Construcción de Gasoducto de 24” diámetro de - sinat

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II.
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DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO.
II.1.
INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO.
La parte Sur del campo Lankahuasa fue explorada mediante los estudios geológicos y
geofísicos respectivos teniendo como resultado las altas probabilidades de la existencia de
hidrocarburos de tipo gaseoso; con la perforación y aforos efectuados al pozo Lankahuasa
1, se ubico a este proyecto como una provincia productora de gas técnica y económica
rentable con altas expectativas de contener grandes volúmenes de reserva 2P (probada +
probable) del orden de 678 mmmpc, razón por la que se decide la explotación del
yacimiento, para el cual es necesario construir el gasoducto (submarino-terrestre)
requerido para conducir el gas de la plataforma trípode marina Lankahuasa 1 hacia la
estación de separación, deshidratación, compresión y medición de gas “El Raudal”.
El proyecto consiste en la construcción, instalación y puesta en operación del gasoducto
de 24” de diámetro que sale de la trampa de envió de diablos localizada en la plataforma
trípode Lankahuasa 1 hacia la plataforma Lankahuasa 76 en la parte submarina, en
dirección a la estación de separación, deshidratación y medición de gas “El Raudal” en la
parte terrestre, después continuará hasta conectarse al gasoducto 48” de diámetro
“Cactus-Reynosa”.
El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al incorporar
reservas de hidrocarburos, el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre las
prioridades gubernamentales para el desarrollo como factor base de la política económica
nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo 2001-2006. En este
proceso, la captación de divisas y el desarrollo de la industria extractiva para consumo
nacional y de exportación son objetivos primordiales de la actividad petrolera.
II.1.1. Naturaleza del proyecto.
Con la interpretación de los levantamientos sísmicos 3D (realizados a partir del año 2000),
con el apoyo de los modelos geológicos postulados, la aplicación de técnicas de
interpretación como la extracción de amplitudes y aplicación de Técnica para la detección
de gas (llamada AVO por su siglas en ingles “Amplitude versus Offset); identificando
variaciones de amplitud en las familias de trazas sísmicas asociadas a un punto de reflejo
común (CDP, Common Depth Point), también conocidas como gathers.o familias CDP), se
llevó a cabo la documentación y aprobación de varios localizaciones exploratorias.
Una de ellas, fue la perforación exploratoria del Pozo Lankahuasa 1, en donde se
descubrió una nueva provincia gasífera en la Plataforma Continental del Golfo de México.
En este pozo se tuvo una importante producción inicial en diferentes intervalos del Mioceno
Superior.
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El pozo Lankahuasa 1, quedo temporalmente taponado en espera de infraestructura de
producción. Durante la terminación del pozo, se llevaron a cabo 5 pruebas de producción,
resultando todas ellas exitosas, con gastos iniciales que en forma sucesiva fueron de 15,
22, 2, 26 y 4 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) como gasto máximo
correspondiente a cada una de las 5 pruebas realizadas.
A partir del análisis de los hidrocarburos producidos, los yacimientos fueron clasificados
como de gas seco dulce no asociado. Y se estimo una reserva de gas seco dulce de
1,254 miles de millones de pies cúbicos (MMMPC) a nivel de 3P (Probada + probable +
posible; en proceso de certificación)
Por tal motivo se requiere la construcción, instalación y puesta en operación del gasoducto
de 24” de diámetro para transportar la producción de la plataforma Lankahuasa 1 y en un
futuro de la plataforma Lankahuasa 76 (sí, es productiva), hacia las instalaciones de
tratamiento (separación, deshidratación, compresión y medición del gas), previas a la
interconexión con el gasoducto troncal de 48” de diámetro “Cactus – Reynosa”.
II.1.2. Selección del sitio.
La selección del sitio del ducto fue concebido bajo los siguientes criterios:
Criterios ambientales.
1.
Inexistencia de ecosistemas críticos, así como de zonas arrecifales y zonas de
inundación.
2.
Zona no inmersa en áreas naturales protegidas.
Criterios técnicos.
1.
Ubicación de los pozos Lankahuasa 1 y Lankahuasa 76, la estación de
compresión de gas y del ducto de 48” de diámetro “cactus-Reynosa”. En donde se
determina la ruta más directa entre los dos puntos, para evitar que se presenten
inflexiones en la línea.
2.
Cruces de otras líneas submarinas y terrestres.
Evaluación de estabilidad y sedimentos de la zona, incluyendo erosión y los
3.
depósitos continuos.
4.
Longitud de línea.
5.
Optimización del aprovechamiento de la trayectoria.
Criterios socioeconómicos.
1.
Disponibilidad de terreno para la implantación del gasoducto (terreno ejidal).
2.
Disponibilidad de uso de suelo sin interferencia con el destinado por el Municipio de
Nautla y Vega de Alatorre.
3.
Distancias a poblaciones (centros de población ubicados entre 3.5 y 4.0 km, El Altillo
y El Raudal, respectivamente).
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II.1.3. Ubicación física del proyecto y planos de localización.
El proyecto se localiza aproximadamente 17 km. de la costa frente a la Barra de Nautla y
Vega de Alatorre Veracruz perteneciente a la Plataforma Continental del Golfo de México.
En tierra, atravesara el ejido el Raudal, perteneciente al Municipio Nautla y ejido el Laurel
del Municipio de Vega de Alatorre Veracruz (véase anexo planos).
La poligonal que contiene la ubicación el proyecto esta representado en la figura I.1 y
cuyas coordenadas geográficas y UTM se encuentran en la tabla II.1.
TABLA II.1. COORDENADAS UTM Y GEOGRÁFICAS DEL PROYECTO.
COORDENADAS UTM
TRAZO DE
GASODUCTO
Plataforma Lankahuasa 1
Curvatura PI
Curvatura PC
Curvatura PT
Punto de costa
Punto de estación de
procesamiento de gas
Punto de ducto de 48”
diámetro
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
X
Y
LATITUD NORTE
LONGITUD OESTE
753,822.777
748,958.37
749,570.97
748,317.32
740,397.960
2’231,885.662
2’238,041.44
2’235,519.16
2’235,554.51
2’229,539.20
20°10’7.74
20°13’30.12
20°12’7.85
20°12’9.58
20°8’57.68
-96°34’17.45
-96°37’1.84
-96°36’42.00
-96°37’25.14
-96°42’0.67
735,674.7475
2’225,910.32
20°7’1.81
-96°44’44.94
735,620.00
2’225,910.00
20°7’1.82
-96°44’46.82
IMP, PEMEX 2002.
El plano topográfico del trazo del ducto zona terrestre se presenta en la figura II.1.
II.1.4. Inversión requerida.
La inversión total requerida por el Proyecto Lankahuasa durante el periodo 2002–2018 es
de 3,762 millones de pesos, de los cuales 2,777 millones de pesos se refieren a
actividades estratégicas y 985 millones de pesos se destinarían a actividades de carácter
operacional.
La inversión requerida para llevar a cabo el proyecto del ducto es de $316,200,000.00
(trescientos diez y seis millones doscientos mil pesos 00/100MN.). Según se establece en
la tabla II.2, con un periodo recuperación de 4 años.
TABLA II.2. INVERSIÓN REQUERIDA DEL PROYECTO (mmp).
CONCEPTO
2002 2003 2004
Inversión
16.2 270
30
0.0
Gastos de Operación 0.0 0.0
PERIODO DE RECUPERACIÓN 4 AÑOS
2005
2006
2007
2008-2018
TOTAL
0.00
6.06
0.0
0
0.0
0.12
39.59
316.2
45.80
PEMEX 2002
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Figura II.1.TOPOGRÁFICO DE LA UBICACIÓN DEL GASODUTO.
II.1.5. Dimensiones del proyecto.
La superficie requerida para la construcción del gasoducto en el área marina es de 17Km,
por un ancho de 3 m. Lo que representa un área de 51,000 m2, y para el área terrestre es
de 6 Km con un ancho de 15 m, lo que representa un área de 90,000 m2, dando un total de
141,000 m2. Esto de acuerdo a la norma de seguridad de PEMEX N° 03.0.02 “Derechos de
vía de las tuberías de transporte de fluidos”.
II.1.6.
Uso actual del suelo y/o cuerpo de agua en el sitio del proyecto y en sus
colindancias.
El proyecto se desarrollará en una parte de la zona marina, la cual esta asignada
exclusivamente a la exploración y producción de PEMEX.
En cuanto se refiere a la zona terrestre por la cual va a pasar el gasoducto; es destinada al
sector agropecuario de baja intensidad, primordialmente para la ganadería tipo vacuno.
El proyecto para la construcción del gasoducto de la plataforma Lankahuasa 1 “con el
entronque del gasoducto de 48” diámetro Cactus-Reynosa”, el cual colinda:
•
•
•
•
Al Norte: Con el ejido “el Raudal” que pertenece al Municipio de Nautla.
Al Sur: con el ejido el “Laurel” que pertenece al Municipio de Vega de Alatorre.
Al Este: con la Plataforma Continental del Golfo de México”.
Al Oeste: con el ejido “el Raudal” que pertenece al Municipio de Nautla.
Cabe destacar, que actualmente no existen asentamientos poblacionales a lo largo del
trazo del ducto terrestre, las más cercanas se encuentre el Raudal a 3.0 km y El Laurel a 8
km.
II.1.7. Urbanización del área y descripción de servicios requeridos.
La zona no presenta servicios urbanos como agua potable, drenaje y energía eléctrica, ya
que se ubica en una zona rural de propiedad ejidal, únicamente se cuenta con caminos de
acceso como la carretera federal y terracería, así como con la conducción eléctrica de
CFE.
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II.2. CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DEL PROYECTO.
El proyecto consiste en la construcción e instalación de un gasoducto de 24” de diámetro
para transportar gas dulce proveniente de la plataforma Lankahuasa 1 hacia la estación de
compresión “El Raudal” para después interconectarse con el gasoducto de 48” de diámetro
“Cactus-Reynosa”.
El gasoducto tiene origen en el zona marina, en donde esta ubicada la plataforma
Lankahuasa 1 y se desplaza hacia la plataforma Lankahuasa 76, recorriendo 17 km
enterrado o sobre el lecho marino hasta entroncar con la línea de costa y recorrer 6 km con
su respectivo de derecho de vía terrestre, en los cuales se tendrán 12 cruces.
Los cruces corresponden a 10 escurrimientos temporales, dos caminos vecinales de
terracería y la carreta federal 180 Matamoros Puerto Juárez Poza Rica, Veracruz a la
altura del kilómetro 108 a una distancia de 8 km del Poblado el Laurel y a 5 Km, del
poblado el Raudal, hasta llegar a la estación “El Raudal”, en donde al gas se deshidratará,
se comprimirá y se medirá; para después ser transportado nuevamente por el gasoducto
de 24” de diámetro, hasta conectarse al gasoducto de 48” de diámetro “Cactus-Reynosa”.
Los cruces se realizaran conforme lo indica la tabla II.3, (véase planos).
TABLA II.3. CRUCES PREVISTOS PARA LA LÍNEA DEL GASODUCTO TERRESTRE.
NO. DE
CRUCES
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
UBICACIÓN
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Escurridero
Carretera
Escurridero
Camino
de
terracería
Escurridero
Camino
de
terracería
PROFUNDIDAD (DE
LECHO BAJO DE LA
UBICACIÓN A LOMO
SUPERIOR DE TUBO)
1.24
1.26
1.87
1.26
1.26
1.26
1.25
1.37
1.25
1.26
3.74
1.26
ESPESOR DE
LASTRE (pulg)
LONGITUD DE
LASTRE (m)
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
-1.5
12.00
12.00
24.00
12.00
12.00
12.00
12.00
3.50
1.94
3.50
24.00
24.00
36.00
12.00
Sin protección
1.5
48.00
Sin protección
IMP 2002
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II.2.1. Programa general de trabajo.
El programa general del proyecto será desarrollado conforme lo indica la figura II.2. La
preparación y construcción del gasoducto, durará 8 meses.
Previo al desarrollo de las etapas del proyecto se procede a la construcción del gasoducto
en los talleres del contratista responsable, dado a la importancia que implica esto en el
proyecto se procede a su descripción.
Fabricación de ductos marinos y terrestres.
Las bases de diseño de sistemas de ductos, para el transporte de hidrocarburos en fase
gaseosa se considero lo siguiente:
1.
Características físicas y químicas del flujo, que están contenidas en la tabla II.4.
TABLA II.4. COMPOSICIÓN DEL FLUJO A TRANSPORTAR.
COMPONENTES
Nitrógeno
Bióxido de carbono
Ácido Sulfhídrico
Azufre total
Metano
Etano
Propano
Iso butano
Butano normal
Iso pentano
Pentano normal
Hexano+p
Densidad relativa
Peso molecular
poder calorífico btu/ft3
poder calorífico kcal/m3
C3+licuables bls/mmpc
Agua disuelta
Oxigeno
Material sólido
Temperatura °C
% MOL
0.13
0.26
0.00
97.79
1.04
0.40
0.12
0.13
0.05
0.02
0.06
0.572
16.58
982.00
8738.92
5.53
saturado
0.00
finos, aportes naturales de yacimiento
45/30/15
Fuentes: PEMEX, 2002.
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FIGURA II.2. PROGRAMA DE TRABAJO.
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2.
La presión interna y temperatura de operación y condiciones de flujo, se presentan
en la tabla II.5. Dichos valores fueron arrojados después de un estudio de riesgo por
parte del IMP sobre el efecto de presión interna en líneas submarinas (véase anexo
documentos).
TABLA II.5. CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL DUCTO
CONDICIONES DE OPERACIÓN
MPCSD)
(kg/cm2)
atura (ºC)
MÁXIMO
350
84.4
50
NORMAL
240
73.8
30/10
MÍNIMO
225
24.6
10/-3
IMP 2002.
3.
Los parámetros oceanográficos utilizados para el diseño de la línea marina, se
muestran en la tabla II.6.
TABLA II.6. PARÁMETROS OCEANOGRÁFICOS.
LÍNEA
DIÁMETRO
(pulg)
PROFUNDIDAD
(pies)
24
26.24
211.61
PERIODO DE RETORNO DE 10
AÑOS
Vc 95%
Hs
Pp
prof.
(pies)
(seg)
(pies/cm)
6.56
10.5
1.48
15.09
10.5
0.853
PERIODO DE RETORNO DE
100 AÑOS
Vc 95%
Hs
Pp
prof.
(seg)
(pies)
(pies/cm)
15.75
12.0
3.58
12.0
2.13
28.87
IMP 2002.
4.
En base a las condiciones de operación y las características del flujo, se da el
material seleccionado y sus especificaciones de la línea marina y la terrestre (Tablas
II.7 y II.8).
TABLA II.7. LISTA DE MATERIALES PARA LA FABRICACIÓN DE TUBERÍA.
TUBERÍA
DIÁMETRO
ESPESOR
FACTOR DE
CORROSIÓN
DESCRIPCIÓN
CÓDIGO DE DISEÑO
a) válvula de bola de
paso completo.
b) Rango de bridas y
Marina regular
24”
0.625”
0.125”
válvulas 600lbs ANSI
API-RP-1111, ASME
B.31.8 y NACE MR-01075
tipo RTJ
c) Acero al carbón API5L Gr.X52
API-RP-1111, ASME
ascendente
Curvas de
expansión
24”
24”
0.688”
0.688”
0.125”
0.125”
Acero al carbón API-5L
B.31.8 y NACE MR-010-
Gr. X52
Acero al carbón API-5L
Gr. X52
75
API-RP-1111, ASME
B.31.8 y NACE MR-01075
a) válvula de bola de
paso completo.
Terrestre
24”
0.125”
0.812”
b) Rango de bridas y
ASME B.31.8, API RP-
válvulas 600lbs ANSI
1111,API 1104 y API – 5L
tipo RTJ
c) Acero al carbón API5L Gr. X52
IMP 2002
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TABLA II.8. ESPECIFICACIONES DE CONSTRUCCIÓN DE LA TUBERÍA.
ESPECIFICACIONES
R-001-PEMEX-2000
04/IMP
P 3.135.07
R-026-PEMEX-2000
33/IMP
0301.01/2000
R-047-PEMEX-2002
0721.01/2000
INFORMACIÓN DE LA TUBERÍA
Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos
amargos para líneas submarinas
Codos, Bridas y accesorios para líneas submarinas
Recubrimiento de lastre de concreto
Protección con recubrimiento anticorrosivos para tuberías,
entradas y/o sistemas sumergibles
Soldadura de campo para líneas submarinas
Pruebas hidrostática para tuberías submarinas de recolección y
transporte de hidrocarburos
Diseño instalación y mantenimiento de los sistemas de
protección catódica
Instalación de tuberías submarinas de recolección y transporte
de hidrocarburos.
IMP 2002.
5.
Las cargas vivas y muertas externas y anticipadas derivadas de temblores, deslaves,
vibración expansiones y contracciones térmicas fueron fundamentales para
determinar el espesor de la pared del ducto.
6.
Todas las conexiones soldables y accesorios soldables que se emplearan en la
fabricación del ducto, estarán de acuerdo a lo indicado en la especificación ANSIB
16.9 Wrought Buil-Weiding Fitting, última edición.
7.
Todos los materiales a utilizar serán nuevos y PEMEX contará con los documentos
que certifiquen y garanticen la calidad y el cumplimiento de las especificaciones
requeridas para una operación confiable, segura y con el mínimo de riesgo durante la
operación.
8.
El factor de seguridad por densidad de población se estableció de 200 metros de
cada lado del eje de la tubería en base a las características del área unitaria con 10 o
menos construcciones. En donde el área unitaria es la porción de terreno donde esta
ubicado el ducto.
9.
Espesor adicional por desgaste o margen de corrosión. Con la finalidad de evitar la
corrosión y acción abrasiva del flujo y del medio ambiente, se aplicarán tratamientos
externos e internos, los cuales consisten en lo siguiente:
•
Tratamiento externo e internos anticorrosivo zona terrestre y marino.
Para llevar acabo una buena protección anticorrosiva es necesario una limpieza
exterior e interior de la tubería.
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•
Protección anticorrosiva para zona terrestre.
Se efectuará la limpieza de la tubería a metal blanco y protegerla con un material de
recubrimiento anticorrosivo que se aplique a la tubería el cual será termocontractil o
similar y con una vida útil de 20 años como mínimo para una temperatura de
operación de 80°C y una eficiencia del 98%, sin presentar degradación de sus
propiedades químicas o favorecer corrosión de degradación o modificación de sus
propiedades químicas o favorecer corrosión de la tubería por falla local del
recubrimiento, especificación PEP-ATC-001, ultima revisión (véase anexo planos).
•
Protección anticorrosiva zona marina.
Consiste en aplicar un compuesto anticorrosivo, para lo cual se limpia la tubería de
impurezas y óxido por medio de granalla de acero, en una máquina limpiadora
(Sandblast); posteriormente se aplica la pintura primaria que sirve de enlace entre el
tubo y el anticorrosivo. Ya pintado el ducto, se aplica una capa de esmalte a 230ºC.
Se le adhiere una cinta de “vidrioflex” cubriendo el tubo y finalmente la cinta de
“vidriomat”. Como paso final, los tubos se cubren con una mezcla de concreto
formada de 80% de mineral de hierro y arena, 20% de cemento, reforzado con malla
de alambre.
•
Protección mecánica anticorrosiva externa.
En todas las estructuras superficiales se aplicará el sistema de protección
anticorrosiva indicada en las especificaciones de PEMEX No. LA-80, RP-6, RA-26 Y
2.41 1.0 1, últimas ediciones. Limpieza con chorro de arena a metal blanco,
aplicación de una mano de epóxico catalizado de 2.0 milésimas de pulgada de
espesor de película seca, aplicación de dos manos de acabado epóxico catalizado de
alto contenido de sólidos, con un espesor total del sistema de 10 a 12 milésimas de
pulgada de película seca. Posteriormente, la tubería se aislará con neopreno en
todas las bases de concreto, soportes metálicos y abrazaderas de sujeción. Los
requisitos mínimos que deberán cumplir todos los materiales anticorrosivos utilizados
para el recubrimiento exterior, su manejo y aplicación, se indican en la Norma
PEMEX PEP-RAT-001, última edición.
La protección mecánica externa consistirá en la aplicación de un recubrimiento
protector apropiado a las características del terreno y las condiciones de operación a
las que se someterá la línea. Será compatible con la protección catódica y será
inspeccionado dieléctricamente antes y después de bajar la tubería a la zanja para
asegurar que no exista ningún daño que disminuya el control efectivo de la corrosión
y en su caso, repararlo antes de ser tapado, por lo que se usara un recubrimiento
epóxico adherido por fusión (fusión bonded epoxy), de acuerdo a especificaciones de
la Norma API-RP-5L7. El sistema de protección catódica será del tipo corriente
inversa en todo el trayecto del gasoducto.
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•
Zona de mareas y oleajes en tubería.
Esta zona será protegida mediante el sistema de protección para oleajes y mareas a
base de tubería conductora, material termoaislante, tubería envolvente y accesorios, y
deberá apegarse a la especificación PEP-ATC-001, ultima versión.
•
Zona sumergida en tubería.
El material de recubrimiento anticorrosivo que se aplique a la tubería será
termocontractil o similar y con una vida útil de 20 años como mínimo para una
temperatura de operación máxima de 50 °C y una eficiencia del 98%, sin presentar
degradación o modificación de sus propiedades químicas o favorecer corrosión de la
tubería por falla local del recubrimiento durante la vida útil del mismo, el material de
recubrimiento deberá apegarse a la especificación PEP-ATC-001.
•
Protección anticorrosivo de la curva de expansión.
Se deberá efectuar la limpieza de la tubería a metal blanco y protegerla con un
material de recubrimiento anticorrosivo que se aplique a la tubería el cual deberá ser
termocontratil o similar y con una vida útil de 20 años como mínimo para una
temperatura de operación máxima de 50°C y una eficiencia de 98%, sin presentar
degradación o modificación de sus propiedades químicas o favorecer corrosión de la
tubería por falla local de recubrimiento durante la vida útil del mismo, el material de
recubrimiento deberá apegarse a la especificación PEP-ATC-001, ultima revisión.
•
Protección anticorrosivo de la tubería ascendente:
Zona Atmosférica
Primario inorgánico de zinc autocurante RP4-A o B, acabado con recubrimiento
epóxico catalizado de altos sólidos RA-26 de acuerdo a especificaciones PEMEX
2.411.01.
•
Protección mecánica anticorrosiva interna de la tubería
La protección interna consiste en la aplicación de una película de tres capas
recubrimiento epóxico catalizado con poliamidas, 100 % sólidos exento
disolventes, de plomo y de cromo, de alta resistencia mecánica y química tanto a
alcalinos, ácidos y soluciones salinas, dando un espesor de película seca de
milésimas de pulgada.
de
de
los
16
Previo a la aplicación del recubrimiento interno se limpia la superficie por medio de
sopleteo con arena a grado metal casi blanco, con el objeto de eliminar la oxidación y
la escoria de laminación superficial, optimizando así el anclaje del recubrimiento. La
protección interna deberá cumplir con las ultimas ediciones de las especificaciones
siguientes: PEMEX LQ-80 y LA-80, SSPC-SP-1, SSPC-SP10, ASTM D-3359, ASTM
G-12 y ASTM G-62.
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Ningún componente de tubería podrá ser enterrado o sumergido sin que previamente
haya sido recubierto en su interior y protegido en su exterior contra la corrosión
mediante protección mecánica y catódica.
La tubería quedará enterrada a una profundidad mínima de 1.2 a 1.5 m, al lomo de la
misma.
Se revisará la capacidad del sistema de protección catódica existente en los
corredores de ductos por donde se realice el tendido, a fin de corroborar y garantizar
que el sistema puede proteger, adicionalmente, toda la tubería enterrada o sumergida
en el trayecto, de tal forma que los potenciales tubo - suelo tenga un valor adecuado.
En estos sistemas de protección se deberá aplicar lo indicado en el inciso 4.12 de la
Norma PEMEX No. 07.3.13, REV. 6 y CODIGOS NACE RP-0169-86, RP-0286-86 y
RP-0275-75, últimas ediciones.
El sistema de aplicación mecánica anticorrosiva será seleccionado de acuerdo a las
condiciones de operación de la tubería, los esmaltes aceptables son los siguientes:
- Protexa 225 para temperatura entre 5 y 55 °C.
- Protexa 255 para temperatura entre –10 y 60 °C.
- Protexa 285 para temperaturas hasta 65 °C.
- Protexa 295 para temperaturas hasta 65 °C.
•
Pintura primaria
En primer término se aplica la pintura primaria sobre la superficie exterior de la
tubería, dejando una película base necesaria para después realizar la aplicación del
esmaltado. Posteriormente, se lleva a cabo el movimiento de la tubería soldada en
campo para ejecutar la fusión del esmalte.
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II.2.2. Preparación de sitio.
La etapa de preparación del sitio considera las siguientes actividades:
-
Trazo de derecho de vía y reconocimiento topográfico.
Preparación del terreno.
Recepción de equipo y materiales.
Transporte al área de instalación.
En todo proyecto de instalación de un sistema de transporte por tubería, debe realizarse la
planificación correspondiente al derecho de vía o franja de terreno donde se alojará la
tubería con los señalamientos adecuados y las medidas específicas, de tal manera que
permanezcan inalterables durante todo el tiempo de operación del sistema según lo indica
las normas Pemex 03.0.02 y CID-NOR-01/96.
En la preparación del terreno zona terrestre, se realizarán las siguientes actividades:
•
•
•
•
•
Desmonte: Consistirán en el despeje de vegetación existente en el derecho de vía,
con el objeto de evitar la presencia de material vegetal en la obra, impedir daños de
la misma y permitir buena visibilidad de acuerdo con lo fijado en el proyecto y/o lo
ordenado por PEMEX.
Tala: Que consiste en cortar los árboles y arbustos, respetando los árboles que no
interfieran con las obras.
Raza: Eliminación de la maleza, hierba, zacate o residuos de las siembras.
Desenraíce; Sacar los troncos o tacones con raíces de la superficie del predio.
Limpieza: Retirar del producto del desmonte del lugar elegido para la construcción
de la estación.
Recepción de equipo y materiales. Todos los materiales y equipos que serán utilizados en
el proyecto serán transportados desde el lugar de fabricación o de los almacenes más
cercanos, mediante camiones pertenecientes a los contratistas responsables de la
fabricación de la tubería.
Transporte al área de instalación. Para el área marina se hará mediante un chalán hasta el
pozo exploratorio Lankahuasa 1, y serán almacenados en la plataforma hasta su
instalación. El equipo y la maquinaria necesaria para el traslado de la línea submarina se
mencionan en la tabla II.9.
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TABLA II.9. EQUIPO Y MAQUINARÍA NECESARIA PARA EL TRANSPORTE DE LÍNEA
SUBMARINA TIPO.
D
y
s
EQUIPO
Chalán para movimiento de materiales.
Remolcador para movilizar el chalán, 8,000hp, 150´ de eslora, 42´ de manga y
15´ de calado.
Grúa sobrecubierta de la embarcación para movimientos de materiales.
Grúa 80 t sobre la plataforma, carga y descarga de material y equipos.
CANTIDAD
1
1
1
1
Fuente: Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE
El fabricante o proveedor transportará el material a utilizar al lugar donde se desarrollarán
los trabajos.
II.2.3. Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto.
Dado a las características del proyecto (longitud del ducto, volumen de obra a desarrollar,
número de trabajadores a laborar en la etapa de preparación del sitio y construcción,
servicios existentes en los centros de población de Nautla y Vega de Alatorre, existencia
de caminos de acceso), no se requiere de obras y actividades provisionales de gran
envergadura.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Almacenes: No se contará con la construcción de almacenes provisionales, por lo
que el material que se utilizará estará a disposición en el almacén central del Activo
Poza Rica o plataforma. Se contará con una pequeña obra provisional de lámina para
el almacenamiento de la herramienta.
Talleres: No se contará con talleres provisionales.
Oficinas: No se contarán con oficinas provisionales.
Instalaciones sanitarias: Se utilizarán sanitarios portátiles provisionales, en donde los
deshechos sanitarios estarán a cargo de la compañía subcontratada.
Campamentos, dormitorios y/o comedores: No se consideran éstas obra.
Planta de tratamiento de efluentes: No se contempla la construcción de este tipo de
obras.
Descripción de centros de telecomunicaciones y cómputo: No se contempla la
construcción de infraestructura de este tipo.
Patios de servicios: No se contempla la construcción de patios de servicios.
Construcción de caminos y vialidades: No se contempla la construcción de caminos y
vialidades, se utilizarán las existentes.
Servicio médico y respuesta a emergencias: No se considera la instalación
provisional de consultorios médicos, en caso de emergencia se utilizarán los
existentes en Nautla, Vega de Alatorre, o en su defecto Poza Rica.
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II.2.4. Etapa de construcción.
En la etapa de construcción se consideran actividades como:
•
•
•
•
•
Excavación y dragado.
Obras especiales (cruces).
Tendido de líneas marinas y terrestres.
Pruebas a la tubería.
Señalamientos.
Las normas especifican que la zanja que se efectúa con el dragado en el suelo marino
tendrá un ancho aproximado de 3 m; mientras que para el ducto terrestre se considera 15
m.
La construcción comienza con la excavación de la zanja. Para enterrar el ducto se
efectuará con maquinaría retroexcavadora, desgarrador hidráulico y rompedora neumática,
ello debido a las condiciones de los materiales para excavar los cuales son de tipo A-B,
según lo establece la Norma Pemex 3.121.02, excavaciones.
•
•
Material tipo A. Es el material poco o nada cementado, que puede ser manejado
eficientemente sin ayuda de maquinaría, aunque este se utiliza para obtener mayores
rendimientos. Se considera material tipo A los suelos agrícolas, limos y cualquier
material blando o suelo con partículas de hasta 7.5 cm.
Material tipo B. Se consideran como material B las rocas muy alteradas, los
conglomerados medianamente cementados, las areniscas blandas, los tepetates y las
piedras sueltas menores de 75.0 cm y mayores de 7.5 cm.
Mediante a túneles direccionales se librará los cruces de la carretera, los escurrimientos y
el camino vecinal de terracería, cuyos procedimientos se describen a continuación.
Cruce de carretera federal. El cruce con la carretera federal, se realizará empleando una
camisa de refuerzo, esta camisa es generalmente de acero al carbón y el diámetro mayor
que el gasoducto. Las dimensiones se determinarán con base en el análisis de esfuerzo
por las cargas ocasionadas por los vehículos que transitan sobre la misma. Una vez
construida la camisa de refuerzo, se perfora un túnel “pequeño” de un diámetro
ligeramente mayor a la camisa y de longitud mayor que al ancho del terraplén de la
carretera, el diámetro de la camisa es aproximadamente 6 pulgadas mayor que el
gasoducto, posteriormente se introduce la camisa de refuerzo y se instalan tapones que
impiden el paso del agua dentro del espacio anular entre la camisa y el gasoducto.
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Cruce del camino vecinal de terracería. Para el cruce de camino vecinal de terracería no se
construirá una camisa de protección, pero en la construcción de la zanja tendrá como
mínimo 3.5 m de profundidad, donde se considerará la revisión estructural por posibles
cargas ocasionadas por vehículos pesados.
Cruce de escurrideros. Estos cruces se harán por medio de zanjas y siguiendo el perfil del
cauce o escurridero, la tubería será doblada en frío para seguir el perfil del cruce, con
radios de curvatura de acuerdo con los permisibles. En el cruce del cauce se realizará un
revestimiento de concreto sobre el lecho del escurridero.
Tendido de líneas marinas y terrestres.
Para el tendido del gasoducto marino se requerirá realizar de las siguientes actividades de
dragado y en su caso de la colocación de dos disparos submarinos de 24”de diámetro
nominal para líneas submarinas futuras, una en dirección a Lankahuasa 76 y otra hacia
Lankahuasa 34 (véase anexo planos).
El tendido se realiza en una barcaza adecuada para tubos del diámetro y de la longitud,
apoyada con un chalán de carga en un arreglo similar al mostrado en la figura II.3.
Las juntas del tubo se deben soldar sobre la barcaza, que está equipada con 5 estaciones
de soldadura y 25 máquinas de soldar, con extensiones de cables a cada una de las
diversas estaciones instaladas sobre la cubierta.
Antes de proceder a efectuar la soldadura, se coloca un alineador interior en los extremos
de los tubos. La calidad de la soldadura es verificada por medio de una unidad de RayosX y en caso de existir fallas que requieran reparación, éstas se efectúan en la estación de
soldadura, ubicada al final de la rampa de lanzamiento.
Efectuada la soldadura y con el visto bueno de la unidad de radiografía, se procede a
proteger la junta contra la corrosión, utilizando “vidrioflex” y un sello con poliuretano.
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FIGURA II.3. TENDIDO DE TUBERÍA CON BARCAZA CONVENCIONAL.
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La barcaza de tendido se fija con 8 anclas, con tensores de longitud que varía entre uno y
medio kilómetro. Cuando la barcaza empieza a tender la tubería, se controla el movimiento
con malacates que guían hacia delante o hacia los lados, de acuerdo con los planos de
línea, por medio de las anclas de apoyo que sujetan la barcaza. Al acercarse la barcaza a
las anclas, dos remolcadores que la acompañan fijan éstas a una nueva posición (Figuras
II.4 y II.5).
Esfuerzos en la tubería.
El peso propio de la tubería produce esfuerzos de flexión que la pueden deformar o hacer
fallar sin aplicación de ninguna carga externa; además, provoca mayores dificultades para
anclar y sostener la barcaza de tendido al aumentar la profundidad, por el efecto de
catenaria en las líneas del ancla. Un oleaje moderado origina movimientos importantes a la
barcaza en aguas profundas, por lo que debe aplicarse tensión sobre la tubería para
reducir un exceso en los esfuerzos flexionantes, al disminuir el radio de curvatura de la
tubería cuando se llega a una profundidad mayor.
Durante la instalación de la línea se pueden presentar diferentes tipos de daños para los
cuales se toman las siguientes precauciones:
•
•
Deformación del tubo transportador.
Descascaramiento del concreto.
Agrietamiento excesivo del concreto.
En todos los casos verificados, la tercera condición ocurre antes que las otras. Por lo tanto,
si el procedimiento de tendido es satisfactorio y se evita el excesivo agrietamiento, queda
descartada la posibilidad de que se presenten las otras clases de daño.
Protección catódica
En la tubería de línea regular, curva de expansión y ducto ascendente se instalarán 210
ánodos de aluminio Galvalum III de brazalete tipo molde cilindro o segmetado, con una
longitud aproximada de 13”, un peso aproximado de 80.2 Kg (177 lb), con una separación
de 66.73 m (cada 5 juntas), según lo marca las especificaciones del IMP-T-222, última
versión (véase anexo planos).
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FIGURA II.4. PROCEDIMIENTO PARA IZAJE Y TENDIDO DE LA TUBERÍA.
FIGURA II.5. PROCEDIMIENTO PARA IZAJE Y TENDIDO DE LA TUBERÍA.
Prueba hidrostática.
Una vez concluido el tendido de la tubería se procederá a evaluar la hermeticidad del
sistema mediante pruebas hidrostáticas. Durante la prueba, la tubería o equipos a evaluar
se llenan con agua de mar filtrada, por medio de bombas, mangueras y medidores,
evitando la formación de bolsas de aire. Posteriormente se presuriza la tubería hasta
alcanzar la presión de prueba, que es de 1,25 a 1,5 veces la presión máxima de diseño;
debiendo mantenerse durante un período no menor de 10 min, para las tuberías
sobrecubierta y no menos de 4 horas para la línea submarina (ANSI B 31,3), registrando
continuamente la ocurrencia de abatimientos en la presión por espacio de una hora, al
cabo del tiempo se elevará nuevamente con objeto de repetir la prueba por dos horas, en
caso de que los abatimientos observados en la segunda hora, sea igual o inferior al
obtenido en la primera, la prueba se dará por terminada.
Después de realizar el enterrado de la tubería submarina, el agua utilizada en la prueba
hidrostática será recuperada.
Enterrado de la tubería marina.
La tubería debe enterrarse para asegurar una mayor protección contra el peligro de
huracanes, anclas de barcos, remolcadores, barcazas y, en general, para resguardarla de
cualquier fenómeno que suceda en el fondo del mar.
Actualmente el enterrado de líneas submarinas tiene un promedio de 65 cm a 100 cm de
espesor sobre la parte superior del tubo (Norma No. PEMEX 2 421,01). Para el enterrado,
se combina el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión
para el dragado. Este dispositivo denominado “arado” se posiciona sobre la línea regular,
corta la zanja y la limpia, saca el lodo debajo de la tubería, entierra ésta e inmediatamente
acumula el lodo sobre la misma para cubrirla.
Los sedimentos que serán removidos temporalmente en el fondo marino durante la
instalación de los ductos, tomando como base el diámetro de tubería, la longitud y la
profundidad del enterrado de ésta.
La unidad de chorro-succión es operada mediante un “patín” que correrá sobre la línea
cuando sea remolcada por un cable unido a la proa de la barcaza, la cual también se
moverá mediante el sistema de alargar y acortar sus cables anclados. En esta etapa, se
aprovechará para realizar la inspección subacuática del estado que guarda el
revestimiento de concreto, la profundidad de la zanja y el contacto de los rodillos con la
tubería (Figuras II.6 y II.7).
FIGURA II.6. PROCEDIMIENTO PARA
ENTERRADO DE LA TUBERÍA.
FIGURA II.7. PROCEDIMIENTO PARA
ABANDONO DE LA TUBERÍA.
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Instalación de elementos
En la figura II.8, se muestra una plataforma tipo con los elementos que complementan la
línea regular así como las piezas de interconexión que serán instalados en la plataforma
del pozo Lankahuasa 1.
Inmediatamente de la línea regular, se encuentra la curva de expansión, diseñada para
absorber las elongaciones térmicas de la tubería regular sujetándose a la plataforma por
medio de abrazaderas. El acoplamiento de la curva de expansión con la línea regular y el
ducto ascendente, se efectúa por medio de bridas de anillo giratorio.
La ubicación correcta de la zona de salpicaduras (mareas), del ducto ascendente se hace
en función del calendario de mareas y debe de encontrarse en un rango entre +4.87 m y –
3.60 m del nivel medio del mar. También se coloca en esa posición la defensa que
protegerá al ducto.
Las juntas aislantes o monoblock, se colocarán en el extremo superior del ducto
ascendente y tienen como función servir como aislante eléctrico el cual evitará
interferencias entre las protecciones catódicas de la línea y de la plataforma.
El ducto ascendente (riser), también se fija a la pierna de la plataforma mediante
abrazaderas y une a la curva de expansión con el cuello de ganso. El cuello de ganso,
llamado así por la forma caprichosa que adopta, unirá la parte superior del ducto
ascendente con la tubería sobrecubierta.
La unión del cuello de ganso con el ducto ascendente también se hará mediante una junta
aislante (monobock), él cual deberá apegarse a la especificación IMP-T-222, última
versión.
Finalmente, la trampa de diablos ubicada en la plataforma permitirá por medio de un
émbolo de poliuretano tipo bala (poly-pig), limpiar el interior de la tubería, desalojar el agua
de la prueba hidrostática y con dispositivos instrumentados, evaluará el desgaste de la
pared del tubo originado por el flujo de hidrocarburos durante la operación.
Equipo y maquinaría
El equipo y maquinaria necesaria para la instalación del gasoducto se menciona en la
tabla II.10 y la tabla II.11, cabe mencionar que la información de estas tablas
corresponden a construcciones similares, los cuales se tomaran como base para hacer
cálculos aproximados para el estudio.
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FIGURA II.8. VISTA DEL DUCTO ASCENDENTE DE UNA PLATAFORMA TIPO
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TABLA II.10. EQUIPO Y MAQUINARIA PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEA
SUBMARINA TIPO.
ACTIVIDAD
EQUIPO
INSTALACIÓN
Bomba alta presión 500 psig,.
Bomba 5000 gpm y 250 psig.
Manómetro rango 0-1000 psig.
rueba hidrostática
Manógrafo rango 0-1000 psig.
Herramienta (llaves de Impacto, torquímetros 12,500 lb/pie, etc.).
Materiales y accesorios (empaque, válvulas, bridas, etc.).
“Arado” para dragado y enterrado de tubería 36 ∅.
Compresor 1500 pcm, 125 psi descarga.
mpieza y enterrado de la
ubería
Mangueras 8’’∅, 600’ long. Para 2500 psi de trabajo.
Poli-pigs.
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Fuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12 500 lb/pie*.
Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica.
Equipo de corte oxiacetilénico.
ambio de tuberías dañadas
obrecubierta
Máquina soldadora manual por medio de arco eléctrico 400ª*.
Precalentador.
Pulidores y cardas.
Compresor para corrida de diablos
Diablos de limpieza
Herramientas manuales
mpieza de tuberías Cambio de Juego de llaves de golpe
ridas, válvulas, Empaque y
Empaques, válvulas, bridas, etc
ccesorios.
Compresor portátil cap. 600 pcm.
eparación del recubrimiento
Equipo de chorro de arena con accesorios.
nticorrosivo
Equipo pulverizador de pintura anticorrosivo.
Equipo multiflama.
Detector dieléctrico para fallas del recubrimiento
Compresor de aire.
Radiocomunicación submarina.
Manguera para buceo.
valuación de la protección
atódica y limpieza de ánodos
“Manifold” de aire para dos buzos.
Filtro de aire.
Lote de herramienta.
Esmeriladora eléctrica manual
orte de la tubería y separación de Cinceles, martillos, cardas y cepillos
quipos
Biseladora y cortadora para tubería 4”Ø
Esmeriladora eléctrica manual
Compresor para corrida de diablos
mpieza interna de las tuberías
Diablos de limpieza
Máquina soldadora 400A,220/400V
Biseladora y cortadora para tubería 4”Ø
ellado y abandono de la línea
egular
Esmeriladora eléctrica manual
Cinceles, martillos, cardas y cepillos
Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE
CANTIDAD
1
1
1
1
Lote
Lote
1
1
Lote
1
1
1
2
3
2
Los necesarios
1
1
Lote
Lote
Lote
1
1
1
1
1
2
5
3
3
3
2
1
Los necesarios
1
1
1
1
1
1
1
los necesarios
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TABLA II.11. EQUIPO Y MAQUINARIA PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEA
TERRESTRE TIPO.
EQUIPO
ETAPA
CANTIDAD
Retroexcavadora
Compresor
portátil
Soldadura de
remolque P/500,
500AMP
Perforación
direccional
Grundodrill hasta
24”de diámetro
Revolvedoras 13
HP
Generador con
motor a diesel a
30 kw
construcción
1
TIEMPO
EMPLEADO
EN LA OBRA
(meses)
1
construcción
1
2
construcción
1
construcción
1
construcción
construcción
HORAS DE
TRABAJO
DIARIO
DECIBELES
EMITIDOS1
8
85
3
92
5
78
1
8
87
1
1
3
83
1
1
5
89
1 se puede decir que el equipo es nuevo.
ND No disponible.
PEMEX 2002
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El personal que se requerirá para la instalación de la línea submarina debe ser altamente
calificado (Tabla II.12).
TABLA II.12. PERSONAL PARA INSTALACIÓN DE LÍNEAS SUBMARINAS.
PERSONAL
Maniobras
ador de grúa
antes
obristas
Trabajos de construcción
rvisor
CANTIDAD
2
4
10
2
ro
ro
antes
ctor de ultrasonido
co en ultrasonido
ar técnico
Prueba hidrostática
rvisor
ros
ador de bomba
ador de instrumentos
antes
4
4
4
2
2
1
2
2
2
4
Soldadura y cortes
rvisor
dor
antes
ricistas
2
30
30
PERSONAL
CANTIDAD
Inspección radiográfica
Supervisor
Técnico radiólogo Nivel 1
Ayudantes
Radioposicionamiento
Téc. Operador de unidad
móvil
Téc. Operador de unidad fija
2
2
4
1
1
Ayudantes
2
Inspección subacuática
Supervisor
2
Buzo especialista
6
Buzo técnico
10
Ayudante de buzo
10
Dirección y administración
Coordinador
1
Jefe de guardia
2
Auxiliar
4
Supervisor
6
Capturista
2
2
Almacenista
Ayudantes
4
Tripulación del barco barcaza
30
Promedio total del personal
200
Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE
Línea terrestre
La tubería será transportada por secciones y será depositada cerca al sitio de apertura de
la zanja, uno tras otro traslapados, cuidando que los tubos no sufran daños, alineación y
separación entre los tubos de acuerdo a especificaciones; punteo de tubería
manteniéndola fija y utilizando electrodos indicados también en las especificaciones.
Después de que en el taller de fabricación de las tuberías recibieron la protección
anticorrosiva adecuada, se procede a la fusión del esmalte.
Fusión del esmalte
Consiste en el calentamiento del esmalte (sólido a temperatura ambiente), hasta la
temperatura de aplicación, mediante una caldera.
Esmaltado
Consiste en la aplicación de una capa de esmalte fundido, a temperatura adecuada, sobre
la superficie exterior de la tubería.
Aplicación de vidrioflex.
Enrollado en espiral el vidrioflex sobre la tubería, ejecutando simultáneamente la aplicación
del esmalte, procurando que quede embebido y centrado.
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Aplicación de vidriomat
Consiste en el enrollado en espiral del vidriomat sobre la tubería, efectuándose
inmediatamente después de las operaciones anteriores, procurando que quede embebido
y centrado.
Doblado, alineado y soldado de tubería.
Dado que la topografía del terreno por donde pasará la línea se espera que presentará
pequeñas elevaciones, es necesario realizar dobleces a la tubería con la finalidad de
lograr un adecuado empate de la misma con el relieve, para lo cual se llevarán a cabo las
siguientes actividades: doblado, alineado y soldado de la tubería de acuerdo a las
especificaciones y procedimientos establecidos para el contrato de construcción de obra.
Debido a que el doblado de tubos se hará en frío, es necesario conservar sus
dimensiones, se deberá tener cuidado que el tubo no se aplaste o se formen arrugas en el
doblez, cumpliendo con la especificación de dimensiones para el paso de diablos. El
alineado permitirá el manejo de los tubos sobre el derecho de vía y con el equipo alineador
debidamente colocado y abierto, se juntarán extremos con extremos de la tubería, para
que con el tubo alineado a una altura mínima de 0,40 m sobre el terreno y con una
separación entre biseles 1/16” se aplique el primer cordón de soldadura, posteriormente el
equipo alineador se fijará a cada extremo de la tubería ligada a continuación con los
procedimientos de soldadura.
Puede darse el caso que algunas uniones soldadas no cumplan las especificaciones y
tengan que repararse, lo anterior debe de realizarse de acuerdo a lo establecido en la
Norma PEMEX No. 07.3.13.
Inspección radiográfica.
Se llevará a cabo seleccionando uno o varios especimenes dentro de un lote de uniones
soldadas de acuerdo a criterios establecidos y se realizará la Inspección, calificando el
procedimiento de soldadura y al soldador inicialmente. Posteriormente, se hará la
Inspección radiográfica en campo.
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Reparación de soldadura.
De acuerdo a la Inspección mencionada en el punto anterior, si algunas uniones soldadas
no cumplieran con las especificaciones y tuvieran que repararse, éstas se harán de
acuerdo a lo establecido en los estándares de la sección 6 del API STD 1104.
Prueba dieléctrica del recubrimiento.
Se aplicará un detector de fallas (Holiday detector) sobre la superficie del recubrimiento de
la tubería para localizar posibles grietas, burbujas y poros entre otras fallas.
Parcheo de juntas, bajado y tapado de tubería.
Una vez bajadas y protegidas las tuberías, se eliminarán costras de las paredes, de
manera que éstas queden lisas y libres de impurezas, también se llevarán a cabo pruebas
para medir los espesores de las paredes y las fallas que pudieran existir, para
posteriormente bajar la tubería a la zanja (Norma Pemex 3.121.04, Rellenos de
Excavaciones).
Parcheo
Aplicación de recubrimiento en las uniones de la tubería cuando ésta ha sido prerecubierta en planta y en la reparación del recubrimiento de las partes defectuosas que
hayan sido localizadas mediante las pruebas anteriores.
Preparación de fondo de zanja
Extracción de materiales de derrumbe o azolve del fondo de la zanja y aplicación de una
capa de tierra vega o de la misma tierra extraída pulverizada para eliminar irregularidades
que puedan dañar el recubrimiento.
Bajado de la tubería
Movimiento de la tubería que se encuentra tendida a un lado de la zanja, hasta el fondo de
la misma, esta operación deberá realizarse durante las horas más frías de las jornadas de
trabajo para reducir los esfuerzos del terreno sobre la tubería, es importante que esta
descanse (en toda su longitud) en el fondo de la zanja no permitiéndose dejar
ondulaciones.
Tapado de la zanja.
El material de relleno deberá ser devuelto a la zanja, de manera que después del
asentamiento la superficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la
zanja.
Todos los rellenos serán con tierra libre de piedras y serán coronados con una altura no
menor de 20 cm y no más de 25 cm arriba de la superficie lateral del terreno del derecho
de vía. Excepto a través de terrenos de labranza, donde debe compactarse el relleno, sin
dejar bordo.
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Prueba hidrostática y limpieza interior de tuberías.
Esta se llevará a cabo con la finalidad de detectar cualquier posible fuga y consiste en:
•
•
•
•
•
•
Correr escudos o tacos de limpieza (diablos), para purgar el aire de la línea,
limpiarla de incrustaciones, rebaba o polvo.
Posteriormente se deja correr el agua hasta que ésta salga limpia. La fuente se
elige tomando en cuenta la cercanía, volumen y calidad del agua.
Una vez llena la tubería y exenta de aire, deberá aplicarse la presión de diseño
(1.5 veces la presión máxima de operación) durante una hora sin que se presenten
variaciones de presión, después será abatida hasta 50%, vuelta a subir al 100% se
mantendrá hermética la tubería durante 24 horas, usando un manógrafo registrador y
se obtendrá una gráfica presión - tiempo, si se presentan pérdidas de presión por
fallas de la tubería, esta será reparada y repetida la prueba una vez que se concluye
el procedimiento, se pasan varias veces los diablos de limpieza a una velocidad de 6
a 9 km/h.
Una vez terminada la prueba hidrostática, se procede a desalojar el agua de la
tubería.
El agua que se utilice en la prueba hidrostática debe ser neutra y libre de
sólidos suspendidos que no pasen por una malla de 100 hilos por pulgada cuadrada.
Después de llevar a cabo la prueba hidrostática, las líneas, válvulas y
accesorios serán drenados completamente para evitar daños.
Protección catódica
La protección catódica que se instalará en el gasoducto consta de ánodos de magnesio de
17 y 09 lbs, los cuales se instalarán a lo largo del todo el ducto y a una distancia
determinada.
Una vez localizados los puntos correspondientes para las instalaciones de Protección
Catódica, se procederá a localizar las tuberías y a efectuar las excavaciones, mismas que
se llevarán a cabo mensualmente, a fin de evitar al máximo dañar las tuberías, sus
recubrimientos o cualquier otras instalación, y aceptando las responsabilidades a que
hubiera lugar, si tal cosa llegase a suceder.
Corridas de diablos de prueba
Para cumplir con las normas de construcción de Pemex en este tipo de obras, se llevará a
cabo una corrida de diablo de prueba con la finalidad de inspeccionar el estado del ducto,
antes de su puesta en operación. Previo a la corrida de diablo de prueba se deberán
efectuar como mínimo dos corridas de diablos de la pieza, con el fin de eliminar los
residuos sólidos remanentes producto de las soldaduras efectuadas durante la
construcción y del agua utilizada en la prueba hidrostática, teniendo la precaución de no
llegar a dañar el recubrimiento epóxido interno de la tubería.
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Señalización
Con el propósito de evitar posibles accidentes debido a agentes externos a la operación
bajo condiciones normales (excavaciones, impactos físicos, etc.), se instalarán sobre el
derecho de vía y en las instalaciones de todo el gasoducto, los señalamientos necesarios
para localizar o identificar dicha tubería y reducir la posibilidad de daños. Estas señales
serán de tipo Informativo, preventivo y restrictivo (Norma CID-NOR-N-SI-0001 requisitos
mínimos de seguridad para diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección
de tuberías de transporte). Y de acuerdo a esta normatividad será de los siguientes tipos:
Señalamiento Restrictivo
Corresponden a este tipo los que prohíben escarbar golpear y/o construir. La Norma CIDNOR-N-SI-0001 la cual estipula que estas señales deben colocarse precisamente en los
límites del derecho de vía y en todos los linderos o cercas de las propiedades o
posesiones de terrenos, cruce de calles, carreteras, ferrocarriles, caminos de herraduras,
canales, etc., guardando las distancias de 500 y 100 m en zonas a campo traviesa o
urbanas respectivamente, donde no haya cruce o límites.
Señalamiento Preventivo
Estas señales son temporales, ya que se colocan antes de iniciar trabajos de construcción
o mantenimiento, teniendo como facilidad evitar dañar a terceros y a ductos en operación
durante los trabajos mencionados.
El personal que se requerirá para la instalación de la línea terrestre se menciona en la
Tabla II.13, los cuales serán personal no calificado para las actividades de preparación del
sitio, así como de la construcción.
TABLA II.13. PERSONAL NECESARIO PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEA
TERRESTRE
APA
n de sitio
ón
del sitio
TIPO DE MANO
DE OBRA
No calificada
Calificada
No calificada
Calificada
No calificada
Calificada
No calificada
Calificada
TIPO DE EMPLEO
PERMANENTE
TEMPORAL
30
40
30
40
DISPONIBILIDAD
REGIONAL
Si
Si
Si
3
PEMEX 2002.
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II.2.5. Etapa de operación y mantenimiento.
Se prevé que el ducto opere de manera continúa los 365 días del año, aunque pudiera
variar el volumen. La parte operativa del gasoducto será responsabilidad del personal de la
plataforma Lankahuasa 1 y de la estación de compresión el Raudal. Esto quiere decir que
la operación y mantenimiento, en la zona marina compete a la plataforma marina; mientras
que la zona terrestre a la estación el Raudal. Aunque en conjunto será responsabilidad
exclusivamente de Pemex.
En el caso de las líneas submarinas, su operación será automática con posibilidad de un
control manual local o automático desde la plataforma a la cual esté conectado. Mediante
el cambio de presión se observará si existen fugas o rupturas a lo largo de éste.
II.2.5.1.
Mantenimiento del ducto marino.
Durante la vida útil de ducto, estará sujeta a los programas de mantenimiento de carácter
permanente que PEP tiene implementado para sus instalaciones y equipos, para que
funcionen en condiciones óptimas de operación, respetando la normatividad vigente de
seguridad industrial y protección ambiental.
El mantenimiento de dichas líneas se dará mediante la contratación de una compañía
privada, ya que para realizar este tipo de trabajo se requiere personal altamente
capacitado.
Las fases de mantenimiento se dividen de la siguiente manera:
•
•
•
•
•
Mantenimiento predictivo (Inspección cada 6 meses).
Correctivo (Corrección y prevención de anomalías y fallas, cada 6 meses).
Mantenimiento preventivo (Rutinas diarias).
Mantenimiento total (Rehabilitación general y dependiendo de la instalación cada
3 años).
Mantenimiento correctivo (Corrección y prevención de anomalías y fallas, cada 6
meses).
El tipo de mantenimiento a instalaciones y equipos, así como la forma de llevarlo a cabo se
muestra en la tabla II.14.
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TABLA II.14. TIPO DE MANTENIMIENTO PARA GASODUCTO MARINO.
TIPO DE MANTENIMIENTO
Predictivo
Preventivo
Correctivo
DUCTO ASCENDENTE Y LÍNEA.
EQUIPOS
Por medio de un barco inspector Inspecciones programadas a
por contrato.
través de contratos de servicio.
Mantenimientos programados
Con apoyo de embarcaciones y
por recursos propios y por
con cuadrillas.
contrato.
A falla presentada y se ejecutan
Con apoyo de embarcaciones y
por
recursos
propios
y
con cuadrillas.
contratos.
PEP, Región Marina Noreste, 1999.
Los mantenimientos que se le dan al ducto, también se dividen en mantenimiento menor y
mayor.
El mantenimiento menor se aplica generalmente dos veces al año e incluye las siguientes
actividades:
•
•
•
•
•
•
Reparación de recubrimiento anticorrosivo dañado.
Cambio o limpieza de instrumentos.
Cambio o limpieza de luminarias.
Cambio de conductos eléctricos.
Cambio de empaques a las líneas de aire de instrumentos.
Limpieza y reparación a los equipos de seguridad industrial (equipo contra-incendio,
alarmas, detectores, etc.).
Mantenimiento mayor, se denomina así cuando se tiene que dejar de operar alguna parte
del sistema, por ejemplo en los siguientes trabajos:
•
•
•
•
Cambio de tramos de tubería sobrecubierta o submarina.
Cambio o reparación de válvulas.
Cambio de empaques.
Reparación al equipo de transporte o proceso
Adicionalmente PEP dentro de las operaciones de mantenimiento a ductos sigue las
recomendaciones del API –1111 Design, Constrution, Operation and Maintenance of
Offshore Hydrocarbon Pipelines.
El programa de mantenimiento durante la vida útil del proyecto se presenta en la figura
II.9, y estoy se harán conforme a los procedimientos con que cuenta PEP para la
inspección y mantenimiento de ductos, comprendidos en la tabla II.15.
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AÑOS
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x
x
x
x
x
x
x
Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE.
FIGURA II.9. PROGRAMA GENERAL DE TRABAJO PARA LA ETAPA DE OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO DEL DUCTO MARINO.
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TABLA II.15. PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS.
CLAVE
PROCEDIMIENTO
277-28310-PO-000
Procedimiento guía para elaborar procedimientos.
277-28310-PO-001
Procedimiento para la inyección de inhibidor de corrosión.
277-28310-PO-002
Procedimiento para la reparación y evaluación de testigos de corrosión.
277-28310-PO-003
Procedimiento para el retiro e instalación de testigos de corrosión.
277-28310-PO-004
Procedimiento para la operación interior de ductos con diablo
instrumentado.
277-28310-PO-005
Procedimiento para el monitoreo de la protección catódica de ductos
marinos.
277-28310-PO-006
Procedimiento para inspección de cruces de tuberías submarinas.
277-28310-PO-010
Procedimiento para el monitoreo de la protección catódica de ductos
ascendentes.
277-28310-PO-011
Procedimiento para el mantenimiento a sistemas de inyección de
inhibidor de corrosión.
277-28310-PO-012
Procedimiento para el mantenimiento a equipos de retiro de testigos de
corrosión.
277-28310-PO-013
Procedimiento para el mantenimiento a equipos electrónico de registro
de la corrosión.
277-28310-PO-014
Mantenimiento de ductos mediante limpieza interior con diablo.
277-28310-PO-015
Procedimiento para el mantenimiento a trampas de diablos.
277-28310-PO-016
Procedimiento para el mantenimiento a válvulas.
Procesamiento para la corrida de diablos:
•
•
•
•
•
•
•
•
Un día antes de la corrida se verifica el programa que se va a realizar.
Se verifica la hora de envío y de llegada del diablo.
Se verifica en el punto de envío, el nivel de los líquidos en los separadores, de no
existir líquidos se procede al lanzamiento del diablo.
Se verifica que las válvulas de la trampa de envío sean correctas según
especificaciones y que el manómetro marque 0.00 kg/cm2.
Se verifica que no se tenga mezcla explosiva dentro del Barrilete con un
explosímetro.
Se introduce el diablo engrasado, verificando que no se tengan fugas y se procede a
igualar presiones, se aumenta la presión del barrilete y el diablo empieza a correr.
Se cierran válvulas y se desfoga el barrilete.
Se envía en diablo registrándose la hora de salida, se limpia el área de trabajo y se
checa que no existan fugas.
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•
•
•
•
•
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La posición de recibo se verifica que las válvulas de la trampa de recibo sea correcto
según especificaciones, de acuerdo a la hora de salida del diablo se abre la válvula
del barrilete dejando el libre acceso al diablo para que se entrampe.
Al momento de escuchar el ruido de líquido condensado empujado por el diablo se
cierra la válvula de pateo para evitar el paso del líquido al flujo, simultáneamente se
abre la válvula del condensaducto para enviar todo el líquido condensado a este.
El diablo se entrampa, se toma el tiempo de condensados y se verifica la hora de
llegada del diablo, se cierra la válvula del condensaducto, se limpia el área trabajada
y se checa que no existan fugas.
Ya entrampado el diablo y restablecido el flujo se procede a desentrampar al diablo,
desfogando el barrilete, verificar que el manómetro marque 0.00 kg/cm2 y que no se
tenga mezcla explosiva dentro del Barrilete
Se engancha el diablo con una varilla y se recupera el diablo.
Corrida de diablo instrumentado.
Corre por la línea sin flujo, verificando espesor de tubería, fracturas, corrosión, defectos.
Protección catódica.
Esto se hace mediante la verificación de voltaje con un voltímetro a lo largo del ducto
conforme a normatividad.
II.2.5.2.
Mantenimiento del ducto terrestre.
Para el mantenimiento de ductos enterrados, se deben realizar las siguientes a acciones:
a)
Mantenimiento General.
Este mantenimiento consiste en controlar la maleza existente en el derecho de vía
mediante el uso de herramientas manuales y rellenare donde sea necesario, verificar el
estado de las cunetas.
b)
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Procesamiento para la corrida de diablos:
Un día antes de la corrida se verifica el programa que se va a realizar.
Se verifica la hora de envío y de llegada del diablo.
Se verifica en el punto de envío, el nivel de los líquidos en los separadores, de no
existir líquidos se procede al lanzamiento del diablo.
Se verifica que las válvulas de la trampa de envío sean correctas según
especificaciones y que el manómetro marque 0.00 kg/cm2.
Se verifica que no se tenga mezcla explosiva dentro del Barrilete con un
explosímetro.
Se introduce el diablo engrasado, verificando que no se tengan fugas y se procede
a igualar presiones, se aumenta la presión del barrilete y el diablo empieza a correr.
Se cierran válvulas y se desfoga el barrilete.
Se envía en diablo registrándose la hora de salida, se limpia el área de trabajo y se
checa que no existan fugas.
La posición de recibo se verifica que las válvulas de la trampa de recibo sea
correcto según especificaciones, de acuerdo a la hora de salida del diablo se abre la
válvula del barrilete dejando el libre acceso al diablo para que se entrampe.
Al momento de escuchar el ruido de líquido condensado empujado por el diablo se
cierra la válvula de pateo para evitar el paso del líquido al flujo, simultáneamente se
abre la válvula del condensaducto para enviar todo el líquido condensado a este.
El diablo se entrampa, se toma el tiempo de condensados y se verifica la hora de
llegada del diablo, se cierra la válvula del condensaducto, se limpia el área
trabajada y se checa que no existan fugas.
Ya entrampado el diablo y restablecido el flujo se procede a desentrampar al
diablo, desfogando el barrilete, verificar que el manómetro marque 0.00 kg/cm2 y
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que no se tenga mezcla explosiva dentro del Barrilete
•
Se engancha el diablo con una varilla y se recupera el diablo.
c)
Corrida de diablo instrumentado.
Corre por la línea sin flujo, verificando espesor de tubería, fracturas, corrosión, defectos
d)
Protección catódica.
Esto se hace mediante la verificación de voltaje con un voltímetro a lo largo del ducto
conforme a normatividad.
e)
Reparación de fugas (sí existen).
Cuando son fugas menores serán y pintadas. Y sí son mayores se cambia el trama,
mediante el desfogue de la línea, así como el cierre de válvulas.
La frecuencia con que realizará el mantenimiento del ducto terrestre será igual que del
ducto marino, con la diferencia en que se hará cada tres meses para la protección
anticorrosivo, protección catódica trampas de diablo de recibo y envío. Y el potencial del
suelo, se hará cada año al igual que la calibración y chequeo del equipo de medición.
Asimismo, durante la operación del ducto, se contará con señalamientos para indicar su
presencia, así como las precauciones que se deben tomar según lo indica la norma Pemex
No.07.3.13. Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación,
mantenimiento de inspección de tuberías de transporte.
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Materiales de desecho.
Los materiales de desechos producto del mantenimiento, se concentran en un almacén
central, donde se clasifican para posteriormente ser licitados para su posterior venta.
II.2.6. Descripción de obras asociadas al proyecto.
No existen obras asociadas al proyecto.
II.2.7. Etapa abandono del sitio.
Al concluir el tiempo de operación del ducto, será desmantelada los elementos que
integran el ducto ascendente y la curva de expansión, trampas de diablo. A la línea
enterrada submarina y terrestre, se limpiarán por medio de “diablos”, se inundará y se
sellarán los extremos. Por las características de los materiales de construcción y por el
enterrarse al menos de 1 m de profundidad, no constituirá un riesgo para el entorno, por lo
que dejará que el derecho de la vía sea invadida por vegetación, por efecto de sucesión
natural o se realicen cultivos de raíz corta.
El personal que se requiere en la etapa de abandono de sitio en la zona marina, será
personal calificado, y se hará por medio de la contratación. En la tabla II.16, se presenta el
personal necesario para el abandono del sitio.
TABLA II.16. PERSONAL NECESARIO PARA EL ABANDONO DEL SITIO DE UN
GASODUCTO TIPO.
ACTIVIDAD
CANTIDAD
MANIOBRAS
Operador de grúa
Ayudantes
SOLDADURA Y CORTES
Supervisor
Sobrestante
4
8
Soldador/Operador
Ayudante
Electricista
8
8
2
1
2
ACTIVIDAD
CANTIDAD
RADIOPOSICIONAMIENTO DE
EMBARCACIONES
Técnico Operador unidad móvil
2
Técnico Operador estación fija
2
MANIOBRAS SUBACUÁTICA
Supervisor
1
Buzo especialista
2
Buzo técnico
4
Total
44
Fuente: Activo, Ku-Maloob-Zaap. PEP-RMNE
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II.2.8. Utilización de explosivos.
Debido a la naturaleza del proyecto no se ocupará en ningún momento explosivos.
II.2.9. Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a
la atmósfera.
Durante la realización del proyecto se generan diferentes residuos, los cuales se pueden
dividir en residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera. Dichos residuos se
subdividen en peligrosos y no peligrosos.
II.2.9.1.
Residuos sólidos
Los residuos sólidos generados en las diferentes etapas del proyecto se encuentran en la
tabla II.17.
Las diferentes etapas generarán residuos de tipo doméstico, productos vegetales del
desmonte y despalme, material terrígeno, estopas impregnadas de grasas y aceites,
solventes, restos de material constructivo y condensados.
II.2.9.2.
Residuos líquidos.
En la tapa en donde se van a generar mayor cantidad de residuos líquidos es en la etapa
de construcción, seguido por el mantenimiento. Dichos residuos serán los que están
comprendidos en la tabla II.18.
Las aguas residuales generadas en las diferentes etapas de desarrollo, no contendrán
residuos tóxicos, dado a su naturaleza (aguas negras).
II.2.9.3.
Emisiones a la atmósfera.
La generación de las emisiones a la atmósfera son producto de los equipos con motor de
combustión interna, los contaminantes que se emitirán son: Dióxido de Carbono (CO2),
Monóxido de Carbono (CO), Bióxido de Azufre (SO2), Óxidos de Nitrógenos (NOx),
Partículas (PT) e Hidrocarburos (HC), los cuales en general provienen de los equipos y
maquinaría utilizados (barcos, camiones vehículos, plantas de luz)
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TABLA II.17. RESIDUOS SÓLIDOS GENERADOS.
NOMBRE
DEL
RESIDUO
COMPUESTO
DEL
RESIDUOS
ETAPA EN
DONDE SE
GENERA
Preparación,
construcción,
mantenimiento
y abandono
CRETIB
ALMACENAMIENTO
TEMPORAL
3 kg/mes
No aplica
Contenedores
metálicos
con
tapa
e
identificados
VOLUMEN
APROXIMADO
Papel
celulosa
Maleza,
hierba,
zacate,
arbustos
Materia
orgánica,
madera
Construcción,
mantenimiento
3 kg/mes
No aplica
En costales
Piedra, tierra
Materia mineral
Construcción
3 kg/mes
No aplica
Costales
solventes
Construcción,
mantenimiento
Estopa
impregnada
de pintura
3 kg/mes
T, I
En contenedores
metálicos
con
tapa
e
identificados
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TABLA II.17. RESIDUOS SÓLIDOS GENERADOS
(Continuación).
COMPUESTO
DEL
RESIDUOS
RP-4
inorgánico
de Zinc
autocurante
ETAPA EN
DONDE SE
GENERA
Construcción
VOLUMEN
APROXIMADO
40 L/mes
ALMACENAMIENTO
TEMPORAL
TRANSPORTE
T,I
En contenedores
metálicos
con
tapa
e
identificados
En
barco
camión
y
En
barco
camión
y
CRETIB
RA-26 epóxico
catalizado altos Construcción
sólidos
40 L/mes
T,I
En contenedores
metálicos
con
tapa
e
identificados
RA-28
poliuretano
40 L/mes
T,I
En
contenedores
metálicos con tapa
e identificados
En
barco
camión
y
40 L/mes
No aplica
En
contenedores
metálicos con tapa
e identificados
En
barco
camión
y
40 L/mes
No aplica
En
contenedores
metálicos con tapa
e identificados
En
barco
camión
y
Construcción,
mantenimiento y
abandono
de
sitio
40 L/mes
No aplica
En
contenedores
metálicos
identificados
En
barco
camión
y
Construcción
40 L/mes
T,I
Cubetas de 19 L
Camión o barco
Construcción
Construcción,
Varios tipos de mantenimiento y
abandono
de
hierro
Celulosa
Celulosa
deshidratada
sitio
Construcción,
mantenimiento y
abandono
de
sitio
PEMEX 2002.
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TABLA II.18. RESIDUOS LÍQUIDOS GENERADOS DURANTE EL DESARROLLO DEL
PROYECTO.
NOMBRE
DEL
RESIDUO
COMPUESTO
DEL RESIDUO
Agua negras
Materia orgánica
Aceite
gastado
Hidrocarburos
ETAPA EN
DONDE SE
GENERA
Preparación de
sitio,
construcción,
mantenimiento y
abandono
de
sitio
Construcción,
mantenimiento y
abandono
de
sitio
VOLUMEN
APROXIMADO
CRETIB
Tanque de
almacenamiento del
sanitario portátil
40 L/mes
40 L/mes
ALMACENAMIENTO
TEMPORAL
T,I
Tambo de 200 L
PEMEX 2002
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II.2.10. Infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de los residuos.
En general PEMEX PEP, cuenta con una organización bien establecida para el manejo de
los residuos y emisiones, así como procedimientos detallados en donde se delimitan el
ámbito de competencia y responsabilidad de las áreas involucradas, en observancia de la
legislación vigente en materia (ver anexo documental).
Los procedimientos para el manejo de residuos sólidos y peligrosos (ver anexo
documental), son un ejemplo de ello, ya que consideran aspectos como las características
para la elaboración de las bases técnicas en el manejo de los residuos, así como trámites
de licitación, contratos formalizados, los servicios de recolección en los contenedores, la
revisión general, verificación de las condiciones en los contenedores, revisión de las
instalaciones, medidas de emergencia ambiental y sus disposiciones, medidas para los
contenedores de emergencia, se describe el mantenimiento a sistemas de protección
ambiental, se revisa el programa técnico para involucrar al personal operativo y de apoyo,
se preparan las listas de verificación para la inspección a sistemas y equipos de control
ambiental, se anotan en bitácora los embarques de los contenedores y finalmente se
certifica el trabajo. Con estos procedimientos, se asegura el control en el manejo de los
residuos.
Los residuos en los frentes de trabajo se dispondrán en contenedores metálicos de diversa
capacidad y depósitos de basura, bien identificados, para separar los residuos domésticos
e industriales.
Los residuos sólidos no peligrosos generados en el medio marino, serán trasladados por
los mismos barcos, a los puertos; en donde serán transportados por el servicio municipal a
los tiraderos permitidos, ubicados en los municipios de arribo. El manejo de los residuos
peligrosos generados en las diferentes etapas de desarrollo (estopas impregnadas con
grasas y aceites, condensados, pinturas, solventes), será mediante su almacenamiento
temporal en contenedores de 5 m3 o tambos de 200 L, ubicados en un área especial,
posteriormente se enviarán al sitio de disposición final.
PEMEX PEP realiza la disposición final de los residuos peligros mediante contratos
regionales con empresas autorizadas por el SEMARNAT. Los lugares para la disposición
final de los residuos peligrosos por lo general son:
•
El de Mina en Nuevo León, cuenta con una superficie aproximada de 1,300
hectáreas de las cuales 800 son utilizadas como áreas de tratamiento y disposición
final. El resto es usado como zona de amortiguamiento. Dicho lugar está constituido
principalmente por arcillas. Esta zona es semi-desértica, con escasa vegetación y
alejada de los polos de desarrollo habitacional. Cuenta con una precipitación pluvial
de 200 mm en promedio anual y con un porcentaje de evapotranspiración de 97.17 %
a una temperatura promedio de 27.6 °C.
•
El de Villahermosa, ubicado en la carretera Villahermosa-Cardenas en el km 8, R/A
Anacleto Canabal, el cual cuenta con una capacidad de tratamiento in-situ de 5,000
m3, utilizando el proceso de microencapsulamiento, el material tratado queda
disponible para su utilización en el sitio como material de relleno o para cualquier uso,
ya que no utiliza cemento, cal u otros materiales puzolánicos que destruyen el suelo y
el ambiente.
Los residuos confinados en estos lugares son básicamente los contaminados con
hidrocarburos y solventes generados en el proceso y mantenimiento de los equipos.
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Las aguas residuales negras serán dispuestas en sanitarios portátiles que cuentan con su
tanque temporal de almacenamiento. El manejo de las aguas estará a cargo de la empresa
que se contrate para tal fin.
Para controlar las emisiones a la atmósfera Pemex cuenta con un programa de
mantenimiento preventivo de los equipos y maquinarias de combustión interna, él cual
garantiza que todos sus equipos trabajen con mayor eficiencia de combustión.
I.
DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL
RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.
I.1.
DATOS GENERALES DEL PROYECTO.
I.1.1. Nombre del proyecto.
“Construcción de Gasoducto de 24” diámetro de Lankahuasa 1 a entronque Gasoducto de
48” de diámetro ”Cactus - Reynosa”.
I.1.2. Datos del sector y tipo de proyecto.
l.1.2.1.
Sector.
EL presente proyecto pertenece al sector energético.
l.1.2.1.1.
Subsector.
Hidrocarburos.
l.1.2.2.
Tipo de proyecto.
El proyecto consiste en la construcción y operación del gasoducto de 24” diámetro x 23.00
Km, marino-terrestre (17 Km ambiente marino y 6 Km ambiente terrestre) .
l.1.2.3.
Estudio de riesgo y su modalidad.
Al presente se adjunta Análisis de Riesgo de Ductos Terrestres, modificado en
consideración de la parte marina.
l.1.3 Ubicación del proyecto.
l.1.3.1. Calle y número, o bien nombre del lugar y/o rasgos geográficos de
referencia.
El proyecto se inicia en la Plataforma Continental del Golfo de México, a unos 17 Km de la
costa frente a barra de Nautla y Vega de la Torre, Veracruz; y continua en la parte
terrestre (6 Km) en el ejido el Raudal perteneciente al municipio de Nautla y en el ejido el
Laurel perteneciente al municipio de Vega de Alatorre Veracruz. En la tabla I.1, se
presentan las coordenadas UTM y geográficas de los principales puntos (Figura I.1).
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Figura I.1
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TABLA I.1. UBICACIÓN DEL GASODUCTO DE 24” DIÁMETRO DE LA PLATAFORMA
LANKAUASA 1 “AL ENTRONQUE DEL GASODUCTO DE 48’’ DE DIÁMETRO
CACTUS-REYNOSA”
TRAZO DE
GASODUCTO
COORDENADAS UTM
Y
X
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
LATITUD NORTE
LONGITUD OESTE
Plataforma Lankahuasa 1
753,822.77
2’231,885.662
20°10’7.74
-96°34’17.45
Curvatura PI
748,958.37
2’238,041.440
20°13’30.12
-96°37’01.84
Curvatura PC
749,570.97
2’235,519.160
20°12’07.85
-96°36’42.00
Curvatura PT
748,317.32
2’235,554.510
20°12’09.58
-96°37’25.14
Punto de costa
Punto de estación de
procesamiento de gas
Punto de ducto de 48” diámetro
IMP, PEMEX 2002.
740,397.96
2’229,539.200
20°08’57.68
-96°42’00.67
735,674.74
2’225,910.320
20°07’01.81
-96°44’44.94
735,620.00
2’225,910.000
20°07’01.82
-96°44’46.82
l.1.3.2.
Localidad.
El trazo del ducto comprende 23.00 km parte marino y terrestre en la plataforma
continental del Golfo de México, el gasoducto queda distribuido de la siguiente manera 17
km en el mar y 6 km en tierra. En la parte terrestre cruza los ranchos: Mata de San Juan,
Pozo de Oro, El Raudal de las Flores, El Raudal, Santa Cruz, Camino Real que
pertenecen al ejido “El Raudal” en el municipio de Nautla, y el ejido “El Laurel”
perteneciente al municipio de Vega de Alatorre. Localización de la poligonal del gasoducto
24” de diámetro de Lankahuasa 1 a entronque gasoducto de 48” de diámetro Cactus Reynosa).
l.1.3.3.
Municipios o delegación.
El trazo del ducto comprende dos municipios Nautla y Vega de Alatorre.
l.1.3.4.
Veracruz.
Entidades federativas.
I.1.4. Tiempo de vida útil del proyecto (acortado en años o meses).
El tiempo de vida útil del proyecto es de 20 años, sí existen la necesidad de desarrollar
más proyectos de inversión, se requerirá se prolongué su vida útil a través de reemplazos
de equipos y mantenimientos específicos.
I.1.4.1.
Ejecución del proyecto por etapas.
Para el desarrollo del proyecto se consideran las siguientes etapas:
•
•
•
•
Selección y preparación del sitio.
Construcción.
Operación y mantenimiento.
Abandono.
La descripción de las etapas de desarrollo, se detalla en el capítulo II.
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I.1.4.1.
Constancia de propiedad del predio.
El proyecto se desarrollará en la poligonal comprendida en la Plataforma Continental del
Golfo de México y en los municipios de Nautla y Vega de Alatorre del estado de Veracruz.
En lo que se refiere a la parte marina, el proyecto esta dentro del mar territorial, él cual fue
otorgado a concesión a Petróleos Mexicanos para la realización de las actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos por parte del Poder Ejecutivo Federal en base a
la Ley Reglamentaría del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
Por la parte terrestre, PEMEX Exploración y Producción con base los Artículos 93 al 97 de
la Ley Agraria, y a través del departamento de servicios generales tiene actualmente los
permisos de ocupación superficial ante los propietarios de los predios (véase anexos
documentos).
I.2.
DATOS DEL PROMOVENTE.
I.2.1. Nombre o razón social.
PEMEX Exploración y Producción, Región Norte, Activo de Producción Poza Rica,
Veracruz.
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
I.2.3. Nombre y cargo del representante legal.
"Protección de datos personales LFTAIPG"
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
I.2.4. Dirección del promovente para recibir u oír notificaciones.
: Gerente de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.
"Protección de datos personales LFTAIPG"
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
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"Protección de datos personales LFTAIPG"
uditor de Seguridad Industrial y Protección al Ambiente.
or IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
1.3.
DATOS GENERALES DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL
INFORME PREVENTIVO.
1.3.1. Nombre.
Instituto de Ciencias del Mar y Limnología (ICMYL)., UNAM
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
1.3.3. Nombre del responsable técnico de la elaboración del informe.
"Protección de datos personales LFTAIPG"
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
1.3.6. Dirección del representante del informe.
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
III.
VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS
APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA
REGULACIÓN DEL USO DE SUELO.
En este capítulo se analiza la información sectorial, los planes de desarrollo de la región y
las disposiciones jurídico normativas a nivel Federal, Estatal e Internacional, aplicables a
los diferentes aspectos involucrados en el desarrollo y protección ambiental de la región,
los cuales serán observados durante cada una de las etapas ejecución del proyecto.
III.1. INFORMACIÓN SECTORIAL.
El sector energético mexicano es parte fundamental de la economía del Gobierno de la
Republica, para cumplir con su compromiso de generar mejores condiciones para el
crecimiento y el mejoramiento de la calidad de vida de todos los mexicanos; en
consideración de que la energía es un detonador del desarrollo económico y social.
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El sector esta estrechamente ligado a la historia nacional, actualmente aporta el tres por
ciento del Producto Interno Bruto (PIB), el ocho por ciento del valor de las exportaciones
totales y el 37 por ciento de los ingresos fiscales. En cuanto al subsector hidrocarburos,
las actividades de exploración, explotación y transformación industrial, han determinado el
desarrollo económico del país por su efecto multiplicador en la industrialización y en la
generación de empleos; por su contribución a la generación de divisas y por la magnitud
de ingresos que de estas actividades capta el erario público.
Debido a la crisis petrolera internacional de 1973 a 1974, que conllevó a una alza
acelerada de los precios internacionales, resurgió la importancia de la exploración y
explotación de los hidrocarburos. El Gobierno juzgó oportuno incrementar las inversiones
en dichos conceptos y gracias al descubrimiento de nuevos yacimientos, México pasó, en
tres años, de importador a exportador neto. Actualmente México es un país rico en
reservas probadas de hidrocarburos, al mes de enero del 2001 las reservas probadas de
petróleo crudo, incluyendo líquidos de plantas y condensados, alcanzaron un nivel de
26,491 millones de barriles, ubicándose en el noveno lugar en el ámbito mundial; por lo
que se refiere a gas natural, las reservas probadas se ubican en 29,505 miles de millones
de pies cúbicos, con lo cual México ocupa el lugar 21 a escala internacional.
Bajo este contexto, el Programa Sectorial de Energía 2001-2006, refiriéndose
específicamente al Subsector Hidrocarburos, señala textualmente lo siguiente:
•
•
•
El abasto suficiente de hidrocarburos es fundamental para apoyar las
expectativas de crecimiento económico, para lo cual se ha propuesto alcanzar una
producción de petróleo de 3,875 millones de barriles diarios.
En este contexto el gobierno impulsará el programa de exportaciones de
PEMEX para alcanzar en el 2006 una plataforma de exportación de 1,850 millones de
barriles diarios, sin perturbar los merados internacionales, y
Asimismo, diseñará e incrementará una estrategia para aumentar la
capacidad de producción de gas natural, y poder alcanzar en el 2006 un volumen de
7,700 millones de pies cúbicos diarios que permita satisfacer la demanda esperada.
PEMEX PEP, Región Norte, cuenta con el Activo de Exploración Misantla Golfo de
México, en donde pretende intensificar sus actividades. La producción pasada de la
Región Norte, se presenta en la Tabla III.1.
TABLA III.1. PRODUCCIÓN DE GAS Y CRUDO EN LA REGIÓN NORTE.
AÑO
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
PEMEX Exploración y Producción, 2000.
GAS (mmpcd)
CRUDO (mmbd)
474.9
473.4
464.0
441.4
479.2
548.4
642.6
773.2
1 037.6
1 224.5
1 265.6
103.8
106.5
99.1
98.3
97.7
95.3
96.3
96.3
92.4
81.0
77.5
Específicamente con el descubrimiento del campo Lankahuasa, se estimó una reserva de
gas dulce seco de 989 MMMPC, a nivel de 3P.
Para el año 2004 se obtendrá una producción promedio anual de 87 MMPCD, la cual se
incrementará a 174 MMPCD en el año 2005. En caso de resultar productor el pozo
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estratégico Lankahuasa 34 que se perforará con la segunda plataforma ligera, se esperan
obtener producciones adicionales de 34 MMPCD y 50 MMPCD para los años 2004 y 2005
respectivamente, con lo cual se estima recuperar un volumen de producción acumulada de
612 MMMPC al año 2018 (Figura III.1).
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FIGURA III.1. PRODUCCIÓN DE GAS TOTAL.
PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2001-2006, (PSE).
El PSE 2001-2006, fue expedido en el Diario Oficial de la Federación el día 11 de enero
del 2002, tiene como propósito fundamental de contribuir y garantizar la viabilidad del
sector energético en el largo plazo, manteniendo la soberanía energética y haciendo el
mejor uso de los recursos energéticos para los mexicanos de hoy y de las generaciones
futuras.
El proyecto se encuentra estrechamente vinculado con el Objetivo 1. “Asegurar el abasto
suficiente de energía, con estándares internacionales de calidad y precios competitivos,
contando para ello con empresas energéticas, públicas y privadas, de clase mundial”, ya
que dentro de las estrategias para lograrlo, correspondientes al subsector hidrocarburos,
exploración y producción, se tiene a la número dos que señala lo siguiente:
Estrategia 2. Incrementar las reservas de hidrocarburos del país y establecer los ritmos de
extracción, asegurando la protección ambiental y el uso eficiente.
Las líneas de acción que cita ésta estrategia, se describen a continuación:
2.1. Lograr mantener los niveles de reservas de hidrocarburos.
Es imprescindible realizar esfuerzos sostenidos en los próximos años para garantizar la
oferta de hidrocarburos que el desarrollo nacional requiere a fin de contribuir a un
crecimiento con calidad.
Acciones específicas:
•
•
Impulsar programas y proyectos para la incorporación y desarrollo de nuevas
reservas de petróleo crudo y gas natural.
Promover y dar seguimiento al programa de exploración e incorporación de
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reservas de hidrocarburos.
Impulsar las acciones necesarias para optimizar los ritmos de extracción y el
•
factor de recuperación de los hidrocarburos.
Promover la optimización del desarrollo de campos petroleros, atenuando la
•
declinación mediante la recuperación secundaria y mejorada, y
Coordinar de mejor forma las funciones de exploración con las de explotación
•
de hidrocarburos.
VINCULACIÓN CON LAS POLÍTICAS DE PLANEACIÓN DEL DESARROLLO EN
LA REGIÓN.
El proyecto presenta un alto grado de concordancia con respecto a las políticas regionales
de desarrollo social, económico y ecológico, contempladas en los planes de desarrollo en
los niveles federal y estatal, ya que al formar parte de las estrategias del Programa
Sectorial de Energía 2001-2006, conlleva a una derrama económica en la región y por
ende al bienestar social a los municipios. Asimismo, los planes de desarrollo formulan
estrategias de protección de los recursos naturales por el desarrollo de dichas actividades.
III.2.
•
PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2001-2006 (PND).
El PND presentado por el gobierno federal a través de sus tres unidades administrativas,
Comisión para el Desarrollo Social y Humano, Comisión para el Crecimiento con Calidad y
Comisión de Orden y Respeto, establece los objetivos rectores y estrategias a seguir para
el desarrollo de todos los sectores del país. El presente proyecto se encuentra vinculado
principalmente con algunos de los objetivos delineados por las dos primeras comisiones, a
saber:
Desarrollo en Armonía con la Naturaleza. Objetivo rector 5 del Área de Desarrollo Social
Humano del Capítulo 5 del Plan Nacional de Desarrollo.
En materia de energía, el objetivo para 2006 es contar con empresas energéticas de alto
nivel con capacidad de abasto suficiente, estándares de calidad y precios competitivos. En
cuanto a los hidrocarburos, se incrementará su oferta y aumentará la capacidad de
refinación a menores costos.
Crear Infraestructura y Servicios Públicos de Calidad. Estrategia b] del Objetivo Rector 2
del Área de Crecimiento con Calidad del Capítulo 6 del Plan Nacional de Desarrollo.
En el terreno de los energéticos, México participará en el ordenamiento de la oferta y la
demanda en los mercados mundiales de energía.
Promover una Inserción Ventajosa del País en el Entorno Internacional y en la Nueva
Economía. Estrategia e].
Se debe fortalecer la cooperación internacional para concretar acuerdos trilaterales
energéticos con América del Norte en 2002, así como con los socios del Plan Puebla
Panamá, a fin de integrar mercados energéticos regionales que faciliten el intercambio de
energía eléctrica e hidrocarburos, y contribuyan al desarrollo económico del país.
Garantizar la Sustentabilidad Ecológica del Desarrollo Económico en todas las Regiones
del País. Estrategia c] del Objetivo rector 4: Promover el Desarrollo Económico Equilibrado.
La protección y restauración del hábitat natural de las diferentes zonas se mantendrán
como propósitos no discutibles en los procesos de desarrollo económico. Existen grandes
retos relacionados con la integridad de los ecosistemas. El saneamiento y
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aprovechamiento de aguas residuales, la conservación del suelo fértil evitando la
conversión de suelo agrícola en suelo urbano y del suelo forestal en suelo agrícola, la
recuperación de los mantos acuíferos, el manejo adecuado de desechos agrícolas e
industriales, la preservación de la diversidad biológica y una explotación racional de los
recursos naturales renovables y no renovables serán aspectos a contemplarse y
respetarse por quienes deseen emprender o mantener actividades económicas.
Se deberá promover el establecimiento de políticas y lineamientos ambientales que
puedan ser aplicados en todos los procesos operativos y toma de decisiones de las
instituciones gubernamentales, así como una cultura de responsabilidad ambiental que
contribuya al bienestar de la sociedad. El Estado mexicano posee empresas del sector
energético que, por su naturaleza, se ubican en regiones donde existen ecosistemas
altamente susceptibles de ser dañados y que están en riesgo constante por su operación.
Por ello, se mejorarán en forma continua los procesos industriales de las empresas
paraestatales y se asegurará el pleno cumplimiento de la normatividad ambiental.
Mejorar el Desempeño Ambiental de la Administración Pública Federal. Estrategia e] del
Objetivo rector 5: Crear condiciones para un desarrollo sustentable.
•
PLAN DE DESARROLLO DEL ESTADO DE VERACRUZ 1999–2004 (PDEV).
El PDEV de la presente administración, no contempla de forma directa relación alguna con
los proyectos a realizar por las diferentes áreas de PEMEX (objetivos, estrategias y líneas
de acción), en comparación con los Estados de Tabasco y Campeche, sin embargo, hace
mención de la importancia del sector petrolero por su derrame económico, creación de
empleos y vinculo directo e importante con el área ecológica, situación por lo que solo se
enumeran los siguientes puntos:
•
Impulsar el desarrollo, con el pleno respeto a la naturaleza y al medio
ambiente.
•
Desarrollo humano que aproveche racionalmente los recursos disponibles
en beneficio de toda la ciudadanía con una visión de futuro.
Garantizar que la planta industrial transformadora de hidrocarburos establecida
•
en el estado, adopte las medidas necesarias que reviertan la tendencia de deterioro
del medio ambiente originado por estas actividades, y convertir las áreas industriales
de Veracruz en un modelo de recuperación ecológica.
En su contenido, con relación a la Industria Petrolera hace mención de lo siguiente:
“La participación de este sector en la economía veracruzana disminuyó de 10.3%, a
principios de los ochenta y a 1.5 % en la actualidad. Ello se debe en gran parte a la
reducción de la extracción de petróleo y azufre. Sin embargo, existe en el estado un
potencial petrolero aún no desarrollado, como son los casos del sur del estado, la
plataforma continental frente a sus costas y Chicontepec.”
“La rama de sustancias químicas aportó a la producción veracruzana de manufacturas el
28.1%, siendo la segunda en importancia, después de la de bebidas y alimentos. De ese
aporte casi el 50% corresponde a la producción de la petroquímica básica, que ocupa el
primer lugar de producción en el país.”
“La industria petroquímica cuenta con 22 plantas, concentradas principalmente en
Cangrejera, Morelos, Poza Rica, Cosoleacaque y Pajaritos, donde se realiza el 60% de sus
procesos, además de la refinería de Minatitlán. Esta industria tiene un gran potencial de
desarrollo en beneficio de Veracruz, por lo que deberá inducirse una política en ese
sentido.”
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El Plan de Desarrollo de esta entidad federativa nos remite a planes de desarrollos
anteriores así como a proyectos impulsados por administraciones pasadas:
“Se tomarán en consideración los programas y proyectos impulsados por administraciones
pasadas y se promoverá el establecimiento de lineamientos y políticas de largo alcance
para propiciar su continuidad en periodos subsecuentes de gobierno”.
Asimismo, enfatiza en que se deberá tomar en cuenta al gobierno federal como a su plan
nacional de desarrollo para la toma de decisiones en este sector:
“Por la naturaleza y tamaño de las instalaciones industriales que integran la petroquímica y
la industria de los fertilizantes, su dinámica rebasa a los sectores productivos de la entidad
y a las decisiones del propio gobierno estatal.”
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•
PROGRAMA DE ORDENAMIENTO URBANO DEL CENTRO DE POBLACIÓN DE
NAUTLA, VERACRUZ 1999-2004.
El Programa se encuentra enfocado principalmente al desarrollo urbano donde se
concentra la población de Nautla, por lo que la zonificación de Uso de Suelo, Coeficiente
de Ocupación del Suelo (COS) y el Coeficiente de Utilización del Suelo (CUS), solo están
enfocadas a esta superficie, no consideran el resto del territorio del Municipio, que incluye
la región donde se implantará el proyecto. Por otro lado, no existen políticas de desarrollo
urbano a futuro, actualmente la zona solamente es utilizada para la crianza de ganado de
baja intensidad (Figuras III.2, III.3 y III.4).
•
PROGRAMA DE ORDENAMIENTO URBANO VEGA DE ALATORRE.
El Municipio de Vega de Alatorre, no cuenta con un programa de desarrollo urbano. El
comportamiento de uso de suelo es similar al del Municipio de Nautla, la mayoría de
población se encuentra concentrada en el centro de población de Vega de Alatorre,
mientras que sus alrededores domina el suelo de uso rural, con localidades de baja
densidad de población.
A través de la visita de campo efectuada al sitio, específicamente donde el gasoducto
pasa por el Municipio de Vega de Alatorre, se constato que el uso de suelo destinado a la
superficie de ocupación y alrededores es agropecuario de baja intensidad. Asimismo,
mediante la entrevista con personal del Municipio, se comunicó, la inexistencia de políticas
de uso de suelo para esta superficie y aledañas.
Figuras III.2,
III.3
III.4
III.3. CONVENIOS, CONVENCIONES Y ACUERDOS INTERNACIONALES.
Es un hecho que los intereses de las sociedades modernas en torno a las
cuestiones ambientales han rebasado fronteras políticas e institucionales, y
que se han extendido por todo el globo, abriendo nuevos espacios de
interacción y de confrontación entre grupos, sectores y gobiernos. Los
intereses ambientales expresados internacionalmente se han convertido en
origen de controversias políticas que hoy ocupan primeros lugares en las
agendas de discusión y negociación entre países y entidades multilaterales
(ONU, Banco Mundial, OMC).
La fuente de estos intereses reside, por una parte, en las repercusiones
transfronterizas de ciertos procesos de deterioro ambiental, o en los
problemas de acceso y manejo de los recursos comunes globales del planeta
(biodiversidad, aguas internacionales, equilibrio climático, capa de ozono).
También, y de manera cada vez más notable, consideraciones de tipo
económico referidas a ventajas o desventajas competitivas por diferentes
normas ecológicas entre países, proteccionismo disfrazado de controles
ambientales, prácticas comerciales desleales originadas en subsidios que se
presume son antiecológicos, agotamiento de recursos valiosos, etc., marcan
las relaciones internacionales de una manera insospechada hasta hace poco
tiempo.
Como ya se señaló, el uso desmedido e inadecuado de los recursos naturales y el
deterioro de la calidad del medio ambiente rebasan la dimensión nacional colocándose en
la agenda internacional. Si bien esto propicia una mayor comunicación y presencia
internacional del país, también permite ampliar la influencia de resoluciones y acuerdos
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internacionales que pueden tener un importante peso en la definición y ejecución de
políticas internas, en una matriz internacional definida por nuevos bloques de intereses y
necesidades de cooperación.
Los gobiernos responden de manera cada vez más inmediata con acciones
administrativas y jurídicas en el ámbito nacional o con iniciativas bilaterales y
multilaterales. Así, la dimensión ambiental en las relaciones internacionales se teje
dentro de una compleja trama de relaciones políticas y económicas internacionales,
donde participan como actores protagónicos los estados, las instituciones
multilaterales, los organismos no gubernamentales y empresas multinacionales.
Con el tiempo ha quedado claro que el tratamiento eficaz de los problemas globales
del ambiente requiere el concurso de todos los países, a través de instrumentos
jurídicamente vinculantes, los cuales se multiplican, evolucionan y se amplían
estableciendo obligaciones cada vez más diversas y profundas a los estados.
De acuerdo a la delimitación del objeto de estudio “Manifestación de Impacto Ambiental
Modalidad Particular de la Construcción del gasoducto de 24” de diámetro de Lankahuasa
1 a entronque del gasoducto de 48” de diámetro “Cactus-Reynosa”, se dará especial
atención a los instrumentos multilaterales sobre diversidad biológica y Patrimonio Mundial,
que a continuación se destacan y de los que nuestro país forma parte: Convención sobre
la Protección del Patrimonio Mundial, Cultural y Natural (1972), Convención Relativa a los
Humedales de Importancia Internacional Especialmente como Hábitat de Aves Acuáticas
(1971) y el Protocolo que la Modifica (1982).
De estos instrumentos y esfuerzos internacionales precedieron el proceso que llevó a la
Cumbre de la Tierra celebrada en Río de Janeiro en 1992, donde se acordó la adopción y
firma de tratados y acuerdos multilaterales sin precedente, de los cuales México es
signatario: Declaración de Río, Agenda 21, Convención sobre la Diversidad Biológica y
Convención sobre Cambio Climático y el Protocolo de Kyoto.
CONVENCIÓN SOBRE LA PROTECCIÓN DEL PATRIMONIO MUNDIAL, CULTURAL Y
NATURAL, 1972 (México ratificó la Convención del Patrimonio Mundial en 1984).
La Convención tiene por objeto la salvaguarda de los bienes que, ubicados en todos
los continentes y de todas las épocas, por su valor extraordinario y su carácter
excepcional constituyen un patrimonio de toda la humanidad. Estos bienes se han
ido inventariando en la Lista del Patrimonio Mundial.
Hasta abril de 2000, un total de 159 países se han añadido a la Convención
del Patrimonio Mundial. Al ratificar la Convención, los Estados Partes se
comprometen a asegurar la preservación de bienes que ellos mismos han
seleccionado y que han sido inscritos en la Lista del Patrimonio Mundial.
Reconocen, sin perjuicio de soberanía, que sus sitios inscritos en la lista
constituyen un patrimonio universal en cuya protección la comunidad
internacional entera tiene el deber de cooperar. México ha inscrito 21 sitios en
la lista, lo cual lo convierte en el país con el mayor número de bienes inscritos
en todo el continente americano y el quinto en el mundo. De estos 21 sitios,
dos son naturales, 19 son culturales.
CONVENCIÓN RELATIVA A LOS HUMEDALES DE IMPORTANCIA
INTERNACIONAL ESPECIALMENTE COMO HÁBITAT DE AVES
ACUÁTICAS (1971)
La convención se celebró en Ramsar, Irán, el 2 de febrero de 1971. México la
firmó el 4 de julio de 1986, publicándose el 29 de agosto de 1986 en el Diario
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Oficial de la Federación. Esta convención busca poner freno, a las
progresivas intrusiones sobre estas zonas húmedas, impidiendo su pérdida,
asegurando la conservación de los humedales, de su flora y de su fauna a
través de la conjugación de políticas nacionales que prevean una acción
internacional coordinada.
La protección de los humedales es una preocupación que comparten los
numerosos países del mundo, ya que constituyen un recurso de gran valor
económico, cultural, científico y recreativo, cuya pérdida sería irreparable.
Dicha convención reconoce la interdependencia del hombre y de su medio
ambiente, y de las funciones ecológicas fundamentales de los humedales en
su calidad de reguladores de los regímenes hidrológicos y como hábitats de
una fauna y flora características, particularmente de aves acuáticas; las
cuales, en sus migraciones estacionales atraviesan fronteras, lo que como
consecuencia plantea la consideración de éstas como un recurso
internacional.
PROTOCOLO QUE MODIFICA LA CONVENCIÓN SOBRE TIERRAS PANTANOSAS DE
IMPORTANCIA MUNDIAL, EN ESPECIAL COMO HÁBITAT DE AVES ACUÁTICAS
(1982)
El Protocolo se adoptó en París, Francia, el 3 de diciembre de 1982. México se
incorporó el 4 de julio de 1986, publicándose en el Diario Oficial el 29 de agosto de
ese año. Sin embargo, no fue sino hasta el 1 de octubre de 1986 que el protocolo
entro en vigor.
Este protocolo establece que para incrementar la eficacia de la Convención sobre
los Humedales de Importancia Internacional especialmente como Hábitat de Aves
Acuáticas, es necesario que se aumente el número de Partes Contratantes, ya si
hubiera más versiones auténticas se facilitaría una participación más amplia en la
Convención, a su vez, se considera que el texto de la Convención no prevé un
procedimiento de enmienda lo que dificulta cualquier modificación del texto que
pudiera estimarse necesaria.
CONFERENCIA DE LAS NACIONES UNIDAS SOBRE EL MEDIO AMBIENTE Y EL
DESARROLLO, RÍO DE JANEIRO,1992.
Cuando las Naciones Unidas establecieron la Comisión Mundial sobre el Medio Ambiente y
el Desarrollo en 1983 (Noruega), era evidente que la protección del medio ambiente iba a
convertirse en una cuestión de supervivencia para todos. De este informe, la Asamblea
General de las Naciones Unidas convocó la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el
Medio Ambiente y el Desarrollo (CNUMAD). La Conferencia, conocida como Cumbre para
la Tierra, se celebró en Río de Janeiro del 3 al 14 de junio de 1992. Fue un momento
decisivo en las negociaciones internacionales sobre las cuestiones del medio ambiente y el
desarrollo.
Los objetivos fundamentales de la Cumbre eran lograr un equilibrio justo entre las
necesidades económicas, sociales y ambientales de las generaciones presentes y de las
generaciones futuras y sentar las bases para una asociación mundial entre los países
desarrollados y los países en desarrollo, así como entre los gobiernos y los sectores de la
sociedad civil, sobre la base de la comprensión de las necesidades y los intereses
comunes.
En Río, 172 gobiernos, incluidos 108 Jefes de Estado y de Gobierno, aprobaron acuerdos
que habrían de regir la labor futura: el Programa 21, un Plan de Acción Mundial para
Promover el Desarrollo Sostenible; la Declaración de Río sobre el Medio Ambiente y
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el Desarrollo, un conjunto de principios en los que se definían los derechos civiles y
obligaciones de los Estados, y una Declaración de Principios Relativos a los
Bosques. Se abrieron a la firma además dos instrumentos con fuerza jurídica obligatoria:
la Convención Marco sobre el Cambio Climático y el Convenio sobre la Diversidad
Biológica. Al mismo tiempo se iniciaron negociaciones con miras a una Convención de
Lucha contra la Desertificación, que quedó abierta a la firma en octubre de 1994 y entró
en vigor en diciembre de 1996 y se creó la Comisión sobre el Desarrollo Sostenible.
El mandato de la Comisión consiste en examinar la aplicación de los acuerdos
alcanzados en la Cumbre para la Tierra, impartir orientación normativa a los
gobiernos y a los grupos principales que realizan actividades relacionadas con el
desarrollo sostenible y fortalecer el Programa 21 elaborando nuevas estrategias en
caso necesario. Entre las cuestiones intersectoriales que se examinan junto con las
sectoriales cabe incluir: el comercio y el medio ambiente; las modalidades de
producción y de consumo; la lucha contra la pobreza; la dinámica demográfica; los
recursos y mecanismos financieros; la educación, la ciencia, la transferencia de
tecnología ecológicamente racional, la cooperación técnica y el fomento de la
capacidad; la adopción de decisiones y las actividades de los grupos principales.
De estos acuerdos y tratados nos referiremos a los que corresponden por su
importancia al área objeto de nuestro estudio.
DECLARACIÓN DE RÍO
Define los derechos y las obligaciones de los Estados respecto de principios básicos sobre
el medio ambiente y el desarrollo. Incluye las siguientes ideas: la incertidumbre en el
ámbito científico no ha de demorar la adopción de medidas de protección del medio
ambiente; los Estados tienen el "derecho soberano de aprovechar sus propios recursos"
pero no han de causar daños al medio ambiente de otros Estados; la eliminación de la
pobreza y la reducción de las disparidades en los niveles de vida en todo el mundo son
indispensables para el desarrollo sostenible, y la plena participación de la mujer es
imprescindible para lograr el desarrollo sostenible. Fue firmado por México en la Cumbre
de Río de 1992. En virtud de tratarse de una serie de lineamientos y principios no son
obligatorios, no se requirió la ratificación del Senado.
AGENDA 21.
En el Programa 21, que contiene más de 2.500 recomendaciones prácticas, se abordan los
problemas urgentes de hoy en día. El Programa 21 tiene por objeto preparar al mundo
para los retos del próximo siglo e incluye propuestas concretas en cuestiones sociales y
económicas, como la lucha contra la pobreza, la evolución de las modalidades de
producción y de consumo, la dinámica demográfica, la conservación y ordenación de
nuestros recursos naturales, la protección de la atmósfera, los océanos y la diversidad
biológica, la prevención de la deforestación y el fomento de la agricultura sostenible.
CONVENIO SOBRE LA DIVERSIDAD BIOLÓGICA.
El convenio fue Aprobado por Senado de México el día 3 de diciembre de 1992 y publicado
en el Diario Oficial de la Federación el 13 de enero de 1993. Este es un instrumento con
validez jurídica que está dirigido a proteger el patrimonio biológico/genético del planeta y a
promover su uso sustentable, así como una distribución equitativa de los beneficios que de
ello resulten, incluyendo el acceso a los recursos genéticos, la transferencia de las
tecnologías relevantes y el financiamiento. Contempla la cooperación internacional,
identificación y monitoreo, conservación in-situ en un sistema nacional de áreas
protegidas, conservación ex-situ, uso sustentable, incentivos, investigación y capacitación.
Los objetivos del presente Convenio, son la conservación de la diversidad biológica,
la utilización sostenible de sus componentes y la participación justa y equitativa en
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los beneficios que se deriven de la utilización de los recursos genéticos, mediante,
entre otras cosas, un acceso adecuado a esos recursos y una transferencia
apropiada de las tecnologías pertinentes, teniendo en cuenta todos los derechos
sobre esos recursos y a esas tecnologías, así como mediante una financiación
apropiada.
CONVENCIÓN SOBRE EL CAMBIO CLIMÁTICO.
Este convenio fue aprobado por el Senado de México el día 3 de diciembre de 1992 y
publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 13 de enero de 1993. Cuyo objetivo
es estabilizar las concentraciones de gases de invernadero en la atmósfera, a un nivel que
prevenga una interferencia antropogénica peligrosa para el sistema climático. Este nivel
debería alcanzarse a tiempo para que los ecosistemas puedan adaptarse naturalmente al
cambio climático, de manera que la producción de alimentos no se vea amenazada y que
sea posible el desarrollo económico sustentable. Para lograr este cometido, los países
signatarios de la Convención Marco pertenecientes al Anexo I (países desarrollados) se
comprometieron a reducir sus niveles de emisión de gases de invernadero en el año 2000
a los niveles que tenían en 1990, así como a brindar asesoría, apoyo técnico y financiero a
los países en desarrollo.
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México y el resto de los países no pertenecientes al Anexo I de la Convención, acordaron
proteger el sistema climático para beneficio de la humanidad sobre una base de equidad y
de acuerdo con sus responsabilidades y capacidades. Con este fin, nuestro país puso los
cimientos de su actividad para enfrentar este fenómeno mediante la primera fase del
Estudio de País: México, constituido por varias investigaciones:
•
•
•
•
El inventario nacional de emisiones, por fuentes y sumideros, de gases de
invernadero.
La creación de escenarios climáticos futuros y regionales.
El desarrollo de escenarios futuros de emisiones.
Los estudios sobre la vulnerabilidad del país ante el cambio climático.
PROTOCOLO DE KYOTO DE 1997 DE LA CONVENCIÓN MARCO SOBRE
CAMBIO CLIMÁTICO DE LAS NACIONES UNIDAS.
La Tercera Conferencia de la Partes (COP3) tuvo lugar en Kioto, Japón, del 1 al 10 de
diciembre de 1997 y contó con la asistencia de casi 10,000 participantes, incluyendo
a 2,200 delegados oficiales y miles de observadores de organizaciones no
gubernamentales y de los medios de comunicación.
La COP3 representó el punto final de un proceso de negociación iniciado en el
Grupo Ad-Hoc del Mandato de Berlín con el fin de fijar objetivos cuantificados de
limitación y reducción de las emisiones de gases de invernadero en plazo concretos
a loa países desarrollados. El resultado de este proceso fue el Protocolo de Kito.
CONVENIO INTERNACIONAL PARA PREVENIR LA CONTAMINACIÓN MARINA
PROVOCADA POR LOS BUQUES (MARPOL 73/78).
El convenio MARPOL surgió en el año de 1973 con el fin de establecer medidas de
seguridad para la navegación. En 1978 se adicionó al convenio el control de derrames por
hidrocarburos. El convenio MARPOL 73/78 consiste en su conjunto de artículos y
protocolos referidos a informes sobre incidentes, relacionados con sustancias dañinas.
Incluye los cinco anexos que a continuación se mencionan. Los cuales contienen
reglas para prevenir las distintas formas de contaminación marina generadas por los
buques:
Anexo I Contaminación por hidrocarburos.
Anexo II Contaminación por sustancias nocivas, líquidas o transportadas a granel.
Anexo III
Contaminación por sustancias perjudiciales transportadas en bultos,
contenedores, tanques portátiles, y camiones cisterna o vagones tanque.
Anexo IV Contaminación por las aguas sucias de los buques.
Anexo V Contaminación por la basura de los buques.
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Los anexos I, II y V de MARPOL son obligatorios. Los estados que han ratificado el
convenio deberán cumplir con las disposiciones contenidas en los mismos. Los anexos III y
IV son facultativos.
CONVENCIÓN SOBRE LA PLATAFORMA CONTINENTAL.
Abierta a la firma en Ginebra, del 29 de abril al 31 de octubre de 1958, aprobada por el
Senado según decreto publicado en el Diario Oficial del 5 de enero de 1966, el depósito
del instrumento de adhesión se efectuó, el 2 de agosto de 1966, publicada en el Diario
Oficial del 16 de diciembre de 1966.
En vinculación con el proyecto, se ratifica la soberanía de la plataforma continental para su
libre explotación y se enfatiza sobre la protección de los recursos naturales por efectos de
ello.
En el párrafo primero del artículo segundo de este convenio, se señala que el Estado
ribereño ejerce derechos de soberanía sobre la plataforma continental a los efectos de su
explotación y de la explotación de sus recursos naturales.
Así mismo en el párrafo séptimo del artículo quinto manifiesta que el Estado ribereño está
obligado a adoptar en las zonas de seguridad, todas las medidas adecuadas para proteger
los recursos vivos del mar contra agentes nocivos.
CONVENCIÓN DE LAS NACIONES UNIDAS SOBRE EL DERECHO DEL MAR.
Realizada en Montego Bay, Jamaica, el 10 de diciembre de 1982, firmada por los Estados
Unidos Mexicanos en la misma fecha y aprobada por el Senado el 29 de diciembre de
1982, para su observancia fue ratificada el 21 de febrero de 1983.
Convenio de inminente observancia para el presente proyecto, debido a que en el se
manifiesta la voluntad de México en conjunción con otras naciones para preservar y
proteger el medio marino. En sus artículos 192 al 196, se establecen diversas
disposiciones para llevar acabo su cumplimiento.
En su artículo 198 de la Sección segunda de la Cooperación Mundial y Regional se
manifiesta el deber de notificar los daños inminentes o reales, esto es, cuando un Estado
tenga conocimiento de casos en que el medio marino se halle en peligro inminente de
sufrir daños por contaminación o los haya sufrido ya, lo notificarán inmediatamente a otros
Estados que a su juicio puedan resultar afectados por esos daños, así como a las
organizaciones internacionales competentes.
En su artículo 199 en consecuencia de lo anterior, manifiesta que los Estados del área
afectada en la medida de sus posibilidades, y las organizaciones internacionales
competentes cooperarán en todo lo posible para eliminar los efectos de la contaminación y
prevenir o reducir al mínimo los daños. Con ese fin, los Estados elaborarán y promoverán
en común planes de emergencia para hacer frente a incidentes de contaminación en el
medio marino.
ACUERDO DE COOPERACIÓN ENTRE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS Y LOS
ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA, SOBRE LA CONTAMINACIÓN DEL MEDIO
MARINO POR DERRAMES DE HIDROCARBUROS Y OTRAS SUSTANCIAS NOCIVAS.
Realizado en dos ejemplares originales, en la Ciudad de México, Distrito Federal, el día 24
del mes de julio del año 1980.
El Gobierno de los Estados Unidos Mexicanos y el Gobierno de los Estados Unidos de
América, conscientes de la importancia de preservar el medio marino y de conservar los
organismos vivos que en él habitan y reconociendo que la contaminación del medio
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marino por hidrocarburos o por otras sustancias nocivas daña o puede dañar las
condiciones ecológicas del mar en detrimento de sus recursos naturales y puede constituir
una amenaza a la salud y al bienestar público, convinieron el presente acuerdo, que tiene
como eje principal establecer un Plan Conjunto de Contingencia.
DECRETO DE PROMULGACIÓN DEL CONVENIO PARA LA PROTECCIÓN Y EL
DESARROLLO DEL MEDIO MARINO EN LA REGIÓN DEL GRAN CARIBE Y EL
PROTOCOLO DE COOPERACIÓN PARA COMBATIR LOS DERRAMES DE
HIDROCARBUROS EN LA REGIÓN DEL GRAN CARIBE, ADOPTADO EN
CARTAGENA DE INDIAS, EL 24 DE MARZO DE 1983.
Suscrito el día 24 del mes de marzo del año de 1983 a efecto de combatir los derrames de
hidrocarburos en la Región del Gran Caribe, mismo que fue promulgado el 8 de mayo
1985.
El convenio en mención se suscribe a efecto de proteger el medio marino de la Región del
Gran Caribe para beneficio y disfrute de las generaciones presentes y futuras,
reconociendo las especiales características hidrográficas y ecológicas de la región y su
vulnerabilidad a la contaminación.
Reconociendo además de que la contaminación y el hecho de que el medio ambiente no
se tenga suficientemente en cuenta en el proceso de desarrollo, constituyen una amenaza
para el medio marino, su equilibrio ecológico, sus recursos y sus usos legítimos.
Considerando que la protección de los ecosistemas del medio marino de la Región del Gran Caribe es
uno de sus principales objetivos por lo que se conviene en lo siguiente:
En su artículo cuarto se manifiesta que las partes contratantes adoptarán, individual o
conjuntamente, todas las medidas adecuadas de conformidad con el derecho internacional
y con arreglo al presente convenio y aquellos de sus protocolos en vigor en los cuales
sean partes para prevenir, reducir y controlar la contaminación de la zona de aplicación del
convenio y para asegurar una ordenación racional del medio, utilizando a estos efectos los
medios más viables de que dispongan y en la medida de sus posibilidades.
En síntesis general de los subsecuentes artículos, se establece la obligación de prevenir,
reducir y controlar la contaminación de la zona de aplicación del convenio causada por
vertimientos de desechos y otras materias en el mar desde buques, aeronaves o
estructuras artificiales en el mar, en sitios como ríos, estuarios, establecimientos costeros,
zonas que por su exploración y explotación afecten directa o indirectamente los fondos
marinos, subsuelo, atmósfera y zonas especialmente protegidas o zonas especies
diezmadas, amenazadas o en peligro de extinción.
Asimismo se menciona en el convenio la cooperación en caso de emergencia, evaluación
del impacto ambiental, la cooperación científica y técnica así como responsabilidad e
indemnización entre otras.
III.4. ANÁLISIS DE LOS INSTRUMENTOS NORMATIVOS.
A continuación se describe el marco normativo federal, local, internacional y disposiciones
reglamentarias que regulan al presente proyecto.
CONSTITUCIÓN POLÍTICA DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS.
De acuerdo a lo establecido en la Constitución en el Artículo 27, la propiedad de los
derechos de la tierra y el agua comprendidas dentro de los límites del territorio nacional,
pertenecen a la nación, la cual ha tenido el derecho de transmitir el dominio de estos a los
particulares, constituyendo la propiedad privada.
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Asimismo, señala el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataforma
continental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o substancias que
en vetas, masas o yacimientos constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de los
componentes de los terrenos, tales como el petróleo y todos los carburos de hidrogeno
sólidos, líquidos y gaseosos y el espacio situado sobre el territorio nacional en la extensión
y términos que fije el derecho internacional.
•
LEYES.
LEY REGLAMENTARIA DEL ARTÍCULO 27 CONSTITUCIONAL EN EL RAMO DEL
PETRÓLEO.
Es el principal ordenamiento jurídico vigente en materia de protección de hidrocarburos.
Dicha Ley fue promulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de la
Federación el 29 de noviembre de 1958.
La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo consta de 16
disposiciones permanentes, a través de las cuales se pretende regular la protección del
petróleo como recurso energético no renovable, enfocada de igual forma, a la protección
del medio ambiente en su conjunto.
La jurisdicción en las zonas marinas y el aprovechamiento de los recursos petroleros del
subsuelo de la plataforma continental, corresponde originalmente a la Nación, quién lo
hará por conducto del organismo descentralizado PEMEX y sus subsidiarias mediante el
régimen de las asignaciones que establece la Ley Reglamentaria del Artículo 27 en el
Ramo del Petróleo en su artículo 4°.
El ejercicio de esta soberanía, se extiende a la Zona Económica Exclusiva (ZEE), situada
fuera del mar territorial y adyacentes a éste, la cual comprende 200 millas náuticas,
medidas a partir de la línea de base desde la cual se mide el mar territorial. El presente
proyecto será realizado dentro de la ZEE, por lo que queda enmarcado dentro de este
artículo.
LEY ORGÁNICA DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS.
La Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, fue promulgada por
el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de la Federación el 16 de julio de 1992.
En el Artículo 1º se establece que el Estado realizará las actividades que le corresponden
en exclusiva en las áreas estratégicas del petróleo, además de hidrocarburos y
petroquímica básica, por conducto de Petróleos Mexicanos y de los organismos
descentralizados subsidiarios en los términos de la misma Ley y la Ley Reglamentaria del
Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y sus Reglamentos.
Petróleos Mexicanos fue creado por decreto del 7 de junio de 1938, como un organismo
descentralizado con personalidad jurídica y patrimonios propios, y tiene por objeto ejercer
la conducción central y la dirección estratégica de todas las actividades que comprende la
industria petrolera estatal, de acuerdo a su Artículo 2º, en concordancia a la Ley
reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
El Artículo 3º señala la creación de organismos descentralizados de carácter técnico,
industrial y comercial con personalidad jurídica y patrimonios propios, entre ellos PEMEX
Exploración y Producción, quien se hace cargo de la exploración y explotación del petróleo
y el gas natural, así como su transporte y almacenamiento en terminales y su
comercialización. Las actividades que se les confieren a estos organismos sólo podrán ser
desarrolladas por los mismos.
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Petróleos Mexicanos y sus organismos descentralizados, de acuerdo con sus respectivos
objetos podrán celebrar con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios y
contratos y suscribir títulos de crédito, manteniendo en exclusiva la propiedad y el control
del Estado Mexicano sobre los hidrocarburos, con sujeción a las disposiciones legales
aplicables.
LEY GENERAL DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y PROTECCIÓN AL AMBIENTE
(LEGEEPA).
La LEGEEPA, es el principal ordenamiento jurídico vigente en materia de protección
ambiental. Fue promulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de la
Federación el 28 de enero de 1988, misma que entro en vigor el 1º de marzo del mismo
año.
En el Artículo 1º de ésta Ley se establece que la Ley es reglamentaria de las disposiciones
de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que se refieren a la
preservación y restauración del equilibrio ecológico, así como a la protección al ambiente,
en el territorio nacional y las zonas sobre las que la nación ejerce su soberanía y
jurisdicción.
Se establece que el objeto de la Ley es la regulación, prevención y restauración del
equilibrio ecológico y protección al ambiente.
En lo conducente al proyecto, el Artículo 28 manifiesta que la evaluación del impacto
ambiental es el procedimiento a través del cual la Secretaría del Medio Ambiente,
Recursos Naturales (SEMARNAT) establece las condiciones a las que se sujetará la
realización de obras y actividades que puedan causar desequilibrio ecológico o rebasar los
límites y condiciones establecidas en las disposiciones aplicables para proteger al
ambiente y preservar y restaurar los ecosistemas, con el fin de evitar o reducir al máximo
sus efectos negativos sobre el ambiente. Para ello, en los casos que establezca el
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en
Materia de Evaluación del Impacto Ambiental, quienes pretendan llevar a cabo alguna de
las siguientes obras o actividades, requerirán previamente la autorización en materia de
impacto ambiental de la Secretaría:
I.-
Obras hidráulicas, vías generales de comunicación, oleoductos, gasoductos,
carboductos y poliductos;
II.- Industria del petróleo, petroquímica, química, siderúrgica, papelera, azucarera del
cemento y eléctrica;
X.- Obras y actividades en humedales, manglares, lagunas, ríos, lagos y esteros
conectados con el mar, así como en sus litorales o zonas federales;
La evaluación del impacto ambiental en la industria petrolera comprende aquellos efectos
de todas y cada una de las fases involucradas en las etapas de exploración, explotación,
transformación, distribución y comercialización. En otras palabras, comprende a todas
aquellas actividades que pudieran afectar a los recursos naturales, representados
básicamente por el agua, el aire, el suelo, la biota y la salud humana.
En el inciso IV del artículo 120, se señala que para evitar la contaminación del agua
quedan sujetos a regulación federal o local las descargas de desechos, sustancias o
residuos generados en las actividades de extracción de recursos no renovables.
En su artículo 130 de la ley en mención, la Secretaría (SEMARNAT), autorizará el vertido
de aguas residuales en aguas marinas, de conformidad con lo dispuesto en la Ley de
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Aguas Nacionales, su Reglamento y las Normas Oficiales Mexicanas en relación, cuando
el origen de las descargas provenga de fuentes móviles o de plataformas fijas en el mar
territorial y la Zona Económica Exclusiva. La Secretaría con facultad en sus atribuciones se
coordinará con la Secretaría de Marina para la expedición de las autorizaciones
correspondientes.
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Asimismo, en su Articulo 131, manifiesta que para la protección del medio marino, la
Secretaría emitirá las Normas Oficiales Mexicanas para la explotación, preservación y
administración de los recursos naturales, vivos y abióticos, del lecho y el subsuelo del mar
y de las aguas suprayacentes, así como las que deberán observarse para la realización de
actividades de exploración y explotación en la Zona Económica Exclusiva.
En consecuencia, Articulo 132, la secretaría se coordinará con la Secretaría de Marina,
Energía, de Salud y de Comunicaciones y Transporte, a efecto de que dentro de sus
respectivas atribuciones intervengan en la prevención y control de la contaminación del
medio marino, así como en la preservación y restauración del equilibrio de sus
ecosistemas, con arreglo a lo establecido en la presente Ley, en la Ley de aguas
Nacionales, la Ley Federal del Mar, las convenciones internacionales de las que México
forma parte y las demás disposiciones aplicables.
LEY GENERAL DE VIDA SILVESTRE.
La Ley General de Vida Silvestre, es el principal ordenamiento jurídico vigente
en materia de conservación y aprovechamiento sustentable de la vida
silvestre. Dicha Ley fue aprobada por la cámara de diputados, el 27 de abril
del 2000. (publicada en junio de 2000 en el Diario Oficial de la Federación)
La Ley General de Vida Silvestre consta de 130 disposiciones permanentes, que se organizan en ocho
Títulos que regulan las siguientes materias: Disposiciones Preliminares, Política Nacional en Materia de Vida
Silvestre y su Hábitat, las Autoridades, Concertación y Participación Social, Disposiciones Comunes para la
Conservación y el Aprovechamiento Sustentable de la Vida Silvestre, conservación de la vida silvestre,
aprovechamiento sustentable de la vida silvestre, medidas de control y de seguridad, infracciones y
sanciones y transitorios.
El objeto de la Ley General de Vida Silvestre es regular la conservación y
aprovechamiento sustentable de la vida silvestre y su hábitat en el territorio de la
República Mexicana y en las zonas en donde la Nación ejerce su jurisdicción. Se
excluyen de esta Ley los recursos forestales maderables y de las especies cuyo
medio de vida total sea el agua, de acuerdo a lo establecido por el Articulo 1º.
La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente es supletoria de
este ordenamiento.
El Artículo 3º conceptualiza Conservación como la protección, cuidado, manejo y
mantenimiento de los ecosistemas, los hábitats, las especies y las poblaciones de la vida
silvestre, dentro o fuera de sus entornos naturales, de manera que se salvaguarden las
condiciones naturales para su permanencia a largo plazo; y Vida silvestre como los
organismos que subsisten sujetos a los procesos de evolución natural y que se desarrollan
libremente en su hábitat, incluyendo sus poblaciones menores e individuos que se
encuentran bajo el control del hombre, así como los federales.
La Ley prohíbe cualquier acto que implique la destrucción, daño o perturbación de la vida
silvestre, en perjuicio de los intereses de la Nación, ya que es deber de todos conservarla;
los propietarios o legítimos poseedores de los predios en donde se distribuye la vida
silvestre, tendrán derechos de aprovechamiento sustentable sobre sus ejemplares, partes
y derivados, además los propietarios y legítimos poseedores de dichos predios, así como
los terceros que realicen el aprovechamiento, serán responsables solidarios de los efectos
negativos que éste pudiera tener para la conservación de la vida silvestre y su hábitat,
como lo señalan los Artículos 4º y 18.
El diseño y la aplicación de la política nacional en materia de vida silvestre y su hábitat
corresponderá, en sus respectivos ámbitos de competencia, a los Municipios, a los
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gobiernos de los Estados y del Distrito Federal, así como al Gobierno Federal de acuerdo a
los dispuesto por el Artículo 6º.
De acuerdo con el artículo 20, La Secretaría promoverá el desarrollo de criterios,
metodologías y procedimientos para identificar los valores de la biodiversidad y de los
servicios ambientales que provee, para así armonizar la conservación de la vida silvestre y
su hábitat, con la utilización sustentable de bienes y servicios.
Las unidades de manejo de la vida silvestre serán denominadas Unidades de Manejo
para la Conservación de Vida Silvestre (UMA’s), las demás actividades deberán
complementarse con estas, y tendrán como objetivo general la conservación de
hábitat natural, poblaciones y ejemplares de especies silvestres. Además de
objetivos específicos de restauración, protección, mantenimiento, recuperación,
reproducción, repoblación, reintroducción, investigación, rescate, resguardo,
rehabilitación, exhibición, recreación, educación ambiental y aprovechamiento
sustentable (artículo 39).
Así mismo, el desarrollo del Sistema Nacional de Unidades de Manejo para la
Conservación de la Vida Silvestre se privilegiará en las zonas de influencia de las
áreas naturales protegidas, con el propósito de reforzar sus zonas de
amortiguamiento y dar continuidad a sus ecosistemas. E involucrará a los
habitantes locales en la ejecución del programa (Artículo 48).
La Secretaría acordará con los propietarios o legítimos poseedores de predios en
los que existan hábitats críticos, medidas especiales de manejo y conservación.
La realización de cualquier obra pública o privada, así como de aquellas actividades que
puedan afectar la protección, recuperación y restablecimiento de los elementos naturales
en los hábitats críticos, deberá quedar sujeta a las condiciones que se establezcan como
medidas especiales de manejo y conservación en los planes de manejo de que se trate,
así como del informe preventivo correspondiente, de conformidad con lo establecido en el
reglamento.
En todo momento el Ejecutivo Federal podrá imponer limitaciones de los derechos de
dominio en los predios que abarquen dicho hábitat, de conformidad con los artículos 1°,
fracción X y 2° de la Ley de Expropiación, con el objeto de dar cumplimiento a las medidas
necesarias para su manejo y conservación (Artículo 64).
Para conservar y proteger los hábitats de especies nativas de vida silvestre que se
desarrollan en el medio acuático, La Secretaría podrá establecer áreas de refugio
para protegerlas en aguas de jurisdicción federal, zona federal marítimo terrestre y
terrenos inundables (Artículo 65)
La realización de cualquier obra pública o privada, así como de aquellas actividades
que puedan afectar la protección, recuperación y restablecimiento de los elementos
naturales en áreas de refugio para proteger especies acuáticas, deberá quedar
sujeta a las condiciones que se establezcan como medidas de manejo y
conservación. (Artículo 69).
Cuando se presenten problemas de destrucción, contaminación, degradación,
desertificación o desequilibrio del hábitat de la vida silvestre, la Secretaría formulará
y ejecutará a la brevedad posible, programas de prevención, de atención de
emergencias y de restauración para la recuperación y restablecimiento de las
condiciones que propician la evolución y continuidad de los procesos naturales de
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la vida silvestre, tomando en cuenta lo dispuesto en los artículos 78, 78 BIS y 78 BIS
1 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (Artículo 70).
Toda persona que cause daños a la vida silvestre o su hábitat, estará obligada a
repararlos en los términos del Código Civil para el Distrito Federal en materia del
Fuero Común y para toda la República en materia del Fuero Federal, así como en lo
particularmente previsto por la presente Ley y el reglamento. Los propietarios y
legítimos poseedores de los predios, así como los terceros que realicen el
aprovechamiento, serán responsables solidarios de los efectos negativos que éste
pudiera tener para la conservación de la vida silvestre y su hábitat (Artículo 106).
La reparación del daño para el caso de la acción de responsabilidad por daño a la
vida silvestre y su hábitat, consistirá en el restablecimiento de las condiciones
anteriores a la comisión de dicho daño y, en el caso de que el restablecimiento sea
imposible, en el pago de una indemnización la cual se destinará, de conformidad con
lo establecido en el reglamento, al desarrollo de programas, proyectos y actividades
vinculados con la restauración, conservación y recuperación de especies y
poblaciones, así como a la difusión, capacitación y vigilancia (Artículo 108)
Cuando exista riesgo inminente de daño o deterioro grave a la vida silvestre o a su hábitat,
la Secretaría, fundada y motivadamente, ordenará la aplicación de una o más de las
siguientes medidas de seguridad:
La clausura temporal, parcial o total de las instalaciones, maquinaria o equipos, según
corresponda, para el aprovechamiento, almacenamiento o de los sitios o instalaciones en
donde se desarrollen los actos que generen los supuestos a que se refiere el primer
párrafo de este artículo.
La suspensión temporal, parcial o total de la actividad que motive la imposición de la
medida de seguridad.
La realización de las acciones necesarias para evitar que se continúen presentando
los supuestos que motiven la imposición de la medida de seguridad (Artículo 117).
LEY DE OBRAS PUBLICAS Y SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS
MISMAS.
La Ley De Obras Publicas Y Servicios Relacionados Con Las Mismas, es el principal
ordenamiento jurídico vigente en materia de Desarrollo Urbano. Dicha Ley fue
promulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de la Federación
del 04 de enero de 1999.
El objeto de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas es
regular las acciones relativas a la planeación, programación, presupuestación,
contratación, gasto, ejecución y control de las obras públicas, así como de los
servicios relacionados con las mismas, como los que realicen los organismos
descentralizados, entre otros de acuerdo a lo establecido por el Articulo 1º.
Son obras publicas de acuerdo al Artículo 3º los trabajos que tengan por objeto construir,
instalar, ampliar, adecuar, remodelar, restaurar, conservar, mantener, modificar y demoler
bienes inmuebles. Asimismo, quedan comprendidos dentro de las obras publicas los
trabajos de exploración, geotecnia, localización y perforación que tengan por objeto la
explotación y desarrollo de los recursos petroleros y gas que se encuentren en el subsuelo
y la plataforma marina, entre otros.
Es facultad de las dependencias y entidades de acuerdo a lo citado por el Artículo 11
llevar a cabo los procedimientos para contratar y ejecutar las obras publicas y servicios
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relacionados con las mismas, por lo que en ningún caso se podrán contratar servicios para
que por su cuenta y orden se contraten las obras o servicios de que se trate.
Las dependencias y entidades que realicen obras públicas y servicios relacionados con las
mismas, sea por contrato o por administración directa, así como los contratistas con
quienes aquellas contraten, observarán las disposiciones que en materia de asentamientos
humanos, desarrollo urbano y construcción rijan en el ámbito federal, estatal y municipal.
Las dependencias y entidades, cuando sea el caso, previamente a la realización de los
trabajos, deberán tramitar y obtener de las autoridades competentes los dictámenes,
permisos, licencias, derechos de bancos de materiales, así como la propiedad o los
derechos de propiedad incluyendo derechos de vía y expropiación de inmuebles sobre los
cuales se ejecutarán las obras públicas. En las bases de licitación se precisarán, en su
caso, aquellos trámites que corresponderá realizar al contratista.
El Articulo 20 señala que las dependencias y entidades estarán obligadas a considerar los
efectos sobre el medio ambiente que pueda causar la ejecución de las obras publicas con
sustento en la evaluación de impacto ambiental prevista por la Ley General del Equilibrio
Ecológico y la Protección al Ambiente. Los proyectos deberán incluir las obras necesarias
para que se preserven o restituyan en forma equivalente las condiciones ambientales
cuando estas pudieren deteriorarse y se dará la intervención que corresponda a la
Secretaria de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca, y a las dependencias y
entidades que tengan atribuciones en la materia.
El contratista será el único responsable de la ejecución de los trabajos y deberá
sujetarse a todos los reglamentos y ordenamientos de las autoridades competentes
en materia de construcción, seguridad, uso de la vía publica, protección ecológica y
de medio ambiente que rijan en el ámbito federal, estatal o municipal, así como a las
instrucciones que al efecto le señale la dependencia o entidad. Las
responsabilidades y los daños y perjuicios que resultaren por su inobservancia
serán a cargo del contratista.
Aunque nunca cesa la corresponsabilidad del organismo contratante.
LEY GENERAL DE ASENTAMIENTOS HUMANOS.
Es el principal ordenamiento jurídico vigente en materia de Asentamientos de la población.
Dicha Ley fue promulgada por el Ejecutivo Federal y publicada en el Diario Oficial de la
Federación del 21 de julio de 1993.
Una de las disposiciones sobre los usos de los suelos conforme a su vocación
natural se encontraban en la Ley Federal de Reforma Agraria y, sobre todo,
en la Ley de Fomento Agropecuario, ambas abrogadas por la Ley Agraria de
1992.
En el segundo párrafo del artículo 2 de la Ley Agraria reconoce esta
preeminencia de la LGEEPA y de la Ley General de Asentamientos
Humanos, al disponer que el ejercicio de los derechos de propiedad agraria,
en lo relacionado con el aprovechamiento urbano y el equilibrio ecológico, se
ajustará a lo dispuesto en la Ley General de Asentamientos Humanos y la Ley
del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
La Ley Agraria de 1992, por su parte, señala que los bienes ejidales y comunales pueden
ser expropiados, entre otras causas de utilidad pública, para la explotación del petróleo y
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su procesamiento y conducción, así como para la instalación de plantas de beneficios,
estableciendo además un procedimiento especial para la tramitación de las expropiaciones
Artículos 93 a 97.
LEY DE AGUAS NACIONALES.
La Ley de Aguas Nacionales, fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 1
de diciembre de 1992. La presente ley es reglamentaria del artículo 27 de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en materia de aguas
nacionales; y tiene por objeto regular la explotación, uso o aprovechamiento de
dichas aguas, su distribución y control, así como la preservación de su cantidad y
calidad para lograr su desarrollo integral sustentable, como lo dispone la misma Ley
en su Artículo 1°.
La Ley de Aguas Nacionales consta de 124 disposiciones permanentes, que se
organizan en diez Títulos que regulan las siguientes materias: Administración del
Agua; Programación Hidráulica; Derechos de Uso o Aprovechamiento de Aguas
Nacionales; Zonas Reglamentadas, de Veda o de Reserva; Usos del Agua;
Prevención y Control de la Contaminación de las Aguas; Inversión en Infraestructura
Hidráulica; Bienes Nacionales; Infracciones, Sanciones y Recursos. A continuación
se destacan aquellas cuya relación es directa con el presente proyecto:
1.-
La de los mares territoriales en la extensión y términos que fije el derecho
internacional.
2.- Las aguas marinas interiores.
3.Las lagunas y esteros que se comuniquen permanentemente o intermitentemente
con el mar.
4.- Las de los manantiales que broten en las playas, zonas marítimas, cauces, vasos o
riberas de los lagos, lagunas o esteros de propiedad nacional.
5.- Las que correspondan a la Nación en virtud de tratados internacionales.
6.- Las playas y zonas marítimo terrestres.
7.Los terrenos ganados al mar y las islas que existen o que se formen en el mar
territorial
Las aguas nacionales tanto terrestres como costeras constituyen un bien tutelado
por la Nación, bajo declaración de patrimonio de utilidad pública, que requiere por
su naturaleza e importancia la aplicación estricta de políticas de control y manejo.
LEY FEDERAL DEL MAR.
Esta Ley es reglamentaria de los párrafos Cuarto, Quinto, Sexto y Octavo del Artículo 27
de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en lo relativo a las zonas
marinas mexicanas (Diario Oficial de la Federación del 8 de enero de 1986).
Por lo que respecta a la protección y preservación del medio marino, se aplican tanto las
disposiciones de esta Ley como su reglamento, así como las que en esta materia se
señala en la Ley General de Salud, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección
al Ambiente y sus respectivos reglamentos, la Ley Federal de Aguas y demás leyes y
convenios internacionales vigentes para prevenir, reducir y controlar la contaminación del
medio marino.
Las zonas marinas mexicanas son las siguientes: mar territorial, las aguas marinas
interiores, zona contigua, la zona económica exclusiva, la plataforma continental y las
plataformas insulares y cualquier otra permitida por el derecho internacional.
En lo conducente al presente proyecto, la soberanía de la Nación y sus derechos de
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soberanía, jurisdicciones y competencias dentro de los límites de las respectivas zonas
marinas, se ejercerán conforme a los ordenamientos señalados respecto a los siguientes
rubros:
1.2.3.4.5.6.7.-
En las obras, islas artificiales, instalaciones y estructuras marinas.
En el régimen aplicable a los recursos marinos vivos, inclusive en su utilización y
conservación.
En el régimen aplicable a los recursos marinos no vivos, inclusive en su utilización y
conservación.
En el aprovechamiento económico del mar, incluyendo la utilización de minerales
disueltos en sus aguas, la producción de energía eléctrica o térmica derivada de las
mismas, de las corrientes y de los vientos.
En la captación de energía solar en el mar, el desarrollo de la zona costera, la
maricultura, el establecimiento de parques marinos nacionales, la promoción de la
recreación y el turismo, y el establecimiento de comunidades pesqueras.
En la protección y preservación del medio marino, incluyendo la prevención de su
contaminación; y
En la realización de actividades de investigación científica marina.
LEY DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y PROTECCIÓN AL AMBIENTE DEL ESTADO DE
VERACRUZ.
Publicada en el Periódico Oficial del Gobierno del Estado de fecha 22 de mayo de 1990.
Esta reglamentación es de orden público e interés social, sus disposiciones son de
observancia obligatoria en el territorio del Estado, tiene por objeto la preservación,
conservación y restauración del equilibrio ecológico así como la protección y mejoramiento
del ambiente conforme a las facultades que se derivan de la Ley General del Equilibrio
Ecológico y la Protección al Ambiente y disposiciones de la Federación.
•
REGLAMENTOS.
REGLAMENTO DE LA LEY REGLAMENTARIA DEL ARTICULO 27 CONSTITUCIONAL
EN EL RAMO DEL PETRÓLEO.
Publicado en Diario Oficial de la Federación el 25 de agosto de 1958, teniendo por objeto
regular la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
En el presente Reglamento menciona en su artículo tercero fracción primera que la Nación
por conducto de Petróleos Mexicanos, llevará a cabo las actividades a que se refiere el
artículo 3o de la Ley, consistentes en la exploración, explotación, refinación, transporte,
almacenamiento, distribución y las ventas de primera mano del petróleo, el gas y los
productos que se obtengan de la refinación de éstos.
En su artículo quinto se menciona: La exploración y explotación del petróleo, las llevará a
cabo Petróleos Mexicanos mediante las asignaciones de terrenos que para el efecto le
haya hecho o le haga la Secretaría, a su solicitud o por acuerdo del Ejecutivo Federal. Se
entiende por "Asignación de terrenos" el acto por el cual el Estado, por conducto de la
Secretaría, otorga a Petróleos Mexicanos autorización para explorar y explotar el subsuelo
petrolero de determinados terrenos.
REGLAMENTO PARA PREVENIR Y CONTROLAR LA CONTAMINACIÓN DEL MAR
POR VERTIMIENTO DE DESECHOS Y OTRAS MATERIAS.
Este Reglamento fue publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 23 de enero de
1979, cuyo objeto es controlar las descargas de los vertimientos, quedando sujeta a los
principios, requisitos y condiciones que se establecen para prevenir el riesgo y daño que
se pueda ocasionar al equilibrio ecológico.
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Se entiende por vertimiento a toda evacuación deliberada en el mar por desechos u otras
materias, efectuadas desde buques, aeronaves y las que realicen por estos medios las
plataformas y otras estructuras.
En dicho reglamento, se establece que ninguna persona física o moral podrá efectuar
vertimientos deliberados sin la previa autorización expedida por la Secretaría de Marina,
quién otorgará un permiso especial evaluando su justificación tomando en cuenta:
•
•
•
•
•
•
•
La necesidad de efectuar dicho vertimiento.
El efecto de dicho vertimiento sobre la salud humana, la biología marina,
los valores económicos y recreativos, los recursos pesqueros, los recursos minerales,
las playas, y en general sobre los ecosistemas marinos.
La naturaleza y la cantidad de la sustancia que será vertida.
Las características y composición de la materia.
El método y frecuencia del vertimiento.
El sitio donde se efectuará dicho vertimiento y la ruta que deberá seguir
para llevarlo a cabo.
Las precauciones especiales que deban ser tomadas.
REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y LA
PROTECCIÓN AL AMBIENTE EN MATERIA DE EVALUACIÓN DEL IMPACTO
AMBIENTAL.
Publicado en el Diario Oficial de la Federación de fecha 30 de mayo del 2000, es de
observancia general en todo el territorio nacional y en las zonas donde la Nación ejerce su
jurisdicción; tiene por objeto reglamentar la Ley General del Equilibrio Ecológico y la
Protección al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental a nivel federal.
En lo concerniente al proyecto, el citado reglamento manifiesta que en la Industria
Petrolera cuando se realice actividades de perforación de pozos para la exploración y
producción, así como construcción e instalación de plataformas de producción petrolera en
zonas marinas, requerirá de autorización previa de la Secretaria, en materia de impacto
ambiental. Esto se manifiesta en las fracciones I y II del inciso D del artículo quinto.
REGLAMENTO DE LA LEY DE AGUAS NACIONALES.
Publicado en el D.O.F. del 12 de enero de 1994 y reformado en el D.O.F. el 10 de
diciembre de 1997. Tiene por objeto reglamentar la Ley de Aguas Nacionales.
En su artículo tercero se manifiesta lo siguiente: Para efectos del artículo 1o., de la "Ley" y
de este "Reglamento" las disposiciones respectivas se aplican a las aguas continentales.
La regulación en materia de preservación y control de la calidad del agua, en los términos
de la "Ley" y el Título Séptimo del presente "Reglamento", se aplica también a las aguas
de las zonas marinas mexicanas que define como tales el artículo 3o., de la Ley Federal
del Mar.
REGLAMENTO DE TRABAJOS PETROLEROS.
La Protección del Petróleo y del Ambiente Respecto de las Actividades
Petroleras en el Reglamento de Trabajos Petroleros.
El Reglamento de Trabajos Petroleros fue promulgada por el Ejecutivo Federal y
publicada en el Diario Oficial de la Federación con fecha de fecha 27 de noviembre de
1958
El Reglamento consta de 297 disposiciones permanentes, que se organizan en nueve
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capítulos que regulan las siguientes materias: Explotación; Perforación; Producción;
Taponamiento de Pozos; Transporte; Almacenamiento; Terminales y plantas de
almacenamiento y distribución y; Sanciones. Donde se establece lo siguiente:
1.
2.
3.
4.
Las normas técnicas a que debe estar sujeta la explotación petrolera serán
competencia del Ejecutivo Federal.
Las solicitudes de los permisos pertinentes deben estar acompañadas con una
memoria descriptiva y los planos necesarios se expresa que las memorias
descriptivas tienen por objeto justificar técnica y económicamente las obras y
construcciones, desde el punto de vista de la seguridad y el mejor aprovechamiento
de todos los hidrocarburos naturales.
Se establece que Petróleos Mexicanos tiene la obligación de mantener todas sus
instalaciones en buen estado sanitario.
Con el propósito de cuidar los intereses de la nación en materia de explotación
petrolera, los permisionarios tienen la obligación de dar aviso por la vía más rápida en
caso de accidentes en las instalaciones, a la dirección o agencia respectiva y a la
Secretaría de Salud, cuando en cualquier forma se afecte a la ecología o se
contamine el ambiente.
REGLAMENTO DE SEGURIDAD E HIGIENE DE PETRÓLEOS MEXICANOS.
El reglamento data del mes de diciembre de 1945, mismo que ha sido modificado en
varias ocasiones.
Los capítulos que regulan al proyecto son los siguientes:
Perforación, Reparación y Terminación de Pozos, regulado en la Sección Áreas Marinas,
Pantanos y Marismas del capítulo V.
Seguridad en Plataformas, regulado en el capítulo VII.
Transporte Marítimo, regulado en el capítulo XIV.
Transportes Aéreos, regulado en el capítulo XVI.
•
NORMAS.
A continuación se citan las normas de observancia para el desarrollo del proyecto:
Agua.
NOM-001-ECOL-1996. Establece los límites máximos permisibles de
•
contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.
Aire.
•
•
•
NOM-043-ECOL-1993. Establece los límites máximos permisibles de emisión a la
atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas.
NOM-085-ECOL-1994. Establece los límites máximos permisibles de emisión a la
atmósfera de humos partículas suspendidas totales, óxidos de azufre y nitrógeno; así
como las condiciones de operación de los equipos de calentamiento indirecto por
combustión y los niveles de dióxido de azufre permitidos.
NOM-086-ECOL-1994. Establece las especificaciones sobre protección ambiental
que deben reunir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se usan en fuentes
fijas y móviles.
Recursos.
•
NOM-059-ECOL-2001. Determina las especies y subespecies de flora y fauna
silvestre terrestre y acuática en peligro de extinción, amenazada, rara y las sujetas a
protección especial, y establece las especificaciones para su protección.
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Residuos peligrosos.
•
NOM-052-ECOL-1993. Caracteriza y lista los residuos peligrosos, además de
especificar los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.
•
NOM-053-ECOL-1993. Establece la prueba de extracción de los constituyentes
que hacen a un residuo peligroso.
•
NOM-054-ECOL-1993. Determina la incompatibilidad entre dos o más residuos
peligrosos.
•
NOM-055-ECOL-1993. Asienta los requisitos que deben reunir los sitios destinados
al confinamiento controlado de residuos peligrosos (excepto los radioactivos).
•
NOM-056-ECOL-1993. Especifica el diseño y construcción de las obras
complementarias de un confinamiento controlado.
•
NOM-057-ECOL-1993. Se refiere al diseño, construcción y operación de las celdas
de un confinamiento controlado.
•
NOM-058-ECOL-1993. Dicta los requisitos para la operación de un confinamiento
controlado.
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•
NOM-003-SCT2-1994. Para el transporte de materiales y residuos peligrosos.
Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de
materiales y residuos peligrosos.
NOM-003-SCT2-1994. Sistema de identificación de unidades destinadas al
transporte terrestre de materiales y residuos peligrosos.
NOM-004-SCT2-1994. Compatibilidad para el almacenamiento y transporte de
sustancias, materiales y residuos peligrosos de la clase 1. explosivos.
NOM-010-SCT2-1994. Disposiciones de compatibilidad y segregación para el
almacenamiento y transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos.
NOM-011-SCT2-1994. Condiciones para el transporte de las sustancias, materiales
y residuos peligrosos en cantidades limitadas.
NOM-019-SCT2-1994. Disposiciones generales para la limpieza y control de
remanentes de sustancias y residuos peligrosos en las unidades que transportan
materiales y residuos peligrosos.
NOM-EM-020-SCT2-1995. Requerimientos generales para el diseño y construcción
de autotanques destinados al transporte de materiales y residuos peligrosos.
NOM-023-SCT2-1994. Información técnica que debe contener la placa que
portarán los autotanques, recipientes metálicos intermedios para granel (rig) y
envases con capacidad mayor a 450 litros que transportan materiales y residuos
peligrosos.
NOM-028-SCT2-1994. Disposiciones especiales para los materiales y residuos
peligrosos de la clase 3 líquidos inflamables transportados.
•
•
•
•
•
•
•
•
Ruido.
•
NOM-081-ECOL-1994. Establece los límites máximos permisibles de emisión de
ruido de las fuentes fijas y su método de medición.
•
•
•
Salud Ambiental.
NOM-021-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con
respecto al monóxido de carbono (CO). Valor permisible para la concentración de
monóxido de carbono (CO) en el aire ambiente como medida de protección a la salud
de la población.
NOM-022-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con
respecto al dióxido de azufre (SO2).Valor normado para la concentración de dióxido
de azufre (SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la
población.
NOM-023-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con
respecto al bióxido de nitrógeno (NO2). Valor normado para la concentración de
bióxido de nitrógeno (NO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud
de la población.
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•
NOM-024-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con
respecto a partículas suspendidas totales (PST). Valor permisible para la
concentración de partículas suspendidas totales (PST) en el aire ambiente como
medida de protección a la salud de la población.
NOM-025-SSA1-1993. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con
respecto a partículas menores de 10 micras (PM 10). Valor permisible para la
concentración de partículas menores de 10 micras (PM 10) en el aire ambiente como
medida de protección a la salud de la población.
NOM-048-SSA1-1993. Que establece el método normalizado para la evaluación de
riesgos a la salud como consecuencia de agentes ambientales.
NOM-127-SSA1-1994. Agua para uso y consumo humano-Límites permisibles de
calidad y tratamientos a que debe someterse el agua para su potabilización.
•
•
•
Normas, códigos y estándares establecidas por PEMEX, aplicables al
proyecto para la zona terrestre y marina:
Zona terrestre:
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•
CID-NOR-N-SI-001. Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción,
operación, mantenimiento e inspección de ductos de transporte.
NRF-001 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos
1RA edición.
ASME B31.8 Gas transmisión and distribution piping systems (última edicion).
ASME 16.9 Wrought steel butt-welding fittings.
ASME 16.5 Steel pipe flanges, valves and fittings.
API RP 550 Manual on instaltion of refinery insrument and control systems.party
process.
ASME B31.3 Tuberías de proceso para Plantas.
ASTM American standard for testing of materials.
AWS American welding societe.
NFPA-780 Código de protección contra rayos.
ISO 9000 Norma Internacional de aseguramiento de calidad.
ISA S5 1 Instrumentation symbols and identification
ISA S51 1 Process instrumentation terminology.
ISA S75 05 Control valve terminology
NOM-001-SEMP-1994 Norma oficial relativa a instalaciones destinadas al
suministro y uso de la energía eléctrica.
NOM-C 30 Industria de la construcción agregados/muestreo.
NOM C-77 Industria de la construcción agregados para concreto, análisis
granulométrico método de prueba.
NOM C-83 Industria de la construcción determinación de la resistencia a
compresión de cilindros de conceptos.
A.C.I. American concrete institute.
IMCA Instituto Mexicano de concreto y acero.
NMC.CO3 Normas Mexicanas de calidad.
S/N Reglamento de construcción del distrito federal.
NRF-006-PEMEX-2002. Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
NRF-007-PEMEX-2000. Lentes y gogles de seguridad protección primaria de los
ojos.
NRF-008-PEMEX-2001. Calzado Industrial de piel para protección de los
trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
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NRF-009-PEMEX-2001. Identificación de productos transportados por tuberías o
contenidos en tanques de almacenamiento.
NRF-011-PEMEX-2001. Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego
y/o por atmósferas riesgosas, “SAAFAR”.
NRF-017-PEMEX-2001. Protección catódica en tanques de almacenamiento.
NRF-019-PEMEX-2001. Protección contraincendio en cuartos de control que
contienen equipo electrónico.
•
•
•
Especificaciones de proyecto:
•
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2.421.01 Sistema de tuberías de transporte de recolección de
hicrocarburos (1ar,2da y 3ar parte).
3.102.01 Trazo y niveles
3.103.01 Demoliciones y desmantelamientos
3.120.01 Desmonte
3.121.02 Despalme
3.121.03 Cortes
3.121.04 Rellenos
3.121.08 Clasificación de materiales para el pago de excavaciones.
3.132.01 Preparación de superficies aplicación e instalación de
recubrimiento para protección anticorrosiva.
3.135.02 Elaboración y control de concreto.
3.135.03 Acero de refuerzo para concreto.
3.135.04 Conexión mecánica de varillas de refuerzo
3.135.05 Soldadura de varillas para refuerzo de concreto.
3.135.07 Recubrimiento continuo de concreto en tubería de conducción.
3.322.01 Módulos habitacionales móviles para trabajadores de perforación
terrestre.
3.403.01 Colores y letreros en instalaciones petroleras.
3.411.01 Aplicación de recubrimiento para protección anticorrosiva.
3.413.01 Instalación de sistema para protección catódica.
3.451.03 Mediciones de flujo de presión diferencial.
3.111.01 Explotación y muestreo de suelos para cimentaciones de obra
civil (parte I y II).
3.111.02 Pruebas índice (mecánica de suelo).
3.111.03 Pruebas de compactación (mecánica de suelo).
3.137.02 Agregando de concreto.
3.137.04 Aditivos para concreto.
3.137.05 Cabeceo de especimenes cilíndricos de concreto.
4.311.01 Clasificación AWS de metales de aporte en soldadura.
03.0.02 Derechos de vía de las tuberías de transporte de fluidos.
09.0.02 Aplicación y uso de protección catódica en tuberías enterradas y
sumergidas.
RAT-001 Recubrimiento anticorrosivo externo para sistemas de tuberías de
conducción terrestres.
RCT-002 Recubrimiento de lastre de concreto para tuberías terrestres.
PHT-003 Prueba hidrostática para sistema de tuberías terrestres.
Zona Marina
•
API-STD-1111 Design, construction, operation and maintenance of
offshore pipelines
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NRF-001 Tubería de acero para recolección y transporte de
hidrocarburos amargos
API-RP-14E Recommended practice for design and installation of
offshore production platform piping systems.
API-RP-2X Recommended practice for ultrasonic examination of
offshore structural fabrication and guidelines for qualification ultrasonic technicians.
API-RP-5L1 Recommended practice for railroad transportation of
line pipe.
API-RP-5LW Recommended practice for transportation of line pipe
on barges and marine vessels.
API-RP-6FA Specification for fire test for valves.
API-SPEC-5L Specification for line pipe.
API-SPEC-6D Specification for pipe line valves (gate, plug, ball and
check valves).
API-STD-1104 Welding of pipe lines and related facilities.
ASME/ANSI B16.11 forged fittings, socket-welding and threaded.
ASME/ANSI B16.34 Valves - flanged, threaded and welding ends.
ASME/ANSI B16.5 Pipe flanges and flanged fittings.
ASME/ANSI B16.9 Factory made wrought steel buttwelding fittings.
ASTM-A-90 Standard test method for weight of coating on zinc
coated (galvanized) iron or steel articles.
ASTM-A-105 Standard specification for forgings, carbon steel and
piping components.
ASTM-A-182 Standard specification for forged or rolled alloy steel
pipe flanges, forged fittings and valves and parts for high temperature service.
ASTM-A-193 Standard specification for alloy steel and stainless
steel bolting materials for high temperature service.
ASTM-A-194 Standard specification for carbon and alloy steel nuts
for bolts for high pressure and high temperature service.
ASTM-A-216 Standard specification for steel castings, carbon
suitable for fusion welding for high temperature service.
ASTM-A-234 Standard specification for piping fittings of wrought
carbon steel and alloy steel for moderated and elevated temperatures.
ASTM-A-350 Standard specification for forgings, carbon and low
alloy steel requiring notch toughness testing for piping components.
ASTM-A-370 Standard test methods and definitions for mechanical
testing of steel products
ASTM-B-209 Standard specification for aluminum and aluminum
alloy sheet and plate.
ASTM-D-257 Standard test methods for d-c resistance or
conductance of insulating materials.
AWS-A5.1 Specification for carbon steel electrodes for shielded
metal arc welding.
MSS-SP-44 Steel pipe line flanges
MSS-SP-75 Specification for high test wrought butt welding, fittings
NACE MR-01-75 Standard recommended sulfide stress cracking
resistant metallic materials for oilfield equipment.
NACE-RP-0176-94 Recommended practice: corrosion control of
steel, fixed offshore platforms associated with petroleum production.
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NACE-RP-0675-88 Recommended practice: control of corrosion on
offshore steel pipelines.
NOM-CC-3 Sistema de calidad, o modelo para el aseguramiento de
la calidad aplicable al proyecto-diseño, la fabricación, la instalación y el servicio.
NMX-CC-9001-IMMC-2000 Sistema de gestión de calidadrequisitos (quality management systems-requeriments).
ISO 9000 Norma internacional de aseguramiento de calidad.
ISO-9001 Quality systems-model for quality assurance in design /
development, production, installation and servicing.
ISO-9002 Quality systems-model for quality assurance in production
and installation.
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ESPECIFICACIONES DE PROYECTO
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PEP 3.411.01 Aplicación e inspección de recubrimientos para
protección anticorrosiva.
PEP 3.135.01 Instalación de sistemas para protección catódica.
PEP P.3.135.07 Lastre de concreto para tuberías de conducción.
PEP 2.421.01 Sistema de tuberías de transporte y recolección de
hidrocarburos, tomos I,II y III.
PEP 4.411.01 Recubrimiento para protección anticorrosiva.
PEP-P-3.135.07 Lastre de concreto para tuberías de conducción.
PEP-CTCA-001 Cruce de sistemas de tuberías de conducción
costafuera.
PEP-ATC-001 Recubrimiento anticorrosivo externo para sistema de
tuberías de conducción costa afuera.
PEP-PH-001 Prueba hidrostática para sistemas de tubería
costafuera.
T-203 Tubería de acero para ductos ascendentes y curvas de
expansión para las líneas submarinas.
T-204 Codos, bridas y accesorios para líneas submarinas.
T-222 Protección catódica para líneas submarinas (ánodos de
aluminio).
T-223 Uniones aislantes para tuberías submarinas (monoblocks).
T-224 Instalación de ánodos de aluminio para tuberías submarinas.
T-23 Soldadura de campo para líneas submarinas.
De acuerdo al análisis en el presente capítulo, el “Proyecto Construcción del Gasoducto de
24” de Diámetro de Lankahuasa-1 al Entronque del Gasoducto de 48” de Diámetro “Cactus
– Reynosa” es viable, toda vez que los planteamientos para el desarrollo del citado
proyecto, no contravienen con el Plan de Desarrollo de la Entidad Federativa
correspondiente así como ninguna disposición de carácter federal, local o de ámbito
internacional ya que se encuentra dentro del marco normativo y cumple con todas y cada
una de las normas y regulaciones previstas.
Asimismo, es de manifestarse que muchas de las normas que conlleva el proyecto son de
carácter regulatorio operacional, por lo que no se entrará a su ámbito de aplicación hasta
que dicho proyecto no se encuentre concluido y en operación.
IV.
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE
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LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE
INFLUENCIA DEL PROYECTO.
IV.1. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO.
Dado que no existe unidades de gestión ambiental de ordenamiento ecológico, el área de
estudio quedo delimitada en una poligonal, que presenta 15 Km de radio tomando como
punto central la obra (entronques) (Figura IV.1), en consideración de la amplitud de la obra
y de los componentes ambientales.
Bajo este contexto, el área de estudio comprende los siguientes ambientes naturales y
sociales:
•
•
•
Zona Marina del Golfo de México.
Municipios de Nautla y Vega de Alatorre.
Región Hidrológica 27, cuenca A, subcuenca e217 y d171.
En los siguientes incisos se describen los factores y variables ambientales que prevalecen
en el área de estudio.
IV.2. CARACTERIZACIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA AMBIENTAL.
IV.2.1. Aspectos abióticos.
IV.2.1.1.
Clima.
La descripción del comportamiento climático que prevalece en la zona costera del área de
estudio, se realiza a mesoescala, ello en función del análisis de la carta climática del INEGI
y de la selección de estaciones del Servicio Meteorológico Nacional (SMN) más
representativas (Tabla IV.1 y figura IV.2), con el fin de obtener la información que
permitiera caracterizar de manera concreta los elementos meteorológicos que prevalecen,
tales como la precipitación, temperatura, velocidad y dirección de los vientos, fenómenos
especiales como tormentas eléctricas, nieblas, tormentas tropicales, huracanes,
perturbaciones y depresiones tropicales.
TABLA IV.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LAS ESTACIONES CLIMATOLÓGICAS EN EL
ÁREA DE ESTUDIO.
ESTACIÓN
José Cardel
Ozuluama
Tuxpan de Rodríguez
Poza Rica
Papantla
Tecolutla
CLAVE
INEGI
INICIO
OPERACIÓN
30-143
30-084
30-133
30-091
30-088
30-121
1925
1955
1925
1926
ALTITUD
(msnmm)
29
229
28
150
298
3
UBICACIÓN
GEOGRÁFICA
Longitud W
Latitud N
19-23
21-40
20-57
20-33
20-27
20-30
96-23
97-31
97-24
97-28
97-19
97-02
Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, Normales Climatológicas 1925-1980.
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Figura IV.1. Topografía.
Figura 2 climas
IV.2.1.1.1.
Tipo de clima.
El área analizada se encuentra frente a las costas de Veracruz, por ello se tiene la
influencia de masas de aire continental polar y masas de aire marítimo tropical, que
determinan en gran medida el comportamiento climático de la región siendo éstos cálidos
húmedos y subhúmedos, de acuerdo con la clasificación de Köppen modificada por García
(1988). Cabe mencionar que en la zona de estudio se presentan tres eventos bien
definidos: lluvias de junio a septiembre, nortes de octubre a febrero y secas de febrero a
mayo.
Los efectos meteorológicos asociados a las masas de aire continental polar son:
•
•
Descenso de la temperatura con heladas.
Nevadas, en caso de asociarse a un frente frío intenso y con una corriente en
chorro.
Lluvias moderadas a fuertes.
Vientos moderados a fuertes provenientes del norte, con rachas intensas.
Cielo despejado a medio nublado.
•
•
•
Las masas de aire marítimo tropical se presentan principalmente en primavera y
verano (marzo-septiembre).
Los efectos meteorológicos asociados a este fenómeno son:
•
•
•
•
•
•
Días muy calurosos.
Vientos moderados provenientes del este y sureste.
Cielo despejado a medio nublado.
Lluvias presentadas principalmente en verano y otoño.
Gran estabilidad atmosférica.
Condiciones anticiclónicas.
De esta forma, los tipos de climas identificados en el área de estudio son los
siguientes:
(A)C(m)aw”(e): Clima templado semicalido del grupo C, con temperatura media anual
mayor a los 18 °C y con una régimen de lluvia de verano menor de 5%, este tipo de
clima fue registrado en la estación Ozuluama.
Aw1(e): Clima cálido subhúmedo del grupo A (cálido todo el año), con temperatura media
anual mayor a los 22 °C y con régimen de lluvia en verano, porcentaje de lluvia
invernal entre 5 y 10.2; este clima fue registrado en las estaciones Tuxpan de
Gutierrez, Papantla y Poza Rica.
Am(f)(e): Clima cálido húmedo del grupo A (cálido todo el año), con temperatura media
anual mayor a los 22 °C y con régimen de lluvia de verano; porcentaje de lluvia
invernal mayor de 10.2; clima fue registrado en la estación Tecolutla.
Aw1(w)(i’): Clima cálido subhúmedo del grupo A (cálido todo el año), con temperatura
media anual mayor a los 22 °C y con régimen de lluvia en verano, porcentaje de lluvia
invernal menor de 5; el clima se presenta en la estación José Cardel.
IV.2.1.1.2.
Temperatura media anual.
Por la ubicación geográfica de la zona de estudio (latitud 20 a 21° N), recibe una
abundante radiación solar. En la tabla IV.2. se presenta la información sobre el
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comportamiento de las temperaturas.
La temperatura promedio anual fluctúa entre 23.2 a 25.3 ºC, presentándose las
temperaturas medias más altas en los meses de abril a septiembre en un rango de
24.0 a 28 ºC y las temperaturas medias más frías se registraron en el mes de
diciembre a febrero, las cuales oscilan entre 18 y 22.2 ºC.
TABLA IV.2. TEMPERATURAS MEDIAS (ºC).
ESTACIÓN
ENE FEB MAR ABR MAY JUN
José Cardel
21.3
22.0
24.6
26.9
28.2
27.9
18.0
19.5
21.9
24.5
26.5
27.2
Ozuluama
18.7
19.0
22.6
24.6
26.9
26.9
Tuxpan de Rodríguez
18.8
19.9
22.7
26.1
27.7
28.1
Poza Rica
18.0
18.9
22.3
25.4
27.8
27.8
Papantla
18.0
19.0
21.3
24.2
26.2
26.9
Tecolutla
Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. Normales Climatológicas 1951-1980.
Análisis: Ciencias del Mar y Limnología, UNAM, 2002.
JUL
26.9
26.7
27.0
27.6
27.3
26.5
AGO
27.1
27.2
26.9
27.7
27.7
26.8
SEPT
27.0
26.0
26.4
27.0
26.7
26.0
OCT
25.7
23.9
24.3
25.0
24.6
23.8
NOV
23.8
20.8
21.6
21.8
21.7
20.9
DIC
22.2
18.9
19.4
19.6
19.3
18.9
ANUAL
25.3
23.4
23.7
24.3
24.0
23.2
IV.2.1.1.3.
Temperatura máxima extrema.
Las temperaturas máximas extremas anuales fluctuaron entre 39.6.0 y 45.0°C; las
estaciones que reportan las temperaturas máximas extremas mayores fueron
Ozuluama y Poza Rica, registradas en los meses de abril y mayo; Tuxpan de
Rodríguez registro el menor valor extremo de 39.6 °C (Tabla IV.3).
TABLA IV.3. TEMPERATURA MÁXIMA EXTREMA (ºC).
ESTACIÓN
ENE FEB MAR ABR MAY JUN
José Cardel
35.5
38.5
42.5
43.0
43.5
39.0
38.0
41.0
45.0
45.0
44.0
43.0
Ozuluama
30.5
36.5
35.0
39.0
39.6
36.8
Tuxpan de Rodríguez
34.0
38.5
42.5
44.0
45.5
41.5
Poza Rica
36.1
38.0
38.5
42.0
42.1
41.5
Papantla
30.0
31.0
34.0
38.5
36.0
39.0
Tecolutla
Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. Normales Climatológicas 1951-1980.
Análisis: Ciencias del Mar y Limnología, UNAM, 2002.
JUL
36.8
42.0
39.3
39.5
40.0
39.0
AGO
36.4
41.0
36.0
41.0
41.8
38.5
SEPT
37.0
41.0
38.8
40.0
40.5
43.0
OCT
36.5
40.0
35.3
41.5
39.5
35.0
NOV
35.0
39.0
32.8
35.0
36.5
32.0
DIC
37.0
39.0
30.8
34.0
38.5
31.0
TOTAL
43.5
45.0
39.6
45.5
42.1
43.0
IV.2.1.1.4.
Temperatura mínima extrema.
La temperatura mínima extrema registrada en la zona de estudio fluctuó entre 0.0 y 5.0 °C.
Las temperaturas mínimas extremas se registró en la estación Ozuluama (0.0 ºC), dadas
en el mes de enero, la temperatura mínima extrema anual con mayor valor se registró en la
estación José Cardel con 5.0°C (Tabla IV.4).
TABLA IV.4. TEMPERATURA MÍNIMA EXTREMA (ºC).
ESTACIÓN
ENE
FEB
MAR ABR MAY
JUN
JUL
José Cardel
6.8
5.0
9.5
12.0
16.5
18.5
17.2
0.0
4.0
6.0
1.5
9.0
14.0
13.0
Ozuluama
7.8
8.2
13.2
14.0
18.0
14.0
Tuxpan de Rodríguez 4.6
0.5
2.5
7.0
9.0
10.0
17.0
19.0
Poza Rica
3.0
2.5
6.5
10.0
12.3
11.5
16.5
Papantla
0.5
4.0
6.0
11.0
14.0
13.0
18.0
Tecolutla
Fuente: Servicio Meteorológico Nacional. Normales Climatológicas 1951-1980.
Análisis: Ciencias del Mar y Limnología, UNAM, 2002.
AGO
18.5
13.0
15.0
19.0
13.0
19.0
SEPT
16.5
12.0
15.0
14.5
11.0
16.0
OCT
13.0
5.0
10.0
10.5
9.5
9.8
NOV
9.5
3.0
4.0
6.0
5.5
8.0
DIC
8.0
2.0
5.8
3.0
5.0
5.0
ANNUAL
5.0
0.0
4.0
0.5
2.5
0.5
IV.2.1.1.5.
Precipitación media anual.
La precipitación media anual fluctúa entre los 1062.6 y 1,588.5 mm. El mes más lluvioso es
septiembre (Tabla IV.5). La estación con el menor valor corresponde a Papantla, mientras
la máxima precipitación se registró en la estación de Tecolutla.
TABLA IV.5. PRECIPITACIÓN MEDIA (mm).
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ESTACIÓN
José Cardel
Ozuluama
ENE
9.5
37.3
FEB
15.7
22.5
MAR
9.3
23.5
ABR
8.8
55.3
MAY
47.5
60.0
JUN
JUL AGO SEPT
265.7 312.2 245.0 248.1
267.7 253.9
OCT
84.0
NOV
42.7
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DIC
12.8
ANUAL
1301.3
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