposición,
usar un respirador de cubierta facial completa, con suplemento de aire de
presión positiva.
Precaución: Los respiradores de tipo purificadores de aire, no protegen a
los trabajadores en atmósferas deficientes de oxigeno.
Protección de la piel: Usar guantes protectores, incluyendo botas, batas de
laboratorio, mandil y el equipo necesario para evitar el contacto.
Protección ocular: Usar googles para protección ocular y / o cubierta de
protección facial completa. Conservar cerca del lugar de trabajo un equipo de
lavado ocular.
Figura 27 Equipo de protección para manipulación del crudo Istmo.
8. Precauciones de almacenamiento y manejo
General:
Evitar almacenamiento con sustancias incompatibles. Utilizar el equipo de
Protección personal apropiada.
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Figura 28 Código NFPA para el crudo Istmo.
Área de almacenaje: Rojo para reactivos inflamables.
Símbolos de peligro químico: (Inflamable)
9. Procedimiento de derrames y eliminación de desechos
Derrames: notificar inmediatamente a su superior. Detectar la fuente de
origen. Si No corre riesgo al hacerlo, detenga la fuga. Evacue el área. Ventilar el
área de derrame o fuga. Usar ropa protectora con equipo de respiración
apropiada.
Transportación: Para las regulaciones de transportación de hidrocarburos
se cumplirá con lo estipulado en las normas de Pemex relativas a sistemas de
tuberías de transporte y recolección de hidrocarburos, sistemas de transporte
de petróleo crudo por tubería y sistemas de transporte de petróleo.
Clase riesgo: liquido inflamable
Número de la ONU: 1267
Guía de respuesta: 128
Año de edición: 1996
10. Información ecológica
Acción ecológica: En caso de un derrame evitar que este afecte cuerpos
de agua y zonas protegidas.
Toxicidad al ambiente: Información no encontrada. (10)
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CAPÍTULO 4. OBTENCIÓN DE RESULTADOS
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4.1 Simulación utilizando el programa Responder Tool Kit
Se utilizó el simulador de cálculo de trayectoria para calcular la trayectoria
más probable de una mancha de petróleo crudo tipo Istmo, en el desarrollo del
simulacro realizado el día 30 de Julio del año 2009 en la Dársena de Pajaritos.
Éste simulacro se llevó a cabo por personal del Sector Naval de Coatzacoalcos
Veracruz.
Los datos utilizados fueron los proporcionados por la sección de logística y
son los siguientes:
De la estación meteorológica de Coatzacoalcos Veracruz. (7)
Vientos provenientes del sur.
Velocidad del viento 8.8 km/h-2.4 m/s
Dirección de la corriente noroeste
Velocidad de la corriente 0.4 nudos-0.20m/s.
Coordenadas iníciales del muelle 6. 18° 07´28´´ N, 94° 24´ 26´´ O. (12)
Figura 29 Resultados de la predicción del crudo Istmo a 40 minutos del
derrame
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Ubicación final probable de la mancha de petróleo (18° 07´58´´ N, 94° 24´
44´´ O), recordar que el cálculo realizado por el simulador no contempla
obstáculos. En la figura 30 se observa que el movimiento probable de la
mancha seria casi en el centro del sector naval (llamada “punta de pichos”) sin
embargo el movimiento real que se esperaría es el de mantenerse unida a la
barda del propio muelle 6 en dirección la salida de la dársena.
Figura 30 Ubicación probable de la mancha de crudo según las condiciones
climáticas imperantes en la zona. (12)
A los 40 minutos de ocurrido el derrame la mancha
desplazado 600 metros en dirección noroeste 330°.
En la tabla 28 se muestra el comportamiento de la
respecto al tiempo y la variación de la distancia
aproximada del muelle no 6 a la corriente del
aproximadamente.
de hidrocarburo se ha
mancha de crudo con
probable. La distancia
río es de 1.57 km
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Tabla 28
tiempo
Variación de la distancia y ubicación de la mancha con respecto al
Tiempo
(minutos)
Velocidad de la mancha
de crudo m/s
Dirección
de
la
mancha de crudo (°)
Distancia
probable
(km)
0.2
10
0.3
330° Noroeste
20
0.3
330° Noroeste
30
0.3
330° Noroeste
0.3
0.5
40
0.3
330° Noroeste
0.6
50
0.3
330° Noroeste
0.8
60
0.3
330° Noroeste
1
Ubicación
probable
18°07.35´N
94°24.31´O
18°07.43´N
94°24.35´O
18°07.50´N
94°24.40´O
18°07.58´N
94°24.44´O
18°07.65´N
94°24.49´O
18°07.73´N
94°24.53´O
Se observa que aunque pasara una hora en tiempo real la mancha de
hidrocarburo no lograría llegar a afectar tanto a la zona más sensible de la
Dársena que es la zona de manglar, así como no podría llegar a la corriente del
río Coatzacoalcos. Ya que el derrame inicia a las 9:20 am y a las 9:40 am dan
inicio las labores de contención así que no podría extenderse hasta lograr
afectar más allá de lo previsto, esto gracias a la oportuna intervención del
personal tanto de PEMEX como de PROMAM.
Figura 31 Movimiento probable de la mancha a una hora. (12)
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4.2 Simulación utilizando el programa ADIOS 2
El simulador ADIOS2 se utilizó para determinar el grado de envejecimiento
del petróleo el tiempo que estuvo sobre la superficie del agua. El derrame da
inicio a las 9:20 am y concluyen las operaciones de recuperación total a
las11:56 am, se estima que el petróleo está en el agua 2.3 h. por lo que éste
tiempo será el que se tome en consideración para efectos de análisis.
Los datos utilizados para el cálculo fueron los siguientes.
De la estación meteorológica de Coatzacoalcos Veracruz:
Tipo de producto derramado: petróleo tipo Istmo 0.87 g/cm3 (31.14 °API).
Vientos provenientes del sur.
Velocidad del viento 8.8 km/h-2.4 m/s
Dirección de la corriente noroeste 320°.
Velocidad de la corriente 0.4 nudos-0.20m/s.
Temperatura del agua 25° C.
Cantidad derramada 6000 bbl.
Tipo de emisión instantánea, ocurrió en menos de una hora. En la figura 32 se
observan los parámetros que resultan de la ejecución del programa con los
datos anteriores.
Figura 32 Página principal de resultados en ADIOS2.
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Figura 33 Ventana de selección de tipo de hidrocarburo.
Figura 34
constante.
Ingreso de los parámetros de viento en condiciones de viento
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Figura 35 Acceso a las entradas de propiedades del agua.
Ésta ventana nos permite ingresar los datos de salinidad y cantidad de
sedimentos, los cuales se colocaron en estándar para río/estuario.
En la figura 36 se muestra como ingresar los datos del derrame cantidad, hora y
fecha.
Figura 36
Ventana para ingreso de datos del derrame.
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Figura 37
Grafica densidad contra tiempo.
La figura 37 muestra el cambio que tiene la densidad real del petróleo con
respecto al tiempo, principalmente en las primeras tres horas (Ya que es
aproximadamente el tiempo que permanece en el agua el petróleo). El aumento
de la densidad no resulta ser tan elevado en las primeras horas (0.896 g/cc),
encuentra su punto máximo tras 120 h de permanencia en el agua.
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Figura 38 Grafica viscosidad contra tiempo.
En la grafica no. 38 se observa el aumento que tiene la viscosidad del crudo
con respecto al tiempo que permanece en el agua, el comportamiento es similar
al de la densidad. Es mínimo durante las primeras horas de permanencia sobre
la superficie del agua.
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Figura 39 Porcentajes de agua en aceite contra el tiempo.
La figura 39 muestra la formación de gotas de agua dispersas en el aceite
llamada emulsión de aceite. El inicio de la formación de la emulsión la computa
el programa con una tasa de vaporización del 5% por lo que tenemos en las
primeras horas un porcentaje de formación de emulsión de 8%
aproximadamente 500 bbl, se debe tomar en cuenta que este volumen puede
aumentar en una escala de 2 a 4.
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Figura 40 Barriles evaporados con respecto al tiempo.
Aproximadamente se vaporizan 1000 bbl, en las primeras 3 horas.
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Figura 41 Porcentaje evaporado con respecto al tiempo.
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Figura 42
Relación de barriles vaporizados con respecto al tiempo.
La cantidad máxima que se espera se elimine por el mecanismo de
vaporización después de 120 h es de 2,582 bbl.
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Figura 43 Relación porcentaje evaporado con respecto al tiempo.
En la figura 43 se observa que en menos de una hora se vaporiza el 5% que se
tiene computado para iniciar la formación de la emulsión.
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Figura 44
derrame.
Balance de masa computados en las primeras tres horas del
El simulador predice que de los 6,000 barriles vertidos y según los datos
alimentados tanto climatológicos como del derrame, 1,053 barriles se pierden
por vaporización de las fracciones más ligeras, debido a la baja velocidad del
viento no se favorece la dispersión natural y supone 4,947 barriles por contener
y recuperar. El máximo porcentaje esperado que vaporizará es de 43% esto
tras 120 h de permanencia sobre la superficie del agua. Ya que el porcentaje de
vaporización en el tiempo que tarda el ejercicio es de 19% no se predice un
aumento considerable en la densidad y viscosidad del producto por lo que no se
espera que gran cantidad del producto sedimente.
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4.3 Resultado general del simulacro de derrame de hidrocarburo Istmo
llevado a cabo el 30 de Julio de 2009 en la Dársena de Pajaritos(11)
Tabla 29 Resultado general del simulacro.
Tiempo
transcurrido
Horario
(hrs.):
09:20
Ocurre derrame en Muelle 6 de Terminal Marítima Pajaritos
09:40
09:41
09:42
09:40
Inicia recuperación de crudo por personal de Terminal Marítima
Queda Activado Plan Local de Contingencias
23 min.
09:43
09:44
09:54
09:55
36 min.
09:56
09:57
09:58
09:59
10:00
40 min.
41 min.
10:01
10:02
10:03
10:04
45 min.
10:05
10:06
10:07
10:13
10:14
60 min.
10:15
10:16
10:17
10:18
10:19
10:20
10:21
77 min.
Acciones
10:36
10:37
10:38
10:39
Confirma personal de logística vía telefónica: a las 9:40 quedó
activado el PLC y solicita presencia en centro de comando
SEMAR informa vía telefónica, reunión a las 10:00 hrs. para
activar PLC
Se encuentra reunido el Pleno en el Centro de Comando
1er Informe en Centro de Comando sobre lo ocurrido a las 9:20
(fuga de 10,000 bbl, 5 cm espesor, mancha expandida a 400m)
Se anuncia que Próximo boletín será a las 11:00 hrs.
Grupo subcomité Científico (Planeación), solicita a Logística:
información para simulación del comportamiento de la mancha.
Grupo de Planeación, con información disponible, toma
decisiones bajo criterios establecidos y realiza sus primeras
evaluaciones
Vía radio informan avistamiento de aves impregnadas con
hidrocarburo
A 21 minutos de haber entregado solicitud a grupo logístico aún
no se cuenta con información meteorológica
En boletín se informa: inicia labores de recuperación.
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102 min.
106 min.
11:02
11:03
11:06
11:07
11:10
11:11
11:12
11:13
11:14
11:16
11:17
11:24
11:25
11:26
11:27
11:34
11:35
11:42
11:43
11:44
11:45
11:46
11:55
150 min.
11:56
Se reporta caída de una persona a mancha de hidrocarburo,
durante tendido de barrera de contención y se solicita una
ambulancia
Grupo logístico proporciona a subcomité científico información
solicitada hace 32 minutos.
Informan ya se encuentra ambulancia solicitada en lugar del
accidente.
Se solicita a subcomité científico resultados de evaluación técnica
y simulación de comportamiento de la mancha
Arribo de personal logístico y personal evaluador al centro de
comando
Boletín informa se tiene recuperado el 60% del hidrocarburo en la
mancha.
Reporta equipo Operativo, por parte de infantería de marina
Reporta equipo de logística
Boletín informa se recogieron 10 ton de lirio y el 100% del
hidrocarburo emulsificado.
Se embarcaron personal de PRONAM y Medios de Comunicación
para dirigirse al Centro de Comando
Grupo de planeación, solicita a grupo logístico confirmación de
capacidad de los equipos de recuperación
Se confirma capacidad de equipos de recuperación por parte de
logística
Arriba el último reportero al Centro de Comando
Boletín de PEMEX informa a las 9:30 iniciaron actividades de
recuperación y concluyeron al 100% a las 11:25
Concluye el Ejercicio
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en el mar y su aplicación dentro de un plan de contingencias
90 UNIVERSIDAD VERACRUZANA Ciencias Químicas Campus Coatzacoalcos Veracruz
.
CONCLUSIONES
Es evidente dado el historial de derrames en la región la necesidad de
reforzar por medio de un programa que permita la adecuada contención y
reducción de los daños medio ambientales a las áreas sensibles que requieren
ser protegidas en caso de ocurrir una contingencia por derrame de
hidrocarburo.
Es responsabilidad de la secretaría de Marina y ésta a su vez es apoyada
por importantes instituciones adscritas al plan.
Tradicionalmente los simulacros de derrames se han realizado tomando en
consideración solo factores de observación ya sea vía marítima, terrestre o
aérea.
En este trabajo se implementa el uso de simuladores de trayectoria y
grado de intemperización cuyo beneficio en apoyo a contrarrestar derrames de
hidrocarburos son los siguientes.
• Predicción adecuada del seguimiento de la mancha de crudo.
• Ubicación especifica de la mancha de crudo.
• Brinda mejoría en la capacidad de respuesta en los equipos de
contención.
• Amplio conocimiento del comportamiento de los mecanismos que
modifican al petróleo.
Se logró la simulación del derrame de una forma satisfactoria y se
corrobora el hecho de que la utilización de estos programas como ayuda en la
sección de planeación para contrarrestar una contingencia por derrame de
hidrocarburo, mejora y amplía la capacidad de respuesta en tiempo y forma.
Sin embargo para la utilización de estos simuladores es necesario el
amplio conocimiento de los factores fisicoquímicos así como de trasporte de
hidrocarburo, para un manejo óptimo de estos. Esperando que el hecho de
implementar el programa redunde en la utilización en posteriores simulacros
para que de esta manera cumpla con su función primordial que es la de ayudar
en caso de una contingencia por derrames de crudo en la región.
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RECOMENDACIONES.
En base a la experiencia adquirida en la realización de este trabajo se
hacen las siguientes observaciones con la única finalidad de mejorar, tratar de
dar continuidad y poder desarrollar al máximo las características de los
programas y de esta forma maximizar las posibilidades de reacción en
contingencias por derrames de hidrocarburos en la región.
1.- Sección Operativa.
En próximo desarrollo de simulacro minimizar los tiempos para conjuntar
al organismo de coordinación.
Mejorar la capacidad de comunicación entre la sección logística y la
coordinación en el lugar del incidente.
Que se implemente en el Sector Naval, esencialmente donde estarán
reunidas las secciones de planeación y logística, servicio de internet para el
rápido acceso a información medioambiental para ayudar en caso de no contar
con datos en tiempo y forma.
Que se reduzcan los tiempos en el flujo de la información que pueda
resultar de importancia para retroalimentar el análisis de trayectoria.
2.- Modelos de simulación.
Que se logre la validación de estos programas y que se ajusten e
implementen otros más, ya que de esta forma aumentara la confianza en la
utilización de estos.
Que se dé continuidad al uso de estos simuladores y de ser posible se
logre involucrar a la universidad Veracruzana de forma permanente para el
manejo de los mismos (campo para tesistas).
3.- Bases de datos.
Dada la insuficiencia de datos se requiere la creación de bases de
información confiables y exista la posibilidad de colaboración de la Universidad
Veracruzana con SEMAR creando historial de información como:
• Mareas en la Dársena de Pajaritos.
• Corrientes.
• Sustancias manejadas hojas de seguridad, riesgos.
• Áreas afectadas extensiones reales, tipos.
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LITERATURA CITADA.
1.- Botello, A.V, Toledo A. Golfo de México, Contaminación e Impacto
Ambiental: Diagnostico y Tendencias, Universidad Autónoma de
Campeche. EPOMEX serie científica 1996.
2.- Figueruelo Juan E. Marino Dávila Martín. Química Física del Medio
Ambiente. Ed. Reverte, S. A.
3.- Novaro Octavio Contaminación, El Colegio Nacional, México 1998.
4.- Travis Wagner. Contaminación, Causas Y Efectos. Ed. Gernika.
5.- Manual de Análisis de Trayectorias. Administración Nacional de Océanos
y Atmósfera, Servicio Nacional Oceánico, Oficina de Respuesta y
Restauración, División de Respuesta a Materiales Peligrosos. 2001
6.-
Administración Nacional de Océanos y Atmósfera, Servicio Nacional
Oceánico, Oficina de Respuesta y Restauración, División de Respuesta a
Materiales Peligrosos. 2001, http://response.restoratión.noaa.gov
7.- Condiciones meteorológicas en Coatzacoalcos disponible en: http:
www.tutiempo.net/clima/Coatzacoalcos/767810.htm, consultado julio 2009.
8.- Documento del Plan local de contingencia para combatir y controlar
derrames de hidrocarburos y otras substancias nocivas en el mar.
Secretaria de Marina Armada de México Primera región naval Tercer zona
Sector naval Coatzacoalcos 2009
9.- INEGI información del petróleo disponible en:
http://www.cuentame.inegi.org.mx/economia/petroleo/quees.aspx?tema=E
Fecha de consulta julio 2009
10.- Hoja de seguridad del hidrocarburo tipo Istmo.
11.- Información proporcionada en reuniones interdisciplinarias por la
Secretaria de Marina.
12.- Ubicación Dársena de pajaritos contacto en:
http://www.google.com/search?hl=es&q=google+eart, consulta junio 2009.
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GLOSARIO.
Absorbentes Oleofilicos: se caracterizan por que repelen el agua y capturan
el petróleo o sus derivados, esto lo hace especialmente aplicable a derrames en
ríos o lagunas.
Acahuales: hierba alta y de tallo algo grueso
Ambiente Lacustre: es un ambiente sedimentario de un lago.
API: Administración Portuaria Integral
Arabian: crudo de 32.5 °API, densidad a 0°c 0.862g/cc
Bajamar: fin del reflujo en la marea, la bajamar se produce a las seis de la
tarde.
Bolas de alquitrán: petróleo intemperizado que forma una bola flexible. Su
tamaño puede ir desde el de una cabeza de alfiler hasta 30 cm.
Brignaloc: Brigada Naval local.
Bunker C: producto refinado de 12.3 °API, densidad a 0°c 0.994 g/cc.
CLAM: Comité Local de Ayuda Mutua.
Carrera de marea: grado de influencia de las mareas en el movimiento del
petróleo.
Circulación de Langmuir: movimiento del agua causado por el viento que
genera hileras o regueros de petróleo que se deshacen y se vuelven a formar.
Es uno de los principales mecanismos en la disgregación de la mancha y puede
ser importante para transferir gotas de petróleo a la columna de agua.
Convergencia: áreas donde las aguas superficiales “se encuentran". Son
áreas de acumulación natural de petróleo, especialmente de bolas de alquitrán.
CLI: Coordinación en el Lugar del Incidente.
Corriente Litoral: producidas por olas que se acercan oblicuamente a playas
de pendiente suave.
Detritos: cada una de las partículas que resultan de la descomposición de una
roca o de otro cuerpo
Dolomías: roca parecida a la caliza y más común que ésta, de color rosado o
incolora, y formada por carbonato doble de cal y magnesia.
Esquitos: roca metamórfica de color negro azulado que se divide con facilidad
en hojas o láminas.
Estuario: desembocadura de un río que se caracteriza por tener una forma
semejante al corte longitudinal de un embudo, por la influencia de las mareas
en la unión de las aguas fluviales con las marítimas:
Ekofisk: crudo de 39.2 °API, densidad 0.840 g/cc a 0°C.
Fitoplancton: plancton constituido predominantemente por algas y otros
organismos vegetales:
Fuel oíls # 6: producto refinado de 12.3 °API, densidad a 0°C 0.994g/cc.
Germoplasma: se utiliza comúnmente para designar el genoma de las
especies vegetales.
Hibernia: crudo de 37.1° API, densidad 0.8430 g/cc a 0°C.
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Humedales: es una zona de tierras, generalmente planas, en la que la
superficie se inunda permanente o intermitentemente, al cubrirse regularmente
de agua, el suelo se satura, quedando desprovisto de oxígeno y dando lugar a
un ecosistema híbrido entre los puramente acuáticos y los terrestres.
Intemperismo: proceso de envejecimiento del petróleo.
Incertidumbre:"límites de confianza”, o grado de exactitud que se espera que
posea la predicción.
Intemperización: alteraciones de las propiedades físicas y químicas del
petróleo derramado debidas a evaporación, disolución, oxidación,
sedimentación y biodegradación
Lagos Bituminosos:
Lago Medio: crudo de 31.5 °API, densidad a 0 grados 0.880 g/cc
Marea muerta: es la contraria a la marea viva: la amplitud entre pleamar y
bajamar es mínima y coincide aproximadamente con los cuartos lunares.
Marea viva: la marea más alta y más baja, tiene lugar dos veces al mes
coincidiendo con la luna llena y nueva.
Mousse: emulsionamiento de agua en petróleo. El mousse varía en color desde
marrón oscuro a casi rojo o tostado y muestra típicamente una consistencia
"espesa" en comparación con el petróleo recién vertido. La incorporación de
hasta el 75% de agua en petróleo ocasionará que el volumen aparente de cierta
cantidad de petróleo aumente cuatro veces.
Absorbentes Oleofilicos: se caracterizan por que repelen el agua y capturan
el petróleo o sus derivados, esto lo hace especialmente aplicable a derrames en
ríos o lagunas.
Pantano: hondonada donde se detienen las aguas, con el fondo cubierto de
barro.
Petróleo recuperable: capa de petróleo 1o suficientemente gruesa para
recuperarse por medio de técnicas y equipo convencional. Únicamente el
petróleo negro o marrón oscuro, "mousse" y brillo pesado (pardo sucio)
generalmente se consideran lo suficientemente gruesos para recuperarse
eficazmente con el recolector o desnatador.
Plancton: conjunto de seres minúsculos de origen animal (zooplancton) o
vegetal (fitoplancton) presentes en aguas marinas y de lagos, que constituyen el
alimento básico de diversos animales superiores:
PLC: Plan Local de Contingencias.
Pleamar: marea alta.
Plexiglás: resina sintética que tiene el aspecto del vidrio
PROMAM: protección al Medio Ambiente Marino.
PROFEPA: Procuraduría Federal de Protección Ambiental
Preventores: son equipos que se utilizan para cerrar el pozo de perforación y
permitir que el personal controle los movimientos evitando así cualquier tipo de
arremetida por presión. Existen los Preventores anulares, Preventores de ariete.
Ambos sirven de sellos del pozo.
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Prudhoe Bay: crudo pesado con las siguientes características: densidad a
15°C 0.915 g/ml, gravedad API 24.8
SANAVCOAT: Sanatorio Naval de Coatzacoalcos.
SAGARPA: Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y
Alimentación.
SECOMA: Servicios de Consultoría Ambiental.
SECNACOA: Sector Naval de Coatzacoalcos.
SEDENA: Secretaría de la Defensa Nacional.
SEMAR: Secretaria de Marina
SEMARNAT: Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales.
SCT: Sector Comunicaciones y Transportes
SEC: Secretaria de Educación y Cultura.
SSA: Secretaría de Salud.
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