i. datos generales del proyecto, del...

I

I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.

I.1. Datos Generales del Proyecto. I.1.1. Clave del Proyecto.

Con base en la Clasificación Mexicana de Actividades y Productos (CMAP99) para la Extracción de Petróleo Crudo y Gas Natural, al presente proyecto le corresponde la Clave CMAP99 220011 y el Código Ambiental CA 10.

I.1.2. Nombre del Proyecto.

Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las Obras de los Proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral.

I.1.3. Datos del Sector y Tipo de Proyecto.

I.1.3.1 Sector. Las obras contempladas en el presente manifiesto, corresponde al Sector Secundario. Específicamente pertenece al sector de Minería y Extracción de Petróleo, Subsector Petróleo y Gas Natural, Rama Extracción de Petróleo y Gas Natural y su Actividad es la Extracción de Petróleo Crudo y Gas Natural.

I.1.3.2 Subsector.

El Organismo Subsidiario Pemex Exploración y Producción (PEP), Región Marina Suroeste se dedica a la Exploración y Explotación del Petróleo y Gas Natural.

I.1.3.3 Tipo de Proyecto.

Proyecto Marino de Explotación de Hidrocarburos por medio de la perforación de cinco pozos y la conducción de hidrocarburos, mediante un gasoducto que va de Abkatún-A hacia Caan-A; así como la instalación de un

file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (1 of 413) [28/04/2010 13:55:50]

I

Modulo Habitacional con capacidad para 40 personas y Tetrápodo para un Módulo de Compresión de 70 a 250 kg/cm2.

I.1.4. Estudio de Riesgo y su Modalidad.

Se desarrollará un Informe Preliminar de Riesgos Perforación en el Campo Abkatún del Pozo 57D, Perforación en el Campo Caan del Pozo 1001, Perforación en el Campo Kanaab del Pozo 125 y Perforación en el Campo Taratunich de los Pozos 24 y 61.

I.1.5. Ubicación del Proyecto.

Las instalaciones objeto de este proyecto se localizarán en la Sonda de Campeche, en el Sur del Golfo de México, a aproximadamente 150 km al noreste de la T.M. Dos Bocas, Tabasco y a 100 km al noroeste de Cd. del Carmen, Campeche.

Tabla I.1.5.1 Localización Puntual de Obras.Proyecto X Y Latitud Longitud

Campo Abkatún

Perforación Pozo 57D 587 100 2 134 100 19°17’59’’ 92°10’15’’

Reparación Pozo 223 581 993 2 138 669 19°20’29’’ 92°13’09’’

Taponamiento Pozo Abkatún 11 586 832 2 131 875 19°16’47’’ 92°10’25’’






Taponamiento Pozo Abkatún 245ª 585 506 2 136 706 19°19’24’’ 92°11’09’’










Puente Enlace Abkatún-A Habitacional 587,279 2 133,750 19°17’48’’ 92°10’09’’

Abkatún-B 587,474 2 134,205 19°18’03’’ 92°10’02’’

Campo Caan

Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A 595,790 2 125 525 19°13’19’’ 92°05’19’’

Instalación Octápodo para Modulo Compresión 595 794,72 2 125 528,45 19°13’19.63” 92°05’19.19”


I

Perforación Pozo 1001 596 574 2 125 261,11 19°13’43.13” 92°05’52.40”

Gasoducto Punto Salida Abkatún-A 587,418 2 133 574 19°17’42’’ 92°10’04’’

Punto llegada Caan-A 595,790 2 125 525 19°13’19’’ 92°05’19’’

Puente Enlace Octápodo Caan-A (Mod. Habitacional) 595,790 2 125 525 19°13’19’’ 92°05’19’’

Octápodo Nuevo (Mod. Compresión) 595 794,72 2 125 528,45 19°13’19.63” 92°05’19.19”

Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Continuación Tabla I.1.5.1 Localización Puntual de Obras.

Campo Kanaab

Perforación Pozo 125 580 700 2 139 075 19°20’42’’ 92°13’54’’

Campo Taratunich



Reparación Pozo 32D 574 339 2 145 008 19°23’56’’ 92°17’31’’

Reparación Pozo 301 574 972 2 144 818 19°23’50’’ 92°17’09’’

Reparación Pozo 52 573 892 2 145 195 19°24’02’’ 92°17’46’’


I.1.6. Dimensiones del Proyecto.

Las dimensiones para las obras llevadas a cabo se mencionan en la Tabla I.1.6 Superficie Total Requerida por Campo y Total.

Tabla I.1.5.2 Superficie Total Requerida por Campo y Total.

Campo Abkatún

Obra Tipo Cantidad Instalación Unitaria km2

Superficie Total Requerida km2

Plataforma de Perforación (Abkatún-B) Octápodo 1 0,001240 0,001240Reparación Pozo (Abkatún-H) Octápodo 1 0,001274 0,001274Taponamiento de Pozos Octápodo 16 0,001240 0,01984Soporte para Puente de Enlace Trípode 3 0,0003 0,0009Puente de Enlace --- 1 0,001485 0,001485

Superficie Requerida Campo Abkatún 0,032839Campo Caan

Instalación Módulo de Compresión Tetrápodo 1 0,001 0,001Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A Octápodo 1 0,000966 0,000966

Plataforma de Perforación (Caan-A) Tetrápodo 1 0,000966 0,000966Puente de Enlace --- 1 0,0003 0,0003Gasoducto 11,6 km Longitud X 0,013 km Derecho de Vía 0,1508


I

Superficie Requerida Campo Caan 0,154032 Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Continuación Tabla I.1.5.2 Superficie Total Requerida por Campo y Total.

Campo Kanaab



Plataforma de Perforación (Abkatún-H) Octápodo 1 0,001274 0,001274Superficie Requerida Campo Kanaab 0,001274

Campo TaratunichPlataforma de Perforación (Taratunich 201) Trípode 2 0,000441 0,000882Reparación Pozo (Taratunich-TD) Trípode 3 0,000169 0,000507

Superficie Requerida Campo Taratunich 0,001389Superficie Total 0,189534


Con base en la información anterior se determina que el área total requerida por las obras de los proyectos Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral será de 0,189534 km2 (189 534 m2).

I.2. Datos Generales del Promovente. I.2.1. Nombre o Razón Social.

Pemex Exploración y Producción (PEP), Activo de Explotación Abkatún, Región Marina Suroeste. I.2.2. Registro Federal de Causantes (RFC).

PEP-920716-7XA; Ver Anexo I.1. I.2.3. Nombre del Representante Legal.

En el Anexo I.2 se presenta la solicitud de expedición de poder para el como representante legal del activo Abkatún.

I.2.4. Cargo del Representante Legal.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (4 of 413) [28/04/2010 13:55:50]

DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG



I

Administrador del Activo de Explotación Abkatún.

I.2.5. RFC del Representante Legal.

I.2.6. Clave Única de Registro de Población (CURP) del Representante Legal.

I.2.7. Dirección del Promovente para Recibir u Oír Notificaciones.

I.2.7.1. Calle y Número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer de dirección postal.

.

I.2.7.2. Colonia, Barrio.

I.2.7.3. Código Postal.

Federativa.

I.2.7.5. Municipio o Delegación.

(s).file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (5 of 413) [28/04/2010 13:55:50]

DATOS POR LA LFTAIPG








I

I.2.7.7. Fax.

I.2.7.8. Correo Electrónico. No Disponible.

I.3 Datos Generales del Responsable del Estudio de Impacto Ambiental. I.3.1. Nombre o Razón Social.

UNACAR (Universidad Autónoma del Carmen).

I.3.2. RFC.

UAC670613393. I.3.3. Nombre del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.

I.3.4. RFC del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.

. I.3.5. CURP del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.







I

I.3.6. Cédula Profesional del Responsable Técnico de la Elaboración del Estudio.

I.3.7. Dirección del Responsable del Estudio.

I.3.7.1. Calle y Número o bien nombre del lugar y/o rasgo geográfico de referencia, en caso de carecer de dirección postal.

.

I.3.7.2. Colonia, Barrio.

.

I.3.7.3. Código Postal.

I.3.7.4. Entidad Federativa.

I.3.7.5. Municipio o Delegación.

I.3.7.6. Teléfono(s).

I.3.7.7. Fax.

I.3.7.8. Correo Electrónico.

.II. DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS O ACTIVIDADES Y, EN SU CASO, DE LOS PROGRAMAS O PLANES PARCIALES DE DESARROLLO.

II.1. Información General del Proyecto.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (7 of 413) [28/04/2010 13:55:50]




DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPGDATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG






I

II.1.1 Naturaleza del Proyecto.

El presente Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral contempla la ejecución de obras pertenecientes al Sector Petrolero; dichas actividades se llevarán a cabo en cuatro Campos.

Ø Campo Abkatún Integral.Ø Campo Caan Integral.Ø Campo Kanaab Integral.Ø Campo Taratunich Integral.

A continuación se específica las obras contempladas en cada uno de los Campos mencionados anteriormente.

CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.

Ø Perforación de 1 pozo en la parte central del Campo (57 D), el cual se profundizará a la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano cuya reserva probable se estima en 39 Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE).Ø Reparación de un pozo en la formación Brecha Paleoceno (223).Ø Taponamiento de 16 pozos para su desincorporación.Ø Instalación de tres Trípodes para soporte de puente de enlace entre Abkatún-A y Abkatún-B.

CAMPO CAAN INTEGRAL.

Ø Perforación Pozo 1001.Ø Instalación de un Gasoducto de 16 pulgadas de diámetro y 11,6 km de longitud, para transportar 150 Millones de de Pies Cúbicos Diarios (MMPCD) de gas de descarga de módulos, a 70 kg/cm² y 40 °C de Abkatún-A a Caan-A. Ø Instalación de Tetrápodo nuevo para Módulo de Compresión para recomprimir el gas de 70 kg/cm² a 250 kg/cm², (el módulo incluye turbina motor, caja de engranes, tren de compresores, ductos de admisión y escape, sistema de enfriamiento del gas, sistema de control de gas combustible, sistema recuperador de condensados, sistema de protección gas-fuego, sistema de desfogue con quemador elevado, sistema y cuarto de control); dicho módulo se localizará a 100 m del Octápodo Caan-A.Ø Instalación de un módulo habitacional en el Octápodo Caan-A el cual tendrá capacidad para alojar a la plantilla de operación del módulo, así como también a la plantilla completa de un equipo de perforación convencional


I

con capacidad para 40 personas, con los servicios asociados a este tipo de instalación (comedor, oficinas, dormitorio, planta potabilizadora, baños, helipuerto, gimnasio, salón de recreación, sala de juntas, etc.).Ø Instalación de puente de enlace y servicios auxiliares entre Octápodo Caan-A y Tetrápodo Nuevo.

CAMPO KANAAB INTEGRAL.

Ø Perforación Pozo Kanaab 125.

CAMPO TARATUNICH INTEGRAL.

Ø Perforación de dos pozos (24 y 61) en el bloque 201 Jurasico Superior Kimmmeridgiano (JSK).Ø Reparación mayor de los pozos 301 y 32D del TPD-301, cambiando a JSK y KM respectivamente.Ø Reparación mayor del pozo 52 de TPD-TF a JSK.

Los Campos mencionados anteriormente se localizan en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal a Petróleos Mexicanos para la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, de acuerdo a lo prescrito por la Ley Reglamentaria, en los párrafos 4° y 5° del Articulo 27 constitucional en el ramo del petróleo. La zona concesionada contempla 2 600 km2 en el Golfo de México, en la llamada Sonda de Campeche, por lo que el uso actual que se le da es de exploración y explotación de hidrocarburos. A continuación se presenta la Figura II.1.1.1 donde se localizan los Cuatro Campos considerados en el presente estudio.

Figura II.1.1.1 Localización de Campos en la Sonda de Campeche.


II.1.2. Justificación y Objetivos.

Los objetivos del presente proyecto son la construcción e instalación de plataformas, gasoducto, perforación de pozos y reparación de pozos con la finalidad de incrementar la explotación racional de la reserva de hidrocarburos del Complejo Abkatún en la Sonda de Campeche, Golfo de México.El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al incorporar reservas de hidrocarburos, el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre las prioridades gubernamentales para el desarrollo como


I

factor base de la política económica nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo 2000-2006. 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. Por medio de las obras planteadas, se incrementará la extracción de hidrocarburos y aumentarán las reservas nacionales, por lo tanto se generarán más divisas, las cuales traerán mayores beneficios económicos y sociales para toda la nación. A continuación se describen de manera particular la justificación y los objetivos para el desarrollo de las obras propuestas para cada uno de los proyectos integrales en los campos citados. CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.

El Campo Abkatún es productor de aceite de 28 °API y gas asociado, ubicándose a 140 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco. Este Campo fue descubierto a finales de los 70’s por los pozos Abk-1 y Abk-178. Al optimizar las condiciones de operación de los pozos y del campo se recuperarán 170,3 Millones de Barriles (MMB) de aceite y 128,2 Miles de Millones de Pies Cúbicos (MMMPC) de gas. Así como también, se evaluará el potencial de hidrocarburos de la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano en la parte central del Campo Abkatún. La reserva original del campo considerando los procesos de comportamiento primario y recuperación secundaria, es de 2 365 MMBLS de aceite de los cuales a la fecha se han extraído 2 054 MMBLS, por lo que la reserva remanente es de 311 MMBLS, esto es siempre y cuando se lleven a cabo las actividades propuestas en este proyecto. Para lograr este objetivo se realizará la perforación del pozo 57D en la parte central del Campo, cuya reserva probable se estima en 39 MMBPCE (Anexo II.1 Estudio de Factibilidad Campo Abkatún). CAMPO CAAN INTEGRAL.

El Campo Caan se localiza aproximadamente a 145 km al noroeste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco. El yacimiento es un anticlinal con orientación oeste-noroeste – este-sureste, seccionado por fallas laterales


I

con componentes normal e inversa con promedio norte-sur. La explotación del Campo inició en septiembre de 1985, con el pozo Caan–1, produciendo un fluido de 36 ° API, lo cual lo clasifica como aceite tipo Istmo. Con la puesta en marcha de las obras contempladas se pretende incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos en cinco por ciento mediante la implantación de un sistema de mantenimiento de presión de fondo en el yacimiento por recirculación del gas natural producido, para detener el avance del contacto agua-aceite y lograr un barrido más eficiente en la zona productora. Así como optimizar las condiciones de explotación mediante la perforación del pozo Caan-1001. Para lograr este objetivo, se requiere construir un gasoducto de transporte de 16” de diámetro X 11,6 km del complejo de producción de Abkatún–A permanente al Octápodo Caan–A, con una presión de operación de 70 kg/cm², así como la instalación de un Módulo de Compresión para comprimir de 70 a 250 kg/cm² en un Tetrápodo adicional a 100 m de Caan–A y la instalación de un Módulo Habitacional del tipo utilizado en los equipos de perforación en el Octápodo existente en Caan-A.

Así mismo, el proyecto considera la perforación de un pozo para confirmar acumulación de hidrocarburos en el horizonte Jurásico Superior Kimmeridgiano donde se calculó un volumen original de aceite de 92 MMBLS y 48,45 MMMPC de gas a condiciones estándar.

El programa propuesto permitirá prolongar la vida productiva del Campo con los consecuentes beneficios económicos y de importancia estratégica para el país, al incrementar las reservas de hidrocarburos del Campo (Anexo II.2 Estudio de Factibilidad Campo Caan).


El Campo Kanaab se localiza a 140 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco y es productor de aceite y gas de la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Se pretende Incrementar el valor económico del Campo Kanaab al acelerar la explotación de la reserva de Jurásico Superior Kimmeridgiano de 24,5 MMBLS de aceite y 18,0 MMMPC de gas, utilizando la infraestructura existente.


I

Así como explorar la posibilidad de incorporar reserva adicional de la formación Jurásico Superior Oxfordiano. Para lograr este objetivo se pretende perforar el pozo Kanaab-125 (Anexo II.3 Estudio de Factibilidad Campo Kanaab). CAMPO TARATUNICH INTEGRAL. El Campo Taratunich se encuentra aproximadamente a 143 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco y es productor de aceite ligero de 32 ° API. Se pretende continuar con el desarrollo del Campo, perforando nuevos pozos, optimizando la explotación mediante reparaciones mayores, aprovechando la infraestructura existente y construyendo la necesaria, para acelerar la explotación de la reserva remanente en los yacimientos del Campo. El proyecto considera los programas estratégicos a los que se asocia producción incremental. Comprende la perforación de dos pozos de desarrollo, realizar tres reparaciones mayores, lo cual permitirá la recuperación de 110,7 MMBLS de aceite y 113,8 MMPCE de gas de la reserva remanente. La realización de este proyecto permitirá anticipar la recuperación de una reserva antes que los problemas severos, existentes en el Campo, puedan impedirlo (Anexo II.4 Estudio de Factibilidad Campo Taratunich).

II.1.3. Inversión Requerida.

A continuación se muestra la inversión requerida por las obras de cada uno de los Campos; así como el desglosé de cada una de las partidas. CAMPO ABKATÚN INTEGRAL. El proyecto requiere de $ 7 101,3 MM de pesos, de inversión financiada, los cuales serán ejercidos del 2003 al 2007; el programa de ejecución de las actividades a realizar con esta inversión se describe a continuación.

Tabla III.1.3.1 Inversión Campo Abkatún en Millones de Pesos.

Actividades2003 2004 2005 Total s

MM$


I

Perforación de PozosPerforación de Pozo Abkatún 57D 249,9 0 0 249,9Sistema ArtificialEquipo Superficial para operar el BEC 39,1 13,3 0 52,4Equipo subsuperficial para 8 pozos 100,6 0 0 100,6Conversión de 8 pozos a BEC 0 76,4 0 76,4Construcción de Puente entre Abkatún-A y Abkatún –B incluyendo trípodes

2,0 60,0 62,0

Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.

Continuación Tabla III.1.3.1 Inversión Campo Abkatún en Millones de Pesos.

Actividades2003 2004 2005 Total

MM$

Reparación de PozosReparación pozo Abkatún-223 57,7 0 0 57,7Estudio de Análisis de Riesgo 1,5 0 0 1,5Taponamiento de 16 PozosTaponamiento de 16 Pozos 80,0 0 0 80,0Optimización de Infraestructura de ExplotaciónOptimización en la separación y manejo de Aceite

47,1 58,0 39,0 144,1

Optimización para el aprovechamiento de Gas y Condensados

73,1 71,1 76,1 220,2

TOTAL 650,2 278,1 115,0 1 044,8Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.

Para mantener la cuota de producción del Campo es fundamental que se cuente con el presupuesto concerniente al mantenimiento operacional. Por tanto, los requerimientos de inversión del proyecto durante los años 2003 a 2006 son los que se indican a continuación.

Tabla III.1.3.2 Inversión Total 2003 a 2006 en Millones de Pesos.

Actividades2003 2004 2005 2006 2007 Total

MM$

Estratégica 650,2 278,1 115,0 0 0 1 044,8Operacional 1 118,0 1 268,0 1 238,0 1 010,0 900,0 5 534,0

Intereses Capitalizables 36,6 99,4 114,3 144,3 129,4 524,0


I

TOTAL 1 804,8 1 645,5 1 467,3 1 154,3 1 029,4 7 102,8Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.

Esto significa que durante este período de tiempo el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 7 102,8 MM de pesos. CAMPO CAAN INTEGRAL. Para la implantación del proyecto Caan Integral se necesitará de una inversión estratégica de $ 944,8 MM de pesos, de los cuales se plantea invertir $ 514,41 MM de pesos en el año 2002 y 430,39 MM de pesos en el año 2003, incluyendo $ 6,50 MM de pesos por los Estudios de Impacto Ambiental y de Riesgo.

Tabla III.1.3.3 Inversión Estratégica Campo Caan en Millones de Pesos.

Actividades2003 2004 Total

MM$

UDI1Estudios de Impacto y Riesgo 6,50 0 6,50Pozo Caan 1001 JSKPozo Caan 1001 JSK 169,26 0 169,26IngenieríaIngeniería 17,30 0 17,30Adquisición e instalaciones de tanque separador, compresor de aire INSTTOS, 2 endulzadoras de 10 MMPCD C/U

75,60 75,60 151,20

Campamento Habitacional en Caan-A 27,00 38,00 65,00Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.

Continuación Tabla III.1.3.3 Inversión Estratégica Campo Caan en Millones de Pesos.


MM$

Revisión y adecuación de Plataforma Caan-A

40,00 40,00 80,00

Adquisición e Instalación de Compresores de 70 a 250 kg/cm2 en Caan-A

100,00 100,00 200,00


I

Interconexión de módulos y equipo auxiliar

0 35,00 35,00

Gasoducto de alta presión de ABK-A / CAAN-A 16” X 11,6 km (70 kg/cm2)

78,75 131,75 220,54

TOTAL 514,41 430,39 944,8Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.




MM$

Estratégica 514,41 430,39 0 0 0 944,8

Operacional 858,0 595,0 966,0 836,0 836,0 4 091,0


TOTAL 1 401.2 1 078,9 1 055,6 944,4 932,6 5 412,8

Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Abkatún, 2002.

Por lo que en el período 2003-2007 el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 5 412,8 MM de pesos. CAMPO KANAAB INTEGRAL. El proyecto requiere una inversión estratégica por $ 334,72 MM de pesos, de los cuales $ 304,68 MM pesos serán ejercidos en el año 2003.

Tabla III.1.3.5 Inversión Estratégica Campo Kanaab en Millones de Pesos.


MM$

Estudios

Estudios Impacto Ambiental 6,00 0 6,00


I

Análisis de Riesgo 1,50 0 1,50

Pozos

Perforación Pozo Kanaab 125 327.22 0 327.22

TOTAL 304,68 0 334,72

Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Kanaab, 2002.

Para mantener la cuota de producción del Campo es fundamental que se cuente además con el presupuesto concerniente al mantenimiento operacional. Por tanto, los requerimientos de inversión del proyecto durante los años 2003 a 2007 son los que se indican a continuación.



MM$

Estratégica 304,7 30,0 0 0 0 334,7Operacional 2,6 2,1 1,7 1,6 1,5 9,5

Intereses Capitalizables 7,2 0 0 0 0 7,2TOTAL 314,4 32,1 1,7 1,6 1,5 351,4

Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Kanaab, 2002.

Esto significa que durante el periodo 2002-2006 el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 351,4 MM de pesos.


El proyecto contempla una inversión estratégica de $ 474,42 MM de pesos, a invertirse en los años 2003 y 2004.

Del monto antes señalado $ 266,42 MM de pesos corresponden a la perforación de los pozos 61 y 24, en el año 2004; mientras que las reparaciones mayores de los pozos 32-D, 301 y 52, representan una inversión de $ 175,88 MM de pesos, los cuales serán ejercidos en el año 2003. Estos conceptos se muestran en la siguiente tabla.

Tabla III.1.3.7 Inversión Estratégica Campo Taratunich en Millones de Pesos.



I

MM$

EstudiosEstudios ambientales y análisis de riesgo 6,50 0 6,50TPD-TD conductor adicional 1,31 0 1,31TPD-201 dos conductores adicionales 1,31 0 1,31ConstrucciónTPD-TD conductor adicional 9,00 0 9,00TPD-201 dos conductores adicionales 14,00 0 14,00

Perforación de pozosTaratunich-61 0 128,86 128,86Taratunich-24 0 137,56 137,56Reparaciones MayoresTaratunich 32D 67,82 0 67,82Taratunich 301 59,78 0 59,78Taratunich 52 48,28 0 48,28

Total 208,00 266,42 474,42Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Taratunich, 2002.


Tabla III.1.3.8 Inversión Total 2003 a 2007.


MM$

Estratégica 208,00 266,42 0 0 0 474,42

Operacional 250,00 306,00 281,00 225,00 225,00 1 287,00


TOTAL 467,40 605,02 97,60 266,20 261,40 1 897,62

Fuente: Proyecto Factibilidad Campo Taratunich, 2002.

Esto significa que durante los primeros cinco años el proyecto requiere un total de inversión igual a $ 1 897,62 MM de pesos.


I

II.2. Características Particulares del Proyecto.

II.2.1. Descripción de las Obras y Actividades.

A continuación se describe la infraestructura y condiciones de operación actuales en cada uno de los Campos que integran al presente estudio y se desarrolla la información requerida para cada una de las obras que los integran de acuerdo al Apéndice I de la Guía para la elaboración de la manifestación de Impacto Ambiental en su Modalidad Regional. Todas las obras contempladas en los campos integrales estarán reguladas por las Normas Oficiales Mexicanas aplicables.CAMPO ABKATÚN INTEGRAL. Actualmente para la explotación del Campo Abkatún se cuenta con 6 plataformas satélites (estructuras recuperadoras de pozos), 6 oleogasoductos (29,44 kms), 4 oleoductos (24,80 kms) y 8 gasoductos (58,04 kms) que permiten transportar la producción del Campo Abkatún hacia el Complejo de Producción Abkatún-A, el cual cuenta con 7 plataformas unidas por puentes (Habitacional, Permanente, Compresión, Tetrápodo de apoyo, Enlace, Perforación y Temporal). La producción de la Plataforma Satélite Abkatún-B, se envía hacia el Complejo de Producción Abkatún-D, el cual cuenta con 3 plataformas unidas por puentes (Habitacional, Permanente y Perforación). El Aceite y el Gas se envían de ambos complejos con destino hacia los puntos de entrega, que son la Terminal Marítima Dos Bocas y el CPTG Atasta. El 40% de la producción total de aceite y gas del Campo Abkatún se separa en la Plataforma Abkatún-A Temporal utilizando una batería de separación y bombeo, la cual consta de 1 separadores de 1ª etapa, 1 separador de 2ª etapa (tanque de balance), Un rectificador de gas de 1ª etapa, un rectificador de gas de 2ª Etapa, y 5 turbobombas. Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de 200 MBPD de aceite y 200 MMPCD de gas. El otro 60% de la producción total de aceite y gas del Campo Abkatún se separa en la Plataforma Abkatún-D permanente utilizando una batería de separación y bombeo la cual consta de 2 separadores de 1ª etapa, 2 separadores de 2ª etapa (tanques de balance), un rectificador de gas de 1ª etapa, un rectificador de gas de 2ª etapa y 4 turbobombas.


I

Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de 220 MBPD de aceite y 300 MMPCD de gas, y en ella se procesa también la producción de los Campos Och-Uech-Kax (Activo Litoral). Actualmente las corrientes de entrada a la batería se manejan segregadas y se tiene medición independiente del crudo del Campo Abkatún y de la corriente de Och-Uech-Kax. Para el manejo del gas del Campo, lo que se separa en Abkatún-A Temporal normalmente se comprime en Abkatún-A Compresión, esta Plataforma cuenta con 4 módulos de compresión de 105 MMPCD, pero se tienen las interconexiones para derivar el gas a los 4 módulos restantes del Activo, 2 instalados en Abkatún-A Permanente y 2 instalados en Abkatún-D Permanente o hacia los 4 módulos instalados en Pol-A. Lo que se separa en Abkatún-D Permanente se comprime con los dos módulos existentes de 110 MMPCD cada uno y también se tienen las interconexiones necesarias para derivar carga hacia el resto del equipo de compresión existente en la Región Marina Suroeste dependiendo de los requerimientos operativos.

Figura II.2.1.1 Infraestructura actual del Campo Abkatún.

Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Abkatún, 2002.

A continuación se describe las obras contempladas en el Campo Abkatún y se desarrollan de acuerdo a la información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional.

A) Pozos e Infraestructura.

Dentro de este rubro se tienen las siguientes actividades para el Campo Abkatún.A.1) Perforación de Pozo 57D en la parte Central del Campo.

A.2) Reparación Mayor Pozo 223.A.3) Taponamiento de 16 Pozos para su desincorporación.

B) Instalación de Trípodes de apoyo para Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B (long. 469 m).

A continuación se describe cada una de las actividades mencionadas anteriormente.


I

A.1) Perforación de Pozo 57D en la parte Central del Campo.

El Campo Abkatún es productor de aceite de 28 °API y gas asociado, ubicándose a 140 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco; En la Tabla II.2.1.1 se muestran las coordenadas geográficas del pozo a perforar, mientras que en la Figura II.2.1.2 se muestra la localización de dicho pozo.

Tabla II.2.1.1 Localización Pozo 57D.

InstalaciónUTM Geográficas

X Y Latitud Longitud

Conductor 587 460,00 2 134 187,00 19°18’02’’ 92°10’03’’

Objetivo 587 100,00 2 134 100,00 19°17’59’’ 92°10’15’’


Figura II.2.1.2 Localización Pozos de Perforación y Reparación.


La necesidad del pozo nuevo que requiere el proyecto, es única y esta avalada por el resultado del Estudio Integral del Complejo Abkatún-Pol-Chuc el cual determinó áreas en la parte alta y central del Campo Abkatún, las cuales no están siendo drenadas adecuadamente. La profundidad se determinó como función del contacto agua/aceite y será profundizado hasta la formación Jurásico Superior Kimmerigdiano, a una profundidad de 4 300 metros. Las cuotas de producción se asignaron con base en el comportamiento actual de los pozos que serán vecinos a los propuestos, siendo de 4 500 BPD. El tiempo de perforación para el Pozo Abkatún 57D será de 73 días perforando y 40 días para su terminación, El pozo deberá de ser perforado en forma vertical, hasta el punto de inicio de la desviación y continuar con la trayectoria programada; ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación de Pozos.

Los recortes de perforación serán almacenados en contenedores especiales y transportados por una empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con


I

la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche”. Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.

En la plataforma de Perforación Abkatún-B (Octápodo), desde donde se perforara el nuevo pozo, se dispone de los conductores necesarios y actualmente se tiene el equipo empaquetado No.4044, para las actividades de perforación y terminación, sobre el cual se está gestionando su estadía permanente en esta localización.La perforación del Pozo Abkatún 57D será llevada a cabo desde la Plataforma de Perforación Abkatún-B; a continuación se describe el procedimiento de perforación de un pozo tipo.

Durante el proceso de perforación de pozos se llevan a cabo diversas actividades, la principal es la perforación propia, sin embargo, simultáneamente se llevan a cabo actividades intermedias que son necesarias para la terminación y el mantenimiento de los pozos; dichas actividades intermedias se describen a continuación.

Revestimiento.

Consiste en la instalación de una tubería protectora, o revestimiento, que evita que haya flujos hacia dentro y hacia fuera de las formaciones geológicas y usualmente se cementa con el objeto de asegurar una barrera continua a la presión fuera de la tubería en el intervalo cementado.

Para completar el pozo se instala aparte una tubería adicional, usualmente recuperable y que sirve como línea de flujo vertical entre el yacimiento en el que se produce el petróleo y el gas y la cabeza del pozo, que se encuentra en la superficie.

Esta tubería, la sarta de producción, aísla las diversas sartas de revestimiento del fluido producido. Está diseñada para ser recuperada del pozo, para así permitir las reparaciones del mismo.

Las tuberías de revestimiento y producción desempeñan ocho funciones importantes durante la vida de un pozo:

Ø Evitan el colapso de pozo.

Ø Evitan la contaminación de agua fresca en zonas altas por los fluidos de zonas bajas.

Ø Evitan la contaminación de los fluidos que se producen por substancias externas como agua, arena, etc.

Ø Evitan la contaminación de áreas problema (como por ejemplo ácido sulfhídrico H2S, ácido carbónico CO2, sal).

Ø Restringen la producción a la sarta de flujo.


I

Ø Suministran un medio de control de la presión, tanto interna como externa y entre zonas.

Ø Facilitan la instalación de equipo para elevar artificialmente el petróleo y lograr la producción del pozo.

Ø Sirven como vía de flujo para los fluidos producidos. El programa de revestimiento ideal tendría una sola sarta de revestimiento que iría desde la superficie hasta la formación productiva. Sin embargo, debido a la variedad de formaciones geológicas que deben ser penetradas hasta llegar a la profundidad deseada, se tienen que instalar sartas protectoras especiales de revestimiento. Cada una de estas sartas sirve a un propósito definido, las cuales se definen a continuación:Revestimiento Conductor. Esta sarta es un revestimiento de corta longitud que se utiliza en un pozo en el caso en que la tierra de la superficie sea suave, como en los pantanos o en localizaciones en alta mar. Se usa en primer lugar para evitar la erosión o el lavado o deslave del pozo alrededor de la base de la torre y para suministrar un conducto por el cual se pueda elevar el fluido de perforación a suficiente altura para regresarlo al tanque de lodo. El conductor también sirve para proteger las subsecuentes sartas de revestimiento de la corrosión y se pueden usar para soportar parte de la carga en la cabeza del pozo en las localidades en donde la resistencia del terreno no es adecuada. Se puede perforar el agujero para el conductor y se puede instalar la tubería de la manera usual (ya sea soldada o ensamblada por medio de conexiones roscadas), pero usualmente se forza con equipo de hincado. Cuando se utiliza el equipo de hincado, se pone tubería con extremo para soldar (tubería lisa) y se sueldan las juntas a medida que se añaden tubos a la sarta. El conductor es la tubería de mayor tamaño en un pozo. Los tamaños más comunes van desde 16” hasta 48” ∅. El tamaño depende usualmente de la profundidad total del pozo y del programa de tuberías de revestimiento.

Revestimiento Superficial. Se corre una vez que se ha fijado el tubo conductor y que se ha hecho el agujero superficial. Es de un diámetro menor que el tubo conductor y usualmente se instala a suficiente profundidad para proteger al pozo de derrumbes en las formaciones sueltas que con frecuencia se encuentran cerca de la superficie y para protección de las arenas de agua dulce. La profundidad del revestimiento superficial, puede ser más o menos de 60,0 m, pero a veces llega a tener


I

varios cientos de metros, dependiendo de las formaciones que se encuentren. Sin embargo, en algunos lugares, la legislación que protege las reservas subterráneas de agua dulce es bastante específica acerca de la longitud del revestimiento superficial. Sartas Adicionales. Siguiendo la colocación del revestimiento superficial adecuado, se requerirán una o dos sartas más, de revestimiento adicional. Ese número depende de la profundidad del pozo y de los problemas que se encuentren en la perforación. Si el pozo es excepcionalmente profundo o si se encuentran severos problemas de perforación, tales como una presión anormal en las formaciones geológicas o zonas de circulación perdida, puede llegar a ser necesario colocar una o más sartas intermedias de revestimiento para lograr aislar o sellar las zonas que están causando problemas. Los revestimientos intermedios generalmente se usan para sellar formaciones que pudieran fracturarse con el lodo pesado que es necesario para barrenar las formaciones geológicas de elevadas presiones, a veces se cementan a través de zonas de elevadas presiones para permitir el uso de lodos más ligeros o aire para barrenar las formaciones más profundas, pero de bajas presiones. Cementada. Esta sarta, en lo referente a pozos de gas o petróleo, es la más importante. Sirve para aislar el petróleo o el gas en la formación geológica o productora de todos los fluidos indeseables como agua o exceso de gas, que pueden existir en los yacimientos adyacentes. Esta es la cubierta protectora de la tubería de producción y es el único acceso a la formación productiva para trabajos de reparación del pozo. Tuberías Cortas (Liners) y Sartas (Tie-backs) de Enlace. Hay instalaciones especiales de revestimiento que no utilizan una sarta completa que se extienda desde la superficie hasta el fondo del pozo.

Este revestimiento abreviado se llama tubería corta y se extiende desde el fondo del pozo hasta un punto a varios centenares de metros (o a veces más) arriba del extremo inferior de la última sarta de revestimiento.


I

Una tubería corta en una perforación, como un revestimiento intermedio, se instala para aislar una pérdida de circulación o formaciones de alta presión. Aunque pudiera servir como extremo inferior de la última tubería cementada, generalmente se aísla al terminarse el pozo. Una tubería corta que posteriormente formará parte de la última tubería cementada, se instala a través del intervalo de formación productiva. Como tal, tiene que diseñarse para aguantar las presiones de estimulación y de formación geológica y los flujos de fluidos anticipados. Las tuberías cortas se suspenden de la sarta superior por medio de un colgador. Generalmente se cementan en su lugar, pero ocasionalmente se suspenden en el pozo sin cementarlas. La principal ventaja de una tubería corta, es su costo inferior, puesto que se instala una longitud corta en lugar de una sarta completa hasta la superficie. Sin embargo, se pueden presentar problemas de fugas en los sellos del colgador, o al correr la tubería o en el cementado. En adición, el revestimiento arriba de la tubería corta tiene que ser capaz de resistir las presiones que encuentran al perforar abajo de la tubería corta. Una vez colocada la tubería corta y que se ha barrenado el pozo a la profundidad deseada, ésta se puede conectar de nuevo a la superficie por medio de una sarta (tie-back string) de enlace, completando así la última sarta de revestimiento cementada. Una ventaja de la tubería corta y de la sarta de enlace es que la parte alta del pozo tiene así una sarta de revestimiento a través de la cual no se ha perforado. De esta manera se eliminan los problemas del desgaste del revestimiento, debido a la rotación de la tubería de perforación. También se pueden efectuar ahorros en los programas de pozos profundos, porque así se permite el uso de revestimientos de peso más ligero o de menor grado, debido a los requerimientos menores de resistencia a la tensión. En general, la sarta más económica de revestimiento, es la de menor peso y del grado más bajo que pueda cubrir los esfuerzos y las condiciones ambientales a las que estará expuesta, suficientes para que no falle:

Ø Por ruptura o reventón bajo presión interna.Ø Por colapso bajo presión externa.Ø Bajo tensión (desprendimiento bajo el esfuerzo axial).Ø Debido a fugas.


I

Ø Debido al efecto de compresión.Ø Debido al doblado (efectos de pandeo).Ø Debido a efectos de torsión.Ø Mas tarde por corrosión o debilitado por desgaste.

El diseño de los programas para tubería de revestimiento y de producción para un pozo, es decir, seleccionar los tamaños, pesos, grados y tipos de conexiones roscadas para una situación dada, requiere de la aplicación de criterios de ingeniería. Se consideran tres criterios primarios en el diseño de los programas tubulares:

Aplastamiento. La presión de aplastamiento (colapso del revestimiento) existe cuando la presión por fuera de la tubería es superior a la presión en el interior de la tubería. Muchas empresas operadoras han aceptado el factor de diseño de colapso de 1,125. Este factor de diseño representa la resistencia calculada a la presión exterior para el revestimiento, dividido entre la presión diferencial aplicada en el exterior. Se basa en la suposición de que no haya presión dentro del revestimiento y de que el fluido externo o el entorno tienen una presión hidrostática que corresponde a la densidad real de los lodos al tiempo de colocarlo. Los terremotos o fallas y el flujo plástico de algunas formaciones salinas, crean tremendas fuerzas que pueden dar como resultado un revestimiento colapsado.Es difícil prevenir el colapso de un revestimiento por el movimiento lateral de las formaciones geológicas; sin embargo, por medio de un diseño adecuado del revestimiento es posible prevenir el colapso de un revestimiento debido al flujo plástico, seleccionando revestimientos de más peso o de mejor grado. Esto también aumenta el costo y el peso. Además del colapso por carga hidrostática resultante de la presión del fluido externo, una de las fallas más comunes es la que se ocasiona durante una cementación a presión. Normalmente, en las operaciones de cementación a presión, se fija la herramienta en el revestimiento arriba o abajo del intervalo que se va a llenar. Si la cementación original atrás de la tubería es defectuosa y la presión a la que se sube durante el llenado sobrepasa en exceso la presión mínima de colapso para la tubería, es posible que la presión se canalice a través de la cementación defectuosa a un punto más allá del empacador, en donde causaría el colapso del revestimiento.


I

Otros factores que ejercen influencia en la resistencia del revestimiento al colapso son las deformaciones mecánicas. Estas pueden ocurrir cuando la tubería se transporta o cuando está siendo colocada en el pozo. Cualquier deformación mecánica en la tubería normalmente da como resultado una considerable reducción en su resistencia al colapso.Otro importante factor que afecta la resistencia al colapso es los esfuerzos a la compresión y a las tensiones axiales aplicadas al revestimiento. Cuando está a la tensión su resistencia hacia el colapso es menor que cuando no hay tensión en la sarta. Cuando está a la compresión, la resistencia al colapso puede ser mayor que cuando no había compresión en el revestimiento. Este fenómeno se conoce como esfuerzo biaxial y se tiene que tomar en consideración cuando se determinan los valores de resistencia al colapso. Esto es particularmente importante cuando se usa combinación de sartas o sartas mixtas en un solo revestimiento con el objeto de optimizar el costo. Para los revestimientos que cumplan con los requerimientos para la presión interna, las condiciones de control son las presiones al colapso en la parte baja de la sarta y de tensión en la parte de la misma. El diseño de una sarta de revestimiento al colapso consiste en seleccionar el revestimiento más barato que tenga suficiente resistencia al colapso satisfaciendo el factor de diseño, con frecuencia 1,125. Al considerar la carga al colapso es práctica común suponer que la presión fuera del revestimiento resulta de la columna externa de lodos que se extiende hasta la superficie y que la presión dentro del revestimiento es cero.De esta manera, para la sección inferior del revestimiento en una sarta, la resistencia al colapso requerida se puede determinar calculando la presión hidrostática en el fondo del pozo y multiplicándola por el factor de diseño al colapso. A medida que la profundidad disminuye, la presión hidrostática fuera del revestimiento también decrece. Por eso se usa con frecuencia una sarta de tubería de revestimiento combinada (es decir, una sarta que consiste en más de una sección), para lograr así una sarta que satisfaga el factor de diseño deseado, con la menor inversión. La determinación de la profundidad de colocación, basándose en el colapso para secciones diferentes que la sección del fondo, se complica debido al efecto de la carga a la tensión sobre la resistencia al colapso. La reducción en la presión mínima de colapso debido a una carga de tensión axial se puede calcular usando la siguiente


I

ecuación que aparece en el Boletín API5C3:

Pca = Pco [1-0,75(Sa/Yp)2]0,5 – 0,5 (Sa/Yp) Pco En donde:

Pca = Presión mínima de colapso bajo un esfuerzo a la tensión axial (lb/pulg²).Pco = Presión mínima de colapso sin un esfuerzo a la tensión axial (lb/pulg²).Sa = Esfuerzo a la tensión axial (lb/pulg²).Yp = Punto de cedencia mínimo de la tubería (lb/pulg²).

Esta ecuación está basada en la teoría de la distorsión de la energía al esfuerzo máximo para la cedencia de Hecky-Von Mises. Cuando se considera este efecto, la determinación de la profundidad de colocación normalmente requiere el uso de soluciones tipo ensayo y error o gráficas. Este tipo de procedimiento es necesario porque la reducción de la resistencia al colapso de un revestimiento es una función de carga axial y la carga axial varía a medida que la profundidad de colocación se ajusta para satisfacer el factor de diseño requerido. El método más común usado para determinar la carga axial para el cálculo de la reducción en la resistencia al colapso, es el peso en el aire del revestimiento abajo del punto que se está considerando. Algunos métodos toman en consideración la flotación para determinar esta carga axial.

La carga axial, tomando en cuenta el factor flotación, se determina multiplicando el peso al aire como en el caso anterior de flotación. El factor de flotación se puede determinar con la fórmula:

BF = (65,4 – W)/65,4 En donde:


I

BF = Factor de flotación.W = Peso específico de lodos (lb/gal). Ruptura. Las condiciones de ruptura (o cedencia desde el interior) existen cuando la presión en el interior de la tubería es más elevada que la presión interna sobre la misma, existiendo la tendencia hacia la expansión del tubo hasta su punto de “ruptura”. Una vez determinado el requerimiento de presión interna, por el método que se quiera, la presión diferencial en cualquier punto de la sarta debe de multiplicarse por el factor de diseño del punto de cedencia interno. Todos los grados y pesos de revestimiento que tienen presiones de cedencia interna menores que este valor calculado, se pueden considerar eliminados para el diseño. Además, donde lo ameriten las presiones esperadas, el revestimiento debe pasar prueba hidrostática API opcional. Si el revestimiento sale defectuoso, es mejor que falle antes de colocarlo en el pozo en lugar de que lo haga ya instalado y con el pozo trabajando. Una operación en el campo que puede reducir en forma drástica la resistencia a la ruptura, es la del apriete. Las marcas que dejan las llaves pueden reducir considerablemente la resistencia a la ruptura. Las ranuras hechas con los dados de las llaves, en combinación con marcas cinceladas pueden tener resultados desastrosos. La resistencia a la ruptura por presión interna puede verse reducida hasta en un 70,0 % por marcas con una profundidad del 15,0 % al 17,0 % del espesor de la pared y fuera de redondez de un 3,0 % al 4,0 %.

Tensión. Se considera tensión la carga colocada en la tubería y que crea un esfuerzo axial (en el eje) del tubo. Cuando las sartas de revestimiento y de producción se suspenden desde la superficie hasta profundidades de 9 000 metros (30 000 pies), el tramo más cercano a la cima debe soportar el peso de todas las secciones de tubería que quedan debajo de ella, lo cual da una idea de la resistencia a la tensión que se debe de soportar.El algún punto hacia arriba en el pozo, la resistencia al colapso deja de ser factor controlante en el diseño de la sarta


I

de revestimiento. Desde este punto hasta la cima de la sarta, la consideración primaria es la tensión. Normalmente hay seis cargas o fuerzas a la tensión separadas que son aplicables a los revestimientos de pozos de petróleo y de gas: El peso del revestimiento mismo colgado desde la conexión en la cabeza del pozo. A éste hay que restarle el efecto factor de flotación en el líquido en el que está suspendida la sarta. Los cálculos sobre cargas que producen tensión con frecuencia no hacen caso de la flotación y suponen que la columna está suspendida en el aire. Esto añade un margen de seguridad. Las cargas repentinas cuando se está instalando el revestimiento. A veces hay un respectivo deslizamiento a través de un punto apretado. Esto puede ocasionar momentáneamente una alta carga a la tensión debido al efecto del momento de impulso. La determinación de esta carga adicional a la tensión es difícil y es en función de la velocidad y del peso de la sección que patinó. También al subir y bajar una sarta se atora el revestimiento, o cuando pasa por un tubo apretado en una formación deformada, se crea una carga a la tensión al levantar, debido a la fricción de la pared.Durante la cementación de las sartas de revestimiento se pueden mover hacia arriba y hacia abajo para raspar acumulaciones de lodo de las paredes del pozo. Aunque esta acción asegura que haya una buena unión entre el tubo y el cemento y la pared del pozo, la tensión desarrollada en los izajes puede ser muy alta. Cambios de temperatura una vez que se cementa la columna. La circulación de lodos fríos puede reducir la temperatura del revestimiento. El enfriamiento puede aumentar el esfuerzo a la tensión en unas 207,0 lbs/pulg/F de caída en temperatura. Sin embargo, en general, hay un aumento de temperatura, el cual reducirá la carga a la tensión. De hecho, la sección al fondo de la columna inclusive pudiera quedar a la compresión y tendería a pandearse. La alta presión del fluido dentro de una sarta de tubería de revestimiento cementada se expandirá, aumentando la carga ala tensión. La mayoría de las variables arriba citadas son extremadamente difíciles de evaluar con precisión.


I

Como las cargas reales nunca se pueden anticipar con exactitud, se usan márgenes de error, factores de diseño que se emplean para permitir algún elemento de seguridad.El factor de diseño a la tensión es la relación que existe entre la resistencia de la junta roscada y la carga axial. La resistencia de la junta es el peso colgante que se puede colocar en una conexión sin causar falla. Los factores comunes de diseño a la tensión para los revestimientos varían en el rango de 1,5 a 2,0; siendo el valor más común el de 1,8. El factor de 1,0 es el de la resistencia del material. Estos factores de diseño se desarrollaron en la industria a partir de experiencias exitosas. Normalmente, los factores se basan en la resistencia mínima de la junta superior y desechan el factor de flotación debido a los lodos. Si se omite el factor flotación de los lodos, en realidad resulta un diseño más seguro que el calculado. Este factor de diseño más alto puede determinarse usando el factor de flotación y aplicando la siguiente ecuación:

DFt (con flotación) = DFt/BF En donde: DFt = Factor de diseño para la tensión.BF = Factor de flotación.En adición al aplastamiento, a la ruptura y a la tensión, se pueden considerar también otros criterios técnicos secundarios. Hay que tomar en cuenta el esfuerzo por flexión o arqueo, cuando se están perforando pozos desviados, o cuando hay una “pata de perro” (lo cual es una abrupta desviación en el agujero). La compresión axial rara vez se toma en consideración al diseñarse las tuberías de un pozo; sin embargo, en aplicaciones geotérmicas o de inyección de vapor, en donde el revestimiento se fija en cada extremo, un incremento en temperatura hace que el acero se expanda y tienda a empujarse contra sí mismo desde cada extremo, ejerciendo así un esfuerzo axial de compresión.


I

La torsión, que es un esfuerzo que se desarrolla cuando un extremo del tubo se tuerce en una dirección mientras que el otro extremo está fijo o se tuerce en dirección contraria, rara vez entra en los criterios de diseño para los revestimientos, puesto que el cementado lo protege contra ese tipo de esfuerzo. En unas pocas aplicaciones de tubería de producción, particularmente cuando un operario efectúa un trabajo tal como el de barrenar un tapón de cemento, de rimar y quitar empaques, hay que considerar la fuerza de torsión. En general, no es un factor a considerar cuando se están diseñando programas estándar de tubería para efectos de terminación del pozo.Con el objeto de planear programas óptimos para tubería de revestimiento y producción, el ingeniero de diseño debe conocer tales condiciones básicas del pozo como son la profundidad de las zonas que se perforan, así como sus respectivos requisitos de peso de lodos. También debe conocer las propiedades físicas de la tubería y sus conexiones y con esta información debe estar capacitado para calcular u obtener las especificaciones de punto de cedencia a la presión interna API, presión hidrostática de prueba, rango de la presión de aplastamiento y carga hidrostática del pozo. También debe conocerse el factor de flotación, la carga de desprendimiento de la conexión y el punto de cedencia de la tubería, la máxima longitud de la sarta considerando y no considerando el factor de flotación calculado, la reducción del rango de presión de aplastamiento debido a la carga de tensión y los coeficientes de seguridad a la ruptura, al aplastamiento y a la presión.

Estimulación de Pozos. La estimulación es una actividad que se lleva a cabo al terminar de perforar o al realizar la reparación de un pozo; con la finalidad de limpiar, hasta donde sea posible, el intervalo en producción o en prueba, al remover o eliminando el daño en la permeabilidad de la formación de la vecindad del pozo, el cual puede ser causado por fluidos de control, enjarre, incrustaciones, parafinas, asfaltos o residuos sólidos de la formación, para restituir e incrementar la permeabilidad natural de la formación y mejorar las condiciones del flujo de fluidos en el yacimiento. La estimulación consiste en la inyección contra formación, a bajo gasto y presión de volúmenes moderados de ácido clorhídrico al 15%, debidamente modificado con Nitrógeno y otros aditivos; los cuales, cada uno, tienen una función específica, como permitir retardar la reacción ácido-roca y propiciar la mayor penetración a la formación.


I

Esta actividad la realiza automáticamente un “barco estimulador”, mediante un sistema controlado por computadora, desde el cual se inyecta la mezcla de ácido clorhídrico, Nitrógeno y aditivos al pozo. El tiempo aproximado que dura una estimulación es 24 horas. Las unidades que integran el equipo estimulador son:

Ø Unidad de alta presión: Consiste de un motor de combustión interna, bombas hidráulicas, tanques y válvulas de control.Ø Mezclador/”blender”: Sistema controlado por computadora, que dosifica el gasto de cada uno de los aditivos (cuenta con aproximadamente 14 ó 15 electrobombas, una para cada producto diferente), mismos que envía a una tina (con capacidad para 25,0 barriles) para ser mezclados, mediante un propulsor.Ø Unidad de Nitrógeno: Almacena y suministra el Nitrógeno necesario para la estimulación, mediante un sistema de tanques y tubería presurizada.Ø Pluma hidráulica: Se usa para maniobras de instalación y mantenimiento de la unidad.Ø Cabeza inyectora: Consiste de un “cuello de ganso” para guiar la tubería durante su introducción o extracción del pozo.Ø Preventores: Consiste de rams para el diámetro de la tubería (1”, 11/4”), rams ciegos y cuñas para sostener la sarta de la tubería dentro del pozo.Ø Cabina de control: Integrada para operar todos los componentes del equipo, adicional a la instrumentación propia de la cabina y el equipo electrónico necesario para registrar en tiempo real y almacenar en memoria los parámetros operativos importantes.Ø Unidad de tubería flexible: Permite efectuar los trabajos sin necesidad de sacar el aparejo de producción a la superficie, reduciendo tiempos y costos sustancialmente ya que no es necesario colocar un equipo de perforación o algún equipo especial. Otra de sus ventajas es que sólo se requieren apoyos secundarios.Ø Tanques de almacenamiento. Recipientes diseñados específicamente para el manejo de cada una de las sustancias.Ø Unidad de protección contraincendio.

Realización de Pruebas. Las pruebas que se realizan durante la perforación de pozos, se aplican específicamente y de manera independiente a los diferentes elementos que conforman el arreglo estructural del pozo, principalmente a las tuberías de revestimiento. Para cumplir con las especificaciones API, la tubería debe pasar, ya sea la prueba estándar o la alternativa de la presión hidrostática mayor.


I

El valor mayor es la prueba más severa y se basa en ya sea el 60,0 % ó el 80,0 % de la resistencia mínima a la cedencia del tubo, dependiendo del grado de acero y tamaño del tubo. En aquellos casos en los que la resistencia del cople es menor que la del cuerpo del tubo, se usa una presión hidrostática más baja. Perforación. Ubicadas y probadas las partes importantes del equipo de perforación, se procede al inicio de la perforación de la obra, en la cual en forma permanente se tiene instalado un sistema para la detección de hidrocarburos, ácido sulfhídrico y dióxido de carbono (CO2), así como un quemador, para que en caso necesario estos fluidos

sean quemados en su totalidad.Durante las diferentes etapas de la perforación del pozo, se utilizan fluidos de perforación base agua o base aceite cuyas funciones son; mantener la estabilidad del agujero que se perfora, evitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, lubricar y enfriar la barrena y sarta de perforación, mantener en suspensión y acarrear los recortes de formación a la superficie.

A continuación se describen las actividades que se desarrollan para la perforación de un pozo tipo en zona marina:

Perforación Etapa de 30”.

Con barrena de 91,44 cm de diámetro se inicia la perforación utilizando lodo bentonítico de 1,05 gr/cm3 y agua de mar, hasta alcanzar la profundidad previamente establecida. Se acondiciona el agujero perforado, se introduce y cementa la tubería de revestimiento de 76,20 cm de diámetro. Se instalan y prueban conexiones superficiales.

Perforación Etapa de 20”.

Con barrena de 66,04 cm de diámetro se continúa utilizando un lodo base agua con densidad variable de 1,06-1,10 gr/cm3 hasta alcanzar la profundidad previamente establecida. Se acondiciona el agujero perforado, se efectúan registros geofísicos, se introduce y se cementa la tubería de revestimiento de 50,8 cm de diámetro. Se instalan conexiones superficiales de control, se prueba satisfactoriamente la tubería de revestimiento. Perforación Etapa de 16”.


I

La barrena de 46,99 cm inicia a perforar iniciando a utilizar un lodo base agua con densidad de 1,20 gr/cm3, conforme avanza la profundidad se va incrementado la densidad al lodo hasta 1,48 gr/cm3, al alcanzar la profundidad previamente establecida.

Se acondiciona el agujero perforado, se toman registros geofísicos, se introduce y se cementa la tubería de revestimiento de 40,64 cm. Se instalan y prueban conexiones superficiales de control. Perforación Etapa de 11 ¾”. Con barrena de 37,465 cm de diámetro se perfora utilizando un lodo de perforación con densidad variable de 1,55-1,90 gr/cm3. Una vez alcanzada la profundidad previamente establecida, se acondiciona el agujero perforado, se toman registros geofísicos, se introduce y cementa la tubería de revestimiento de 29,845 cm de diámetro. Se verifica la efectividad de la cementación, se instala y prueban conexiones superiores de control. Perforación Etapa de 9 5/8.

Esta etapa se perfora utilizando barreras de 27,30 cm y un lodo de perforación base agua con densidad de 1,05 gr/cm3. Dado que es una etapa donde se espera encontrar acumulación de hidrocarburos, se debe perforar vigilando continuamente condiciones de lodo de perforación en la entrada y salida del pozo para detectar la presencia de hidrocarburos. En caso de observar presencia de hidrocarburos, se acondicionará el lodo a una densidad tal que se evite algún posible flujo de hidrocarburos del yacimiento del pozo. Durante esta etapa se tiene contemplado cortar y recuperar núcleos para poder efectuarlos en el laboratorio de análisis petrofísicos y de contenido de fluidos Las profundidades a las que se cortarán estos núcleos serán proporcionadas por el ingeniero geólogo a bordo de la plataforma. Después de alcanzar la profundidad deseada, se acondicionará el agujero perforado, se toman registro geofísico, se introducirá y cementará la tubería de revestimiento de 24,45 cm de diámetro. Se instalan conexiones superiores de control y se verifica la efectividad de la cementación. Ver Anexo II.8 Procedimiento para la apertura de Pozos Productores y Anexo II.9 Norma de Seguridad, Operaciones de Perforaciones, Reparación y Producción de Pozos Petroleros desde Plataformas Fijas y Móviles.


I

Terminación de Pozo. En caso de encontrar intervalos con impregnación de hidrocarburos, se deberá efectuar como máximo 4 pruebas de producción a los intervalos seleccionados. Las pruebas consisten en: Con fluido de control adecuado disparar el intervalo seleccionado utilizando pistolas adecuadas de acuerdo el diámetro de la tubería de revestimiento a disparar. Después de disparado el intervalo, se introduce un aparejo, el cual permitirá la recuperación segura de los fluidos del yacimiento a la superficie. Este mismo aparejo servirá para controlar el pozo después de realizada la prueba de producción. Se Instalará conexiones superiores de control y probar mismas instalaciones. Con tubería flexible de 3,81 cm de diámetro, bajar el nivel medio del intervalo disparado, bombeando nitrógeno. De esta forma, se desplaza el fluido de control a la superficie. En caso de requerirse, se inyecta Ácido Clorhídrico al 15% al intervalo disparado. Esto último con la finalidad de mejorar las condiciones para que el yacimiento aporte fluidos. Los fluidos aportados por el yacimiento se analizan en superficie y se pasan al de flujo del yacimiento al pozo.

Después de evaluado el intervalo disparado, se procede a controlar el pozo y se aísla dicho intervalo. En caso de existir otros intervalos para la prueba de producción, se continúa el proceso hasta probar el último intervalo propuesto. Taponamiento de Pozo. Después de probado u aislado el último intervalo propuesto, en caso de que el pozo resulte productor comercial de hidrocarburos, se taponará temporalmente, colocando 3 tapones de cemento de 100 m lineales cada uno, dejando cimas a 3 000 m , 1 500 m y 150 m, adicionalmente se instala un tapón de corrosión a nivel del lecho marino. En el caso de que el pozo resulte improductivo, se aislará a la formación, se colocarán 3 tapones de cemento definitivos dejando cimas a 3 000, 1 500 y 150 m, adicionalmente se cortarán y recuperarán las tuberías


I

de revestimiento cementadas hasta la profundidad de 100 m y se instalará un tapón de cemento a nivel del lecho marino. De esta forma queda el pozo taponado en forma definitiva. Los recortes de la formación que son eliminados del lodo de perforación se almacenan en contenedores de aproximadamente 5 m³ de capacidad, los cuales serán transportados por barco (propiedad de PEP) y se descargarán en el puerto de la Terminal Marítima Dos Bocas. Una vez en el muelle, una empresa especializada en el tratamiento de estos cortes se encargará de llevar los contenedores al área de trasiego dentro de la Terminal marítima (T. M.) Dos Bocas que se le asigne. En esta área se vacían los contenedores en la unidad deshidratadora y los líquidos recuperados se enviarán a la planta de lodos de la T. M. Dos Bocas. Posteriormente, en instalaciones de la empresa tratadora se aplica un tratamiento térmico con calentamiento indirecto, el que permite la separación de agua e hidrocarburos de los sólidos que los absorben. Los gases obtenidos son tratados y llevados a quemado. El aceite se recolecta en tanques de almacenamiento y el agua es tratada antes de ser desechada Ver Anexo II.9 Norma de Seguridad, Operaciones de Perforaciones, Reparación y Producción de Pozos Petroleros desde Plataformas Fijas y Móviles.

A.2) Reparación de un Pozo en la Formación Brecha Paleoceno.

La reparación de pozos se refiere al trabajo llevado a cabo en pozos después de su terminación inicial con el objeto de mantener o restaurar la productividad del pozo.A continuación se presentan las coordenadas geográficas del pozo que será sometido a una reparación; Ver Fig. II.2.1.2.

Tabla II.2.1.2 Localización Reparación Pozo 223.

Instalación

UTM Geográficas


I


Pozo Abkatún 223 581 993 2 138 669 19°20’29’’ 92°13’09’’


La reparación mayor contemplada en la plataforma Abkatún-H (Octápodo) al pozo Abkatún-223, requiere de un equipo empaquetado y se pretende que sirva de apoyo a este proyecto el No. 4043. Los equipos de perforación solicitados, tienen las características para llevar a cabo los trabajos requeridos para la reparación mayor, asegurándose la continuidad operativa de ellos.

A.3) Taponamiento de 16 Pozos para su desincorporación. Para la desincorporación de un pozo, se aislará a la formación, se colocarán 3 tapones de cemento definitivos dejando cimas a 3 000 m, 1 500 m y 150 m, adicionalmente se cortarán y recuperarán las tuberías de revestimiento cementadas hasta la profundidad de 100 m y se instalará un tapón de cemento a nivel del lecho marino. De esta forma queda el pozo taponado en forma definitiva.

Ver Anexo II.9 Norma de Seguridad, Operaciones de Perforaciones, Reparación y Producción de Pozos Petroleros desde Plataformas Fijas y Móviles y Ver Anexo II.10 Procedimientos para el Cierre de Pozos. El taponamiento y abandono (permanente o temporal) de pozos marinos se deberá de llevar a cabo como lo recomienda el API en su documento RP57 (Anexo M). A continuación se presentan las coordenadas geográficas de los pozos que serán desincorporados.

Tabla II.2.1.3 Localización Pozos a Desincorporar.



Pozo Abkatún 11A 586 832 2 131 875 19°16’47’’ 92°10’25’’


I

Pozo Abkatún 12 586 108 2 131 309 19°16’29’’ 92°10’49’’Pozo Abkatún 14 585 234 2 132 634 19°17’21’’ 92°11’19’’Pozo Abkatún 16 584 662 2 132 144 19°16’56’’ 92°11’39’’Pozo Abkatún 31 587 242 2 132 559 19°17’09’’ 92°10’10’’


Continuación Tabla II.2.1.3 Localización Pozos a Desincorporar.



Pozo Abkatún 225 585 136 2 137 387 19°19’47’’ 92°11’22’’Pozo Abkatún 245A 585 506 2 136 706 19°19’24’’ 92°11’09’’Pozo Abkatún 287 587 239 2 135 708 19°18’52’’ 92°10’10’’Pozo Abkatún 17 589 181 2 131 880 19°16’47’’ 92°09’04’’Pozo Abkatún 19 589 681 2 131 880 19°16’47’’ 92°08’47’’Pozo Abkatún 178 589 595 2 133 991 19°17’55’’ 92°08’50’’Pozo Abkatún 198 589 050 2 134 489 19°18’12’’ 92°09’08’’Pozo Abkatún 79 588 514 2 134 043 19°17’57’’ 92°09’27’’Pozo Abkatún 34 584 796 2 132 865 19°17’20’’ 92°11’34’’Pozo Abkatún 72 584 777 2 134 015 19°17’57’’ 92°11’35’’Pozo Abkatún 94 583 533 2 134 691 19°18’19’’ 92°12’17’’


Es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.

B) Instalación de Trípodes de Apoyo para Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B. Se instalarán tres trípodes nuevos que servirá de apoyo para el puente de enlace con una longitud aproximada de 495 m entre la Plataforma Abkatún-A Habitacional y la Plataforma Abkatún-B.Al momento de realizar la presente manifestación de impacto ambiental no se cuenta con la ingeniería de diseño por lo que se desconoce su ubicación exacta del mismo, por lo que no se mencionan sus coordenadas geográficas.

El diseño del puente de enlace deberá de estar apegado a la normatividad que aplique.

El puente de enlace deberá de contar con andador para que transiten libremente tres personas libremente a lo ancho y sirva como vía de transporte para el personal que labora en ambas plataformas; así mismo tendrá que soportar


I

las tuberías de interconexión de servicios auxiliares entre ambas plataformas y deberá de incluir un monorriel con capacidad de carga de dos toneladas.

Entre los servicios con los que deberá de contar son los siguientes:

Ø Luces de ayuda para la navegación.Ø Luces de emergencia.Ø Alumbrado.Ø Sistema de voceo.Ø Red de contraincendio.Ø Sistema de tierras.

Para el puente y trípodes de apoyo se requerirá protección catódica en las zonas sumergidas, de oleaje y seca; ver Anexo II.11 Bases de Usuario.CAMPO CAAN INTEGRAL. Para la explotación del Campo Caan se cuenta con 8 estructuras recuperadoras de pozos, 2 octápodos, 4 tetrápodos, 1 trípode y 1 sea horse, y 10 oleogasoductos con una longitud total de 40,49 km, que permiten transportar la Producción del Campo hacia el Complejo de Producción Abkatún-A, el cual cuenta con 7 plataformas unidas por puentes, Habitacional, Permanente, Compresión, Tetrápodo de Apoyo, Enlace, Perforación y Temporal. La Producción total de aceite y gas del Campo Caan se separa en la Plataforma Permanente utilizando una batería de separación y bombeo la cual consta de dos separadores de primera etapa y un separador de prueba, 2 separadores de 2ª Etapa (tanques de balance), un rectificador de gas de 1ª Etapa, un rectificador de gas de 2ª Etapa, y 5 turbobombas. Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de 220 MBPD de aceite y 300 MMPCD de gas. Para el manejo del gas, en esta misma Plataforma se cuenta con dos módulos de compresión con capacidad de 105 MMPCD cada uno, sin embargo, debido a los volúmenes actuales de gas asociado del Campo Caan, se tienen las interconexiones para procesar el excedente en primera opción en Abkatún-A Compresión la cual cuenta con


I

4 módulos de compresión de 105 MMPCD c/u. Como segunda opción, se utiliza un gasoducto de recolección de 36” hacia los dos módulos de compresión de Abkatún-D de 110 MMPCD c/u. Además, se cuenta con un ducto que nos permite manejar gas del complejo Abkatún-A en la plataforma de Compresión en el complejo Pool-A del Activo Pool.

Figura II.2.1.3 Instalaciones Actuales y Futuras en el Campo Caan.

Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.

A) Instalación Plataformas Marinas.

A.1) Módulo Habitacional.A.2) Módulo de Compresión.

B) Pozos e Infraestructura.

B.1) Perforación Pozo Caan-1001.

C) Ductos Marinos.

C.1) Gasoducto de 16 Pulgadas de diámetro y 11,6 km de longitud.

D) Instalación Puente de Enlace.

A continuación se describen las obras contempladas en el Campo Caan y se desarrollan de acuerdo a la información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional.

A) INSTALACIÓN PLATAFORMAS MARINAS.

A.1) Módulo Habitacional.

El proyecto contempla la adición de un Módulo Habitacional en el Octápodo existente de Caan-A con capacidad


I

para alojar a la plantilla de operación del módulo de compresión, así como también a la plantilla completa de un equipo de perforación convencional con capacidad para 40 personas.Se contempla cubrir los servicios asociados a este tipo de instalación como son comedor, oficinas, dormitorio, planta potabilizadora, baños, helipuerto, gimnasio, salón de recreación, sala de juntas, entre otros. En la tabla II.2.1.4 se muestran las coordenadas UTM y Geográficas de la localización de la Plataforma Habitacional.

Tabla II.2.1.4 Localización Plataforma Habitacional.


X Y Latitud LongitudPlataforma Habitacional (Caan-A) 595,790 2 125 525 19°13’19” 92°05’19”Superficie Requerida 1 656,50 m2 (Peso Total Aproximado 88,7 ton)


En la Figura II.2.1.3 se observa la Localización de las Nuevas Instalaciones en el Campo Caan. El Módulo Habitacional será instalado en el Octápodo de Caan-A en el nivel +68, en cada nivel propuesto se localizará el siguiente equipo: Segundo Nivel: Que corresponde al segundo de la Plataforma de Perforación Caan-A a un nivel de 21,64 m, se ubicarán los motogeneradores, cápsula de salvamento, almacén, lockers, cuarto de control de motores (CCM).Mezanine: Se localiza a una elevación de 25,64 m, se ubicarán talleres, área de lavadoras, etc. Tercer Nivel: Se localiza a una elevación de 28,44 m, se ubicarán el comedor y servicios, cápsula de salvamento y oficinas. Cuarto Nivel: Se localiza a una elevación de 32,44 m, y se ubicarán las habitaciones. Nivel Techo: Se localiza a una elevación de 36,44 m, se ubicarán los equipos para aire acondicionado, sala de espera de vuelos y cuarto de control. Quinto Nivel: Se localiza a una elevación de 38,94 m, se ubicará el helipuerto.


I

Ver Anexo II.12 Planos Estructurales Módulo Habitacional y Módulo de Compresión Toda plataforma consta de dos partes: Subestructura, Superestructura y Cimentación. La subestructura es la parte inferior, que va apoyada sobre el lecho marino y empotrado por medio de pilotes; la superestructura es la parte superior, la cual se encuentra subdividida en dos niveles, el inferior y el superior.

En la Figura II.2.1.4 se muestra el esquema de una Plataforma Habitacional Tipo, soportada por un Octápodo.

Superestructura.

La superestructura comprende las cubiertas y las columnas de apoyo. Una plataforma típica de 8 patas (octápodo) consta de dos cubiertas, una principal y una inferior. Ambas, generalmente con un área útil nominal de 23 m x 46 m y localizadas a 21 m y 16 m sobre el nivel del mar, respectivamente. Las cubiertas incluyen usualmente volados perimetrales de 3 a 5 m de ancho.

La separación típica entre columnas en el sentido transversal es de 14 m y de 12 a 18 m en el longitudinal. Las cubiertas están estructuradas a base de trabes principales, transversales y longitudinales principales, trabes intermedias transversales y trabes perimetrales.

Las trabes son generalmente de sección prismática, fabricadas con tres placas soldadas y peraltes que oscilan entre 1 y 2 m las columnas están constituidas por elementos de sección tubular de 1,22 m de diámetro y de 1,25 de espesor y de 14 m de longitud aproximadamente.


Figura II.2.1.4 Plataforma Habitacional Tipo.

Sus sistemas de piso están integrados por largueros longitudinales de perfiles rolados (W, PR) y por rejilla electro soldada o polines de madera, o en algunos casos por placa. Cuando los claros o las cargas resultan excesivos, puede recurrirse a la inclusión de apoyos intermedios en las trabes mediante la instalación de puntas tubulares; utilizar armaduras en substitución de las trabes prismáticas.


I

Los peraltes de las armaduras varían regularmente entre 3 y 5 m. Subestructura. Las subestructuras de las plataformas son primordialmente de forma piramidal y están constituidas por armaduras transversales y longitudinales dispuestas ortogonalmente entre sí y arriostradas por marcos horizontales en diferentes elevaciones, extendiéndose desde la conexión pata-pilote hasta el lecho marino, las subestructuras se fabrican con elementos tubulares en su totalidad. La función de una subestructura es resistir las fuerzas laterales inducidas por viento y oleaje o por sismos; proporciona apoyo lateral a los pilotes colocados concéntricamente en el interior de cada una de sus patas y en la etapa de instalación servir de plantilla y guía para su hincado. También constituye el soporte de ciertos apéndices necesarios para la operación de la plataforma, tales como, ductos ascendentes, conductores (en plataformas de perforación), camisas para bombas y drenajes, embarcaderos, defensas, pasillos de acceso, vigas de deslizamiento y otros. En suma, la subestructura constituye el componente estructural básico de una plataforma. Una subestructura de ocho patas, constará de dos marcos longitudinales, cuatro transversales y un número variable de marcos horizontales, dependiendo del tirante de agua donde pretenda instalar. En el sentido longitudinal la distancia entre patas en el nivel superior de la subestructura varía entre los 12 m y 18 m y en el sentido transversal la separación es generalmente de 14 m. Esto, en función de la necesidad de espacio de cubiertas. Por lo general, las patas de una subestructura no son verticales sino ligeramente inclinadas, produciendo así su forma piramidal típica. La finalidad de estas inclinaciones es proveer a la subestructura con una mayor base en el lecho marino para resistir con mayor facilidad los momentos de volteo producidos por fuerzas de viento y oleaje o sismo, e incrementar la capacidad individual de los pilotes para absorber cargas laterales. Los valores de las pendientes comúnmente utilizadas son para patas de esquina, de 1:8 (horizontal-vertical) en las dos direcciones ortogonales principales y para patas laterales, también de 1:8, pero en una sola dirección. Estos valores resultan en inclinaciones reales de 10,0 y 7,1 grados para patas de esquina y laterales,


I

respectivamente. Por su parte, los diámetros exteriores de las patas oscilan, típicamente entre 51 ½ y 56” dependiendo del diámetro del pilote y sus espesores entre 5/8 y 1 3/8”. Los sistemas de arriostramiento normalmente usados, tanto en planos verticales como horizontales, consisten en diagonales sencillas, en cruz y en K, utilizando elementos de 12” a 30” de diámetro y con espesores de pares que varían entre 3/8 y 1”. Pilotes: Los pilotes de sección tubular y punta abierta, se colocan concéntricamente en el interior de las patas, extendiéndose desde sus extremos superiores hasta profundidades del orden de 60 a 120, bajo el lecho marino, dependiendo de las descargas y de las condiciones geotécnicas locales. Sus diámetros varían entre 36” y 54” pulgadas, siendo 48” el diámetro más utilizado. Sus espesores de pared varían entre 1 ½ y 2 ½”.La conexión soldada columna-pilote se efectúa a unos 80 cm arriba de la parte superior de las patas y la conexión pata–pilote, se efectúa a unos 50 cm arriba del primer nivel de arriostramiento horizontal. Es importante enfatizar que este último constituye el único punto donde ocurre una conexión soldada entre la subestructura el pilote y por lo tanto, capaz de transmitir fuerzas axiales. Resultando así, que la subestructura está en realidad colgada de los pilotes. Existen sin embargo, otros puntos a lo largo de las patas donde los pilotes pueden hacer contacto con ellas o viceversa, para efectos de apoyo lateral o transmisión de cargas laterales, estos puntos corresponden a las intersecciones de las patas con las diferentes plantas de arriostramiento horizontal. La variación que existe entre una y otra estructura es el fin o uso que se le da, por ejemplo la estructura de una Plataforma Habitacional, la subestructura está diseñada para que junto con la cimentación soporte a la superestructura y a todo el equipo requerido para proporcionar los servicios necesarios en forma definitiva, así como a un módulo habitacional. Básicamente el módulo habitacional estará diseñado en forma rectangular con las siguientes dimensiones (aproximadas); 50 metros de largo por 16 metros de ancho y 26 metros de altura. La superestructura quedará constituida por dos cubiertas, la primera cubierta dará soporte a los equipos y recipientes para servicios al módulo habitacional, la cubierta superior (segunda cubierta) dará soporte al módulo habitacional.


I

El pasillo del nivel superior de la subestructura será de 9,14 de ancho con barandales fijos a ambos lados a ser instalados en Campo, con acceso a los embarcaderos y a los descansos de las escaleras retráctiles. Las ocho columnas de la subestructura estarán protegidas con camisas de caucho y amortiguadores tipo celda de choque. Se tendrán dos escaleras retráctiles desde la cubierta de servicios a los pasillos de la subestructura, los barandales de la cubierta serán fijos, de material tubular galvanizados. Todas las superficies libres de la cubierta inferior serán a base de rejilla y placa antiderrapante de acuerdo con el proyecto. Se considerará un helipuerto para dos helicópteros del tipo “300 J” con capacidad para 18 personas c/u, localizado sobre el módulo habitacional, con los accesos y señalamientos requeridos para su operación segura y eficiente. En el nivel de servicios, se instalarán botes de supervivencia de acuerdo con las especificaciones, así como pasillos y áreas de acceso libres y seguras. Básicamente el módulo habitacional estará diseñado en forma rectangular con las siguientes dimensiones (aproximadas): 50 metros de largo, por 16 metros de ancho y 26 metros de altura. Para el análisis y diseño estructural de las plataformas marinas se consideran los reglamentos, códigos y normas ya establecidos para este tipo de estructuras, así como aspectos económicos, de fabricación, disponibilidad de los materiales y en general de todos los factores que intervienen en la realización del proyecto. Fabricación de Estructuras. La estructura de una Plataforma marina consiste en una unidad piramidal totalmente tubular apoyada en el lecho marino; sus elementos principales son 4 u ocho marcos trapezoides formados por tuberías de 1,32 m y 1,21 m de diámetro, que varían entre 50 y 80 m de longitud, según la profundidad donde se instale; los marcos son soldados con todos sus elementos recostados sobre el piso, para posteriormente ser izados y unidos con otros elementos estructurales e integrar la base de la plataforma. Una vez armada la subestructura se obturan los extremos de los soportes para asegurar su flotabilidad. Inmediatamente se continúa con la colocación de servicios auxiliares de la misma tales como atracaderos, válvulas de inundación en los soportes, colocación de ánodos para protección catódica, guías para los tubos conductores de cada pozo, orejas de levante, etc.


I

La calidad de todas las juntas soldadas se controla por medio de inspección radiográfica y ultrasonido. Una Plataforma Habitacional tipo deberá de contener como mínimo el siguiente equipo:

Ø Sistema de Almacenamiento y Distribución de combustible Diesel.Ø Sistema de Tratamiento y Distribución de aire de instrumento y de planta.Ø Sistema de Aguas residuales y Trampa de Grasas.Ø Sistema de Disposición de Basura.Ø Sistema de Generación, Almacenamiento y Distribución de Agua Potable.Ø Sistema de Distribución de Agua de Mar.Ø Sistema de Generación, Almacenamiento y Distribución del agua Caliente.Ø Sistema de Agua Contra Incendio.Ø Sistemas de Supresión de Incendios mediante agente limpio o de CO2.

Ø Botes Salvavidas de la Plataforma.Ø Grúa de Plataforma.Ø Sistema de Detección de Gas y Fuego con detección visual de diferentes colores, así como audible con diferentes tipos de emisiones.

Todos los equipos de servicios mencionados anteriormente deberán estar diseñados para abastecer a una Plataforma Habitacional de 40 personas. El agua potable en la Plataforma Habitacionales se obtendrá a través del tratamiento de ósmosis inversa de agua de mar, la captación se hará por medio de bombas verticales eléctricas con gasto de hasta 1 600 L/min. Se tendrá suministro eléctrico continuo proveniente de una plataforma adyacente. El agua salada captada tendrá dos funciones: será usada como agua contraincendio y para alimentar la planta potabilizadora. La de contraincendio se irá a un tanque hidroneumático con 200 L/min de gasto, que alimentará a través de un cabezal a todos los monitores de agua del helipuerto, a los rociadores, a los carretes de mangueras y mantendrá la red de contraincendio presurizada y lista para su uso; también será usada para servicios sanitarios. En el caso de agua para potabilización, ésta será llevada a una planta potabilizadora dual de agua con capacidad de


I

80 000 L/día, esta planta estará montada en un solo patín y contará con el equipo siguiente: Tablero de Control, Tanques de Tratamiento, Bombas Clorinadoras, Filtros en serie con cartucho removibles, un Analizador para la conductividad del agua, así como un Dosificador de Cloro.

Una vez llevada a cabo la potabilización, el agua potable se almacenará en dos tanques con capacidad de 148 000 L cada uno y será distribuida a la cocina, regaderas, calentadores, lavandería, etc., teniendo un estricto control de la calidad del agua, cumpliendo con la NOM-127-SSA1-1994. La plataforma requerirá de un sistema de drenajes sanitarios, mismos que se procesarán en una planta de tratamiento de aguas negras con un sistema purificador por electrocatálisis la cual ofrecerá agua tratada libre de sólidos de acuerdo con la NOM-001-ECOL-1996. Las aguas tipo jabonosas procedentes de regaderas, lavabos, lavaderos, limpieza y cocina, se manejarán a través de un sistema de drenajes (separado del drenaje de aguas negras) para ser tratadas en una planta paquete. El proceso será tipo electrocatalítico y la descarga deberá cumplir la norma NOM-001-ECOL-1996. Dispondrá del servicio de aire de planta para utilizarse en estaciones de servicio y presurizar tanques hidroneumáticos, así como el suministro de diesel para los motores de combustión, generadores, bombas contra incendio y el incinerador de desechos sólidos.

El sistema de aire acondicionado será del tipo de volumen variable para los niveles primero y segundo. El tercer nivel, cuarto eléctrico y los talleres se acondicionarán con unidades manejadas tipo unizona. El cuarto de control estará ubicado en el módulo habitacional, será la instalación donde se aloje la Unidad de Procesamiento Remoto para el control de proceso y los equipos para el monitoreo y control de los diferentes sistemas que se automatizarán en la plataforma habitacional. Los sistemas de seguridad para la Plataforma Habitacional deberán incluir Sistemas Automáticos de Alarmas, Detección de Gas Combustible, Gas Tóxico de Flama, Humo, Alarmas Visibles y Audibles. Sistemas Fijos de Extinción de Fuego Manuales y/o Automáticos, además de equipos para la seguridad y protección para las instalaciones y el personal, conforme lo indicado en API-RP-14C y API-RP-14G. Adicionalmente se deberán de seguir los procedimientos GSIP-RMNE-001 (requerimientos mínimos para sistemas de seguridad en


I

instalaciones costa fuera). Los pasos que se siguen para el procedimiento de instalación de una Plataforma Habitacional Tipo son los que se citan a continuación:

Ø Recepción de Equipo y Materiales.

Ø Acondicionamiento de Rutas y Áreas.

Ø Traslado de Material y Equipo.

Ø Instalación de Subestructuras y Piloteo.

Ø Instalación de la Superestructura.

Ø Instalación de Trípodes y Puentes.

Ø Obra Civil Acero y Soportería.

Ø Prueba Hidrostática.

Ø Arranque y Puesta en Operación.

Ø Entrega Operativa.

Las medidas de seguridad y procedimientos de señalización y delimitación son los siguientes. Durante la etapa de preparación y construcción del la Plataforma Habitacional es necesario contar con señalamiento preventivo y delimitación de las áreas de trabajo, para este fin se propone delimitar el área mediante boyas e informar a las plataformas aledañas de los trabajos que serán realizados en el área destinada para este fin. Es importante mencionar que el tráfico marítimo esta delimitado únicamente al personal involucrado a las actividades requeridas por Petróleos Mexicanos y el acceso al sitio esta restringido por la Secretaría de Marina.A.2. Instalación de Tetrápodo adicional para Módulo de Compresión para recomprimir el gas de 70 a 250 kg/cm².

Se contempla la instalación de un Tetrápodo adicional para alojar el Módulo de Compresión para comprimir de 70 a 250 kg/cm2 a 100 m de Caan-A; ver Figura II.2.1.3.


I

De las opciones analizadas para la ubicación del equipo de compresión, se contempla la construcción de un Tetrápodo nuevo a 100 m de Caan-A, debido a que presenta ventajas operativas al existir un circuito abierto de producción-inyección de gas entre el Campo Caan y el Complejo Abkatún-A, que otorga la flexibilidad en un momento dado, de poder inyectar un volumen adicional de gas, producto del rechazo o libranzas evitando con esto la emisión de gas a la atmósfera. Así mismo cuenta con un quemador elevado con una capacidad de 110 MMPCSD de gas localizado en un trípode, con su tanque de desfogue intermedio unida por puentes; ver Anexo II.13 Estudio de Factibilidad del Módulo de Compresión.

En la tabla II.2.1.5 se muestran las coordenadas UTM y Geográficas de la localización del Módulo de Compresión.

Tabla II.2.1.5 Localización Módulo de Compresión.



Módulo de Compresión 595 794,72 2 125 528,45 19°13’19”63 92°05’19”19Superficie Requerida 1 000 m2


El módulo incluye Turbina Motor, Caja de Engranes, Tren de Compresores, Ductos de Admisión y Escape, Sistema de Enfriamiento del Gas, Sistema de Control de Gas Combustible, Sistema Recuperador de Condensados, Sistema de Protección Gas-Fuego, Sistema de Desfogue con Quemador Elevado, Sistema y Cuarto de Control. El Módulo de Compresión será instalado en un Tetrápodo nuevo a 100 m de Caan-A. El Módulo de Compresión, se diseñará para efectuar los siguientes procesos:

Ø Compresión del Gas proveniente de las Plataformas de Producción.Ø Deshidratación del Gas Comprimido para cumplir con las especificaciones de envío.Ø Endulzamiento del Gas Amargo necesario para cubrir los requerimientos de gas combustible del complejo y reforzar el anillo de Bombeo Neumático (BN) del Activo.Ø Secado del Gas Dulce, para consumo de las plataformas.Ø Potabilización (por evaporación a vacío) del agua de mar requerida para proceso y servicios.Ø Tratamiento de agua amarga y aceitosa en su planta propia.Ø Manejo de Condensados.


I

Ø Recuperación de Gases Ácidos.El Módulo de Compresión será autosuficiente en los requerimientos de los siguientes servicios auxiliares: Gas Combustible, Aire de Planta, Aire de Instrumentos, Aceite de Calentamiento, Agua Potable, Agua de Servicios, Agua Contraincendio, Agentes Químicos, Aceites Lubricantes, Aceites Minerales y Energía Eléctrica.

El Proceso de Deshidratación de Gas Amargo se efectuará empleando Trietilenglicol (TEG) como agente deshidratante.

La planta contemplará depuración y deshidratación del Gas Amargo, así como la regeneración del TEG.

En la planta de endulzamiento de Gas Amargo, se eliminan los gases ácidos (principalmente ácido sulfhídrico H2S) presentes en la corriente de Gas Amargo. Se utilizará el proceso Girbotol, empleando una solución

de Metildietanolamina (MDEA) al 50% en peso como medio absorbente.

Para la operación del Modulo de Compresión se requieren de los siguientes servicios auxiliares:

Ø Sistema de Aceite de Calentamiento.

El objetivo de este paquete es proporcionar la carga térmica necesaria para la operación de la planta endulzadora, está constituido de un circuito cerrado de intercambio de calor, en el que utiliza aceite térmico del tipo Dowtherm como medio de calentamiento.

Ø Sistema de Almacenamiento y Distribución de Diesel.

Este sistema abastece de combustible para el servicio de las bombas contraincendio, motogeneradores de energía, motogenerador de emergencia, grúas y motores de las cápsulas de salvamento. Este sistema estará conformado por las secciones de recepción, purificación, almacenamiento y distribución.

Ø Sistema de Drenajes Atmosféricos.

La finalidad de este sistema es recolectar y recuperar los desechos aceitosos por medio de un tratamiento adecuado en donde el aceite separado pueda ser recuperado y el agua sea desechada al mar cumpliendo con la normatividad relacionada con la descarga de agua al mar (NOM-001-ECOL-1996).


I

Ø Sistema de Drenajes a Presión.

Este sistema que recolecta y conduce los líquidos a presión a un sistema de separación y recuperación; los cuales son conducidos a una planta de tratamiento para dar cumplimiento con la NOM-001-ECOL-1996.

Ø Sistema de Agua Contraincendio.

El principal propósito de este sistema es suministrar agua de mar a la red de contraincendio cuando se presente un conato de incendio es recomendable que este sistema cuente con dos bombas contraincendio, una accionada con motor eléctrico y la otra con motor de combustión interna a base de diesel y una bomba jockey accionada con motor eléctrico.

Ø Sistema de Agentes Químicos.

Este sistema tiene la finalidad de proporcionar la cantidad necesaria para la inyección de agentes químicos como inhibidor de corrosión al módulo de compresión y antiespumante a la planta endulzadora.

Ø Sistema de Aire de Planta.

Este sistema tiene la finalidad de suministrar aire húmedo para limpieza de equipo y para presurización del sistema de agua contraincendio y del sistema de agua de servicios. Estará integrado por un compresor y un acumulador de aire de planta.

Ø Sistema de Aire Instrumentos.

Este sistema tiene el objetivo suministrar aire limpio y seco para los circuitos de instrumentos que lo requieran. Estará integrado por: Compresor, acumulador de aire de instrumentos y una secadora.

Ø Sistema de Desfogue.

Este servicio tiene como función, recolectar básicamente los desfogues del Módulo de Compresión, deshidratadora y del paquete de acondicionamiento de gas combustible, separar los condensados del cabezal de desfogue para inyectarlos al oleogasoducto y finalmente mandar el gas al quemador, el cual estará integrado por cabezal de desfogue, tanque de desfogue y quemador.


I

Ø Sistema de Aceite de Lubricación.

Este sistema proporciona el aceite sintético y mineral, para la lubricación de la turbina y el compresor. Estará conformada por tanques de almacenamiento y bombas de transferencia.

Ø Sistema de Generación y Distribución de Energía Eléctrica.

El uso de energía eléctrica es básicamente para accionar a los diferentes equipos de las unidades de proceso y de servicios, así como; a los sistemas de comunicación, alumbrado e instrumentos. Este sistema estará conformado por dos motogeneradores a base de diesel, transformadores y subestación eléctrica. También se contará con un motogenerador de emergencia.

B) Pozos e Infraestructura.

La explotación del Campo Caan inició en septiembre de 1985, con el pozo Caan–1, produciendo un fluido de 36 °API, lo cual lo clasifica como aceite tipo Istmo.

La producción del Campo es integrada y procesada en el Complejo Abkatún-A. El aceite estabilizado es enviado con un sistema de bombeo en alta presión hacia la terminal marítima de Dos Bocas, Tabasco, mientras que la producción de gas va de la batería de separación a la succión de los módulos de compresión hasta 70 kg/cm2 en Abkatún-A, para su envío a Atasta.

En este proyecto se considera el envío del gas producido por el Campo Caan, hacia la plataforma Caan-A para ahí comprimirlo hasta 250 kg/cm2 e inyectarlo al yacimiento.

B.1) Perforación del Pozo Caan-1001.

Tiene la finalidad de definir la presencia de hidrocarburos en la formación Jurasico Superior Kimmeridgiano del campo y sustituir al pozo Caan–72 en la formación Brecha Paleoceno. Se perforará desde el Tetrápodo Caan –TA, para lo cual se contempla la utilización de un equipo autoelevable, ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación de Pozos.

Tabla II.2.1.6 Localización del Pozo Caan-1001.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (52 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I



Pozo Caan 1001 596 574 2 125 261,11 19°13’43.13’’ 92°05’52.40’’Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Caan, 2002.

Ubicadas y probadas las partes importantes del equipo de perforación, se procede al inicio de la perforación de la obra, en la cual en forma permanente se tiene instalado un sistema para la detección de hidrocarburos, ácido sulfhídrico y dióxido de carbono (CO2), así como un quemador, para que en caso necesario estos fluidos

sean quemados en su totalidad. La descripción del procedimiento de perforación ya ha sido desarrollado para el Pozo Abkatún 57D; en la sección II.2.1 Descripción de Obras y Actividades por lo que esta información no será desarrollada en este punto.

Figura II.2.1.5 Localización de Pozo Caan 1001.


Los recortes de perforación impregnados con lodos de Perforación Base Aceite serán almacenados en contenedores especiales y transportados por una empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.

C) Ductos Marinos.

A continuación se describen la actividad contemplada en este rubro para el Campo Caan.

C.1) Gasoducto de 16 Pulgadas de Diámetro y 11,6 km de Longitud.

Se requiere construir un gasoducto de transporte de 16” de diámetro por 11,6 km de largo; que va del Complejo de Producción de Abkatún–A al octápodo Caan–A, con una presión de operación de 70 kg/cm², el cual contará con válvulas de seccionamiento y trampa de diablos.

En la Tabla II.2.1.7 se muestran las Coordenadas Geográficas de la ubicación del Gasoducto.

Tabla II.2.1.7 Localización Gasoducto.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (53 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I



Punto Salida Abkatún A 587,418 2,133,574 19°17’42’’ 92°10’04’’

Punto Llegada Caan-A 595,790 2,125,525 19°13’19’’ 92°05’19’’

Superficie Requerida Derecho de Vía 13 m ancho (Norma PEMEX No. 03.0.02) y 0,65 m de profundidad (Norma PEMEX No. 2 421,01) y 11 600 m longitud.


Ver Figura II.2.1.4; donde se muestra la ubicación del nuevo gasoducto.La Siguiente descripción es aplicable a la instalación de los Ductos Tipo y comprende las siguientes etapas:

Ø Recibo de Tuberías en Muelles.Ø Transporte al Sitio de Tendido.Ø Lastrado de Tubería.Ø Tendido de la Tubería.Ø Prueba Hidrostática.Ø Enterrado de la Tubería.

Para que las tuberías submarinas tengan el peso requerido, de tal forma que venzan la flotación, las fuerzas de arrastre horizontal y vertical que se forman debido a las corrientes y a la acción de tormentas, se les aplica un recubrimiento de concreto. El primer tratamiento consiste en aplicar un compuesto anticorrosivo, para lo cual se limpia la tubería de impurezas y óxido por medio de granalla de acero, en una máquina limpiadora (Sandblast); posteriormente se aplica la pintura primaria que sirve de enlace entre el tubo y el anticorrosivo. Ya pintado el tubo, se aplica una capa de esmalte a 230 °C, se le adhiere una cinta de “vidrioflex” cubriendo el tubo y finalmente la cinta de “vidriomat”. Como paso final, los tubos se cubren con una mezcla de concreto formada de 80% de mineral de hierro y arena, 20% de cemento, reforzado con malla de alambre.Al terminar este proceso, los tubos se trasladan a los soporte-almacén durante 7 días, para su fraguado; después son llevados a los muelles para cargarse en chalanes que los transportarán hasta las barcazas de tendido.


I

Tendido de Líneas. Para el tendido de líneas del gasoducto se requiere solamente de las siguientes subactividades: Acolchonamiento de Cruces, Dragado y Colocación de los Disparos Submarinos. El tendido se realiza en una barcaza adecuada para tubos de gran diámetro y de considerable longitud. La tubería se transporta desde las plantas de lastrado a los muelles por trailers y hasta la barcaza, por medio de barcos abastecedores o chalanes de carga. Las juntas del tubo se deben soldar sobre la barcaza, que está equipada con estaciones de soldadura y máquinas de soldar, con extensiones de cables a cada una de las diversas estaciones instaladas sobre la cubierta. Antes de proceder a efectuar la soldadura, se coloca un alineador interior en los extremos de los tubos. La calidad de la soldadura es verificada por medio de una unidad de Rayos-X y en caso de existir fallas que requieran reparación, éstas se efectúan en la estación de soldadura, ubicada al final de la rampa de lanzamiento.

Efectuada la soldadura y con el visto bueno de la unidad de radiografía, se procede a proteger la junta contra la corrosión, utilizando “vidrioflex” y un sello con poliuretano. La barcaza de tendido se fija con anclas y con tensores de longitud que varía entre uno y medio kilómetro. Cuando la barcaza empieza a tender la tubería, se controla el movimiento con malacates que guían hacia delante o hacia los lados, de acuerdo con los planos de línea, por medio de las anclas de apoyo que sujetan la barcaza. Al acercarse la barcaza a las anclas, dos remolcadores que la acompañan fijan éstas a una nueva posición.

Esfuerzos en la Tubería. El peso propio de la tubería produce esfuerzos de flexión que la pueden deformar o hacer fallar sin aplicación de ninguna carga externa; además, provoca mayores dificultades para anclar y sostener la barcaza de tendido al aumentar la profundidad, por el efecto de catenaria en las líneas del ancla. Un oleaje moderado origina movimientos importantes a la barcaza en aguas profundas, por lo que debe aplicarse tensión sobre la tubería para reducir un exceso en los esfuerzos flexionantes, al disminuir el radio de curvatura de la tubería cuando se llega a una profundidad mayor.


I

Durante la instalación de la línea se pueden presentar tres tipos de daño para los cuales hay que tomar precauciones:

Ø Deformación del Tubo Transportador.Ø Descascaramiento del Concreto.Ø Agrietamiento Excesivo del Concreto.

En todos los casos verificados, la tercera condición ocurre antes que las otras. Por lo tanto, si el procedimiento de tendido es satisfactorio y se evita el excesivo agrietamiento, queda descartada la posibilidad de que se presenten las otras clases de daño. Prueba Hidrostática. Una vez concluido el tendido de la tubería se procederá a evaluar la hermeticidad del sistema mediante esta prueba. Durante la prueba, la tubería o equipos a evaluar se llenan con agua de mar filtrada, por medio de bombas, mangueras y medidores evitando la formación de bolsas de aire. Posteriormente se somete a la presión de prueba, que es de 1,25 a 1,5 veces la presión máxima de diseño; deberá mantenerse durante un período no menor de 10 minutos. Para las tuberías sobrecubierta y no menos de 4 horas para la línea submarina (ANSI B 31,3), registrando continuamente la ocurrencia de abatimientos en la presión por espacio de una hora, al cabo del tiempo se elevará nuevamente con objeto de repetir la prueba por dos horas, en caso de que los abatimientos observados en la segunda hora sea igual o inferior al obtenido en la primera, la prueba se dará por terminada.

Después de realizar el entierro de la tubería submarina, el agua utilizada en la prueba hidrostática será extraída y recibe un tratamiento previo a su vertimiento al mar.

Enterrado de la Tubería.

La tubería debe enterrarse para asegurar una mayor protección contra el peligro de huracanes, anclas de barcos, remolcadores, barcazas y, en general, para librarla de cualquier fenómeno que suceda en el fondo del mar. Actualmente el enterrado de líneas submarinas tiene un promedio de 65 cm a 100 cm de espesor sobre la parte superior del tubo (Norma No. PEMEX 2 421,01).


I

Para el enterrado, se combina el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para el dragado. Este dispositivo denominado “arado”, corta la zanja y la limpia, saca el lodo debajo de la tubería, entierra ésta e inmediatamente acumula el lodo sobre la misma para cubrirla. Los sedimentos que serán removidos temporalmente en el fondo marino durante la instalación del ducto, tomando como base el diámetro de tubería, las longitudes y la profundidad del enterrado de ésta se muestran en la tabla II.2.1.8.

Tabla II.2.1.8 Volumen de Sedimento Removido.

Metro/Diámetro del Ducto Longitud Total (km) Volumen (m3)

36’’ 40,1 80 20030’’ 2,5 5 00024’’ 60,1 120 20020’’ 19,8 40 00012’’ 7,4 15 00010’’ 2,5 5 0008’’ 7,5 15 000Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

La unidad de chorro-succión es operada mediante un “patín” que correrá sobre la línea cuando sea remolcada por un cable unido a la proa de la barcaza, ésta se moverá mediante el sistema de alargar y acortar sus cables de anclas. Esta etapa se aprovechará para realizar la inspección subacuática del estado que guarda el revestimiento de concreto, la profundidad de la zanja y el contacto de los rodillos con la tubería.

Acolchonamiento de Cruces con Líneas Existentes. En caso de presentarse el cruzamiento de tuberías nuevas con las existentes, se requiere de un tratamiento especial para proteger ambas líneas, el acolchonamiento de tuberías garantiza la integridad en los cruces, debiendo tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

Ø Se tendrá una separación mínima entre las tuberías de 1,0 m, asegurando esta separación con sacos llenos de una mezcla de 80% arena y 20% cemento, con un peso aproximado de 50 kg.Ø Distribución de carga uniforme sobre la tubería existente y el suelo adyacente.


I

Ø No generar bajo ninguna circunstancia, esfuerzos mayores al 18% del esfuerzo de fluencia mínimo especificado por la configuración final de las tuberías de cruce.Ø No exponer bajo ninguna circunstancia, a cualquiera de las tuberías a ser dañadas por el equipo de enterrado.

La secuencia del acolchonamiento consiste en la localización por sondeos y por medio de inspecciones subacuáticas de la línea en operación (línea caliente), determinar la profundidad de enterrado para no sobrepasar el radio de curvatura, dragar para enterrar la línea nueva, verificar la separación de tuberías por inspecciones subacuáticas, limpiar el área donde se colocarán los sacos de arena-cemento. Sujetar, si es necesario, la tubería nueva con tirantes desde la embarcación para facilidad y seguridad en la operación de buceo y para que al bajar la línea otra vez a posición, ésta cargue sobre el separador instalado, colocación de los sacos arena-cemento formando una pirámide y bajar la línea nueva a posición sobre el separador instalado; Ver Anexo II.14 Instalación de Tuberías Submarinas de Recolección y Transporte de Hidrocarburos.

D) Instalación Puente de Enlace.

A continuación se describen la actividad contemplada en este rubro para el Campo Caan.

D.1) Instalación de Puente de Enlace entre Octápodo Caan-A y Tetrápodo Adicional.

Al momento de realizar la presente Manifestación de Impacto Ambiental en su Modalidad Regional se desconoce la localización exacta de esta estructura; sin embargo, se considera que el Tetrápodo nuevo se localizará a 100 m del Octápodo Caan-A, por lo que el puente de enlace entre ambas estructuras tendrá aproximadamente esta longitud. El diseño del puente de enlace deberá de estar apegado a la normatividad que aplique. Entre los servicios con los que deberá de contar son los siguientes: Luces de ayuda para la navegación, luces de emergencia, alumbrado, sistema de voceo, red de contraincendio y sistema de tierras.

CAMPO KANAAB.

La producción actual del Campo Kanaab, proveniente de un solo pozo y se extrae en la Plataforma Abkatún-file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (58 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I

H, mezclándose con la producción de los pozos que explotan la formación Brecha Paleoceno en la misma plataforma y de la proveniente de la red de recolección del Campo Taratunich; la cual confluye en un sólo ducto, hacia el complejo de producción de Abkatún-A.

El incremento del volumen original de hidrocarburos en el Campo Kanaab, de 34,0 a 90,7 MMB, obliga a plantear un nuevo esquema para desarrollar adecuadamente la reserva remanente probada y probable asociada al Jurásico Superior Kimmeridgiano de 31,7 MMB. La cual de ser explotada por el pozo existente, se necesitarán largos tiempos de explotación. El proyecto contempla perforar un pozo adicional (Kanaab 125) al existente (Kanaab 101) con objetivo al Jurásico Superior Kimmeridgiano, se pretende recuperar 24,5 MMB de aceite y 18,0 MMMPC de gas en período de 15 años Con la acción anterior, se pretende incrementar la producción promedio del Campo de 2 559 a 7 900 BPD y de 1 839 a 5 895 MPCD en el año 2003; en seguida se presenta la Figura II.2.1.6 Infraestructura Actual del Campo Kanaab.

Figura II.2.1.6 Infraestructura Actual del Campo Kanaab.

Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Kanaab; 2002.

A continuación se describe las obras contempladas en el Campo Kanaab y se desarrolla de acuerdo a la información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional.


A.1) Perforación Pozo Kanaab 125.

A) Pozos e infraestructura.

El Campo Kanaab se encuentra localizado en aguas Territoriales del Golfo de México aproximadamente a 140 km al noreste del Puerto de Dos Bocas. El pozo descubridor del Campo fue el Kanaab-101, perforado a una profundidad total de 5 137 m, en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano y es productor de aceite ligero 28 °API.


I

En la Tabla II.2.1.9 se muestran las Coordenadas Geográficas de la perforación del Pozo Kanaab 125.

Tabla II.2.1.9 Localización Pozo Perforación y Reparación en el Campo Kanaab.



Kanaab 125Conductor 581 999,96 2 138 673,00 19°20’29’’ 92°13’09’’

Objetivo 580 700, 2 139 075,00 19°20’42’’ 92°13’54’’


A continuación se describen las actividades contempladas en este rubro para el Campo Kanaab.

A.1) Perforación Pozos Kanaab 125.

Al disponerse de un octápodo, conductores y ductos de recolección, la estrategia planteada para llevar a efecto el proyecto, se necesita de la instalación temporal de un equipo empaquetado de perforación con capacidad para perforar hasta 4 500 m. Con el modelo de simulación vigente para el Campo, se efectuaron simulaciones para pozos adicionales en diferentes localizaciones del Campo, siendo la más atractiva la localización del pozo Kanaab 125, ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación de Pozos.

Durante la simulación de producción de pozos, se encontró que el pozo con mejores opciones es el pozo Kanaab 125, con terminación horizontal, para reducir la caída de presión en el yacimiento y retraso de la surgencia de agua, así como mejor recuperación de aceite al final de su explotación, Figura II.2.1.6.

La producción de los pozos adicionales del Campo Kanaab que se considera perforar utilizando los conductores disponibles en el octápodo de perforación Abkatún-H, serán incorporados a esta misma plataforma a través del cabezal de grupo de los pozos Abkatún 212-A, 221, 211, 216 y Kanaab-101.

La producción del Campo Taratunich llega a la plataforma Abkatún-H por dos líneas de 20” de diámetro provenientes de las Plataformas Taratunich-201 y Taratunich-TE, incorporándose a la producción de los Pozos de Abkatún-H y de esta plataforma se envía por el oleogasoducto


I

de 36” de diámetro de 8,5 km hacia la plataforma de Abkatún-Enlace y de ésta a la batería en Abkatún-Temporal para su separación aceite - gas, bombeo de crudo a la Terminal Marítima de Dos Bocas y el gas separado sé envía a Abkatún-Compresión para su compresión y envío a la estación Atasta.

Figura II.2.1.7 Localización de los dos Pozos en el Campo Kanaab.


El pozo deberá de ser perforado en forma vertical, hasta el punto de inicio de la desviación y continuar con la trayectoria programada; ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación.

Los recortes de perforación impregnados de lodos de Perforación Base Aceite serán almacenados en contenedores especiales y transportados por una empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.


Para la explotación del Campo Taratunich se cuenta con 8 plataformas satélites (estructuras recuperadoras de pozos) y 9 oleogasoductos (23,84 km) en operación que permiten transportar la producción del Campo hacia el Complejo de Producción Abkatún-A, el cual cuenta con 7 plataformas unidas por puentes (Habitacional, Permanente, Compresión, Tetrápodo de apoyo, Enlace, Perforación y Temporal).

La producción total de aceite y gas del Campo Taratunich se separa en la Plataforma Abkatún-A Temporal utilizando una batería de separación y bombeo, la cual consta de un separador de 1ª etapa, un separador de 2ª etapa (tanque de balance), un rectificador de gas de 1ª etapa, un rectificador de gas de 2ª etapa y 5 turbobombas. Esta batería de separación tiene una capacidad de manejo de 200 MBPD de aceite y 200 MMPCD de gas. Para el manejo del gas del Campo, se separa en Abkatún-A Temporal, normalmente se comprime en Abkatún-A Compresión, esta Plataforma cuenta con cuatro módulos de compresión de 105 MMPCD, pero se tienen las interconexiones para derivar el gas a los cuatro módulos restantes del Activo, dos instalados en Abkatún-A Permanente y dos instalados en Abkatún-D Permanente o hacia los cuatro módulos instalados en Pol-A; ver Figura II.2.1.8 Instalaciones Actuales del Campo Taratunich.


I

Figura II.2.1.8 Instalaciones Actuales del Campo Taratunich.

Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich; 2002.

A continuación se describe las obras contempladas en el Campo Taratunich y se desarrollan de acuerdo a la información solicitada en el apéndice I, de la Guía para la elaboración de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional.


A.1) Perforación Pozos. A.2) Reparación Pozos.

El Campo Taratunich es productor de aceite ligero de 32 °API y se encuentra localizado en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 143 km al NE del Puerto de Dos Bocas, en el Estado de Tabasco.

El campo se divide en seis bloques: tres en Brecha Paleoceno y tres en Jurásico Superior Kimmeridgiano, los cuales se denominan Bloques 101, 201 y 301.

A.1) Perforación Pozos.

Se consideran dos pozos con objetivo Jurásico Superior Kimmeridgiano para ser perforados, estos son el 24 y 61 que corresponden al bloque 201; con gastos iniciales de 3 840, 4 730 y 4 710 BPD, respectivamente.

Tabla II.2.1.10 Localización Pozos de Perforación.




I

Pozo 24

Conductor 576 595,00 2 143 570,00 19°23’09’’ 92°16’14’’

Objetivo BTP-KS 577 147,00 2 144,119,00 19°23’27’’ 92°15’55’’

Objetivo JSK 577 294,00 2 144 279,00 19°33’32’’ 92°15’50’’

Pozo 61Conductor 576 573,80 2 143 585,20 19°23’10’’ 92°16’14’’

Objetivo 576 866,00 2 143 329,00 19°23’01’’ 92°16’04’’


En la Figura II.2.1.9 se presenta la localización de los Pozos Propuestos. La factibilidad técnica de la perforación de los pozos propuestos se basa en los resultados de los modelos geológico y de simulación, en el comportamiento histórico de producción de los pozos, análisis especiales de fluidos y de núcleos y en la experiencia emanada del personal del Activo de Explotación Abkatún, los pozos deberán de ser perforados de forma vertical, hasta el punto de inicio de la desviación y continuar con la trayectoria programada; ver Anexo II.5 Solicitud de Perforación de Pozos.

Figura II.2.1.9 Localización de los Pozos Propuestos. Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich; 2002.

Los recortes de perforación impregnados de lodos de Perforación Base Aceite serán almacenados en contenedores especiales y transportados por una empresa especializada (PASA) a la terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco para su tratamiento y recuperación para futuras perforaciones. Es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por descontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.

A.2) Reparación Mayor.

Se llevara a cabo la reparación de tres pozos del Campo Taratunich, 32-D y 301, que se ubican en la Plataforma Taratunich 301; mientras que el pozo 52, pertenece a la Plataforma Taratunich TF; a continuación se muestra su ubicación geográfica.

Tabla II.2.1.11 Localización Pozos de Reparación Mayor.




I

Pozo 32-D 574 339,00 2 145 008,00 19°23’56’’ 92°17’31’’Pozo 301 574 972,00 2 144 818,00 19°23’50’’ 92°17’09’’Pozo 52 573 892,00 2 145 195,00 19°24’02’’ 92°17’46’’


En la figura II.2.1.8 se aprecia la ubicación de los pozos 52 y del 301; mientras que en la figura II.2.1.9 se aprecia la ubicación del pozo 32-D. A continuación se describe las actividades llevadas en cada uno de los pozos propuestos.

Taratunich 32-D.

El pozo Taratunich 32-D, inició su producción, en la formación Brecha Paleoceno, en Febrero de 1994, con un gasto promedio durante el primer mes, de 1 621 BPD. Para el mes de Julio del mismo año, se registró la mayor producción de su historia, con 4 164 BPD; sin embargo, el incremento significativo en la relación gas-aceite ocasionó finalmente su cierre en el mes de Septiembre de 1995.

Figura II.2.1.10 Localización Pozo 32-D.


Debido a las pobres características petrofísicas de la formación, en la zona donde se ubica este pozo, se estableció como objetivo, profundizar el pozo a la formación Cretácico Medio. En Marzo de 1998 se intentó, sin éxito, realizar la reparación mayor, debido a una rotura del liner de 7” durante la realización de los trabajos. Actualmente el pozo se encuentra taponado temporalmente.El proyecto de inversión documentado, considera aprovechar este pozo, abriendo ventana Tubería de Revestimiento (TR) de 9 5/8” y ubicando el nuevo objetivo en la formación Cretácico Medio, la cual fue probada con éxito en el pozo 301. Taratunich 301. Este pozo fue el exploratorio en el bloque del mismo nombre, razón por la cual se efectuaron pruebas de producción en las formaciones Jurásico Superior Kimmeridgiano, Cretácico Medio y Brecha Paleoceno, resultando todas ellas productoras de hidrocarburos. El pozo fue finalmente terminado en la formación Brecha Paleoceno. Inició a producir en Febrero de 1992, registrando una producción máxima de 6 100 BPD en Febrero de 1994. A partir del primer trimestre de 1998, la RGA del pozo empezó a incrementarse considerablemente, al pasar de un promedio


I

de 127 m³/m³, a valores mayores a los 1 800 m³/m³. Actualmente el pozo produce un gasto de aceite de 1 146 BPD, con una RGA de 727 m³/m³. Las condiciones de presión y temperatura existentes en el yacimiento, han provocado que actualmente, se presente liberación de gas en la formación, el cual fluye en grandes cantidades hacia el pozo. Por esta razón, se presenta como una buena opción, el recuperar el intervalo probado en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano.Taratunich 52. Terminado en Abril de 1995, en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano, inició su producción con gastos superiores a los 10 000 BPD, la cual se mantuvo hasta Abril de 1997. Posteriormente, la producción de aceite disminuyó aproximadamente un 20 % en los siguientes dos años. A partir del mes de Septiembre de 1999, se detectó la presencia de agua en la producción del pozo, la cual fue aumentando gradualmente hasta llegar a un valor actual del orden de un 35 %. De acuerdo a las buenas condiciones de producción registradas al inicio de la explotación de este pozo, se presenta con buenas perspectivas aislar el intervalo productor actual y abrir nuevo intervalo a menor profundidad, en la misma formación, para eliminar la producción de agua. Estas propuestas están sustentadas por los modelos estático y dinámico; es importante destacar que en caso de presentarse alguna contingencia por recontrol del pozo PEMEX Exploración y Producción cuenta con el Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina y con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.6 y II.7 respectivamente.

II.2.2. Descripción de Obras y Actividades Provisionales y Asociadas.

Las presentes obras se llevaran a cabo en mar territorial concesionado a Petroleros Mexicanos, por lo que no se tendrá la necesidad de construir ningún camino de acceso.

Para llevar a cabo el transporte de materiales, equipos y personal al lugar de las diferentes obras contempladas en el presente estudio, éstas se llevaran a cabo por medio de barcazas partiendo del puerto de Dos Bocas, Tabasco o


I

del puerto en Cd. del Carmen, en el caso de personal el transporte será por vía marítima o por vía aérea mediante la utilización de helicópteros. Por otro lado se utilizará el sistema de comunicaciones de las Plataformas de apoyo en el desarrollo de las presentes obras. Se utilizará la central digital telefónica que permitirá la operación normal del sistema de telefonía, el equipo principal estará situado en el cuarto de equipo de Telecomunicaciones y estará respaldado por el suministro interrumpido de energía. Adicionalmente se contará con radios fijos VHF/FM y radios portátiles VHF/FM y se contará con el sistema de comunicación de las embarcaciones involucradas que participaran en el desarrollo del presente proyecto y que se coordinarán con las autoridades a cargo de las diferentes obras. En el caso de los Servicios Médicos se contará con los ya existentes en las plataformas de apoyo y que cuentan con el Plan de Respuestas a Emergencias que tiene la finalidad de establecer las acciones necesarias para que el personal de Pemex Exploración y Producción de la Región Marina Noreste interactúe en la toma de decisiones para atacar oportuna y eficientemente cualquier emergencia que pudiera presentarse en el centro de trabajo, con el fin de evitar daños mayores al personal, a las instalaciones, a la comunidad y evitar la contaminación ambiental. En dicho plan se describe de manera general los procedimientos de salvamento y de primeros auxilios para proporcionar ayuda al personal involucrado en las actividades llevadas a cabo en el centro de trabajo. Adicionalmente en las embarcaciones que participan en el desarrollo de las obras se contará con materiales de primeros auxilios para atención a emergencias menores. En caso de presentarse un accidente mayor en personal que laborará en las diferentes etapas del presente proyecto, estos serán trasladados al Hospital Regional de PEMEX en Cd. del Carmen, el cual cuenta con equipo y personal calificado para atender emergencias mayores. En el caso de almacenes, bodegas y talleres empleados para la construcción de ductos marinos, módulo habitacional y de recompresión; no se contará con almacenamiento de estructuras y subestructuras, ya que estas serán construidas en tierra y trasladadas en barcaza al sitio del proyecto, por lo que dichas embarcaciones fungirán


I

como sitios de almacenamiento temporal hasta el momento de la instalación de las estructuras.Para dormitorios y comedores se utilizaran los ya existentes en las plataformas de apoyo y que cuentan con la infraestructura suficiente para cubrir las necesidades del personal involucrado. Adicionalmente se contará con dormitorios y comedores en las embarcaciones involucradas y que brindarán estos servicios al personal bajo su cargo. Las instalaciones sanitarias serán las que se encuentran en operación en las plataformas de apoyo y con las que cuentan las embarcaciones. Para dar tratamiento a las aguas residuales de los servicios sanitarios se cuenta con plantas de tratamiento previamente instalado en las plataformas de apoyo que son dimensionados de acuerdo al personal involucrado y que cumplen con las normas oficiales mexicanas. Dicha planta de tratamiento toma agua negras (aguas de desecho) y aguas grises de los usuarios del módulo habitacional y del módulo de servicios para su tratamiento y dar cumplimiento a la NOM-001-ECOL-1996. Los efluentes del agua de desechos y del agua gris entran a la unidad vía un tanque de recepción diseñado para igualar la carga de desecho y suministrar un alimento uniforme a una celda electrolítica. Las bombas maceradoras realizan la reducción del tamaño y alimentan del líquido del agua/desecho a la celda electrolítica donde el hipoclorito es generado y donde tiene lugar la oxidación/descomposición del desecho. El desecho tratado es bombeado a través de la celda electrolítica hasta un tanque de vertidos que es dimensionado para proveer un tiempo de retención mínimo de 30 minutos para permitir que los sólidos que son reciclados al tanque de recepción se asienten. El agua final de la descarga cumplirá con la NOM-001-ECOL-1996. La trampa de grasa toma el agua gris del área de lavado de la cocina y separa la materia grasa del agua de desecho. El agua es bombeada al sistema de disposición de aguas residuales para el tratamiento y la descarga final al mar, la grasa es retirada periódicamente del compartimiento de recolección de grasa y es incinerada o enviada a tierra. En el caso del tratamiento de las descargas generadas en las barcazas estas son tratadas en las mismas o son almacenadas en las cetinas de la embarcación y enviada a tierra para su recolección y tratamiento por parte de una empresa especializada.


I

El abastecimiento de energía eléctrica en el desarrollo de las diferentes etapas del presente proyecto será suministrará desde las plataformas de apoyo. En el caso de la energía eléctrica utilizada en las barcazas esta será proporcionada por generadores a base diesel.Para la disposición de residuos sólidos se contara con almacenes temporales en las embarcaciones participantes; así como en áreas destinadas para este fin en el módulo de compresión; dichos materiales serán transportados por barcos chatarreros a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco para su disposición final y/o rehusó. Para la disminución de residuos sólidos se tendrá que seguir el Programa de Minimización de Residuos con el que cuente PEP para sus instalaciones. En el caso de los Residuos Peligrosos, el almacenamiento, transporte y disposición final de de los residuos será llevado a cabo por la empresa PASA, que es la empresa encargada de proporcionar este servicio en toda el área de plataformas en la Sonda de Campeche.

II.2.3. Ubicación del Proyecto.

El proyecto en cuestión se localiza en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal a Petróleos Mexicanos; específicamente en la llamada Sonda de Campeche en el Golfo de México aproximadamente a 150 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco; Ver Figura II.1.1.1 y Anexo IV.1 Carta Batimétrica de la Bahía de Campeche, en la cual se aprecia la delimitación del polígono que conforma las distintas obras; así como la ubicación de los centros poblacionales y de Áreas Naturales Protegidas “Laguna de Términos, Campeche” y “Pantanos de Centla, Tabasco”.

Tabla II.2.3.1 Localización General del Área de Influencia.

Instalación

UTM Geográficas



I

Punto 1 605 129,29 2 123 131,99 19°12’ 92°00’

Punto 2 605 033,04 2 139 730,79 19°21’ 92°00’

Punto 3 575 341,19 2 122 985,22 19°12’ 92°17’

Punto 4 596 280,23 2 139 682,27 19°21’ 92°05’

Fuente: Secretaría de Marina, Bahía de Campeche, Escala 1 250 000.

En este cuadrante se localizan las diferentes obras (módulos, gasoducto, perforación pozos, reparación y taponamiento); dichas obras han sido descritas en el apartado II.1.1. En la Tabla II.2.3.2 se presentan las coordenadas geográficas de las obras involucradas en cada uno de los campos de manera puntual. Las obras se presentan en coordenadas geográficas y en coordenadas de Unidades Técnicas de Mercator (UTM).

Tabla II.2.3.2 Coordenadas de Obras de Proyectos Integrales.

Proyecto X Y Latitud Longitud

Campo Abkatún

Perforación Pozo 57D 587 100 2 134 100 19°17’59’’ 92°10’15’’

Reparación Pozo 223 581 993 2 138 669 19°20’29’’ 92°13’09’’







Taponamiento Pozo Abkatún 245ª 585 506 2 136 706 19°19’24’’ 92°11’09’’










Puente Enlace file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (69 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I

Abkatún-A Habitacional 587,279 2 133,750 19°17’48’’ 92°10’09’’

Abkatún-B 587,474 2 134,205 19°18’03’’ 92°10’02’’

Campo Caan

Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A 595,790 2 125 525 19°13’19’’ 92°05’19’’

Instalación Tetrápodo para Modulo Compresión 595 794,72 2 125 528,45 19°13’19.63” 92°05’19.19”

Perforación Pozo 1001 596 574 2 125 261,11 19°13’43.13” 92°05’52.40”

Gasoducto Punto Salida Abkatún-A 587,418 2 133 574 19°17’42’’ 92°10’04’’

Punto llegada Caan-A 595,790 2 125 525 19°13’19’’ 92°05’19’’

Puente Enlace Octápodo Caan-A (Mod. Habitacional) 595,790 2 125 525 19°13’19’’ 92°05’19’’

Tetrápodo Nuevo (Mod. Compresión) 595 794,72 2 125 528,45 19°13’19.63” 92°05’19.19”

Campo Kanaab


Campo Taratunich



Reparación Pozo 32D 574 339 2 145 008 19°23’56’’ 92°17’31’’

Reparación Pozo 301 574 972 2 144 818 19°23’50’’ 92°17’09’’

Reparación Pozo 52 573 892 2 145 195 19°24’02’’ 92°17’46’’


II.2.3.1 Superficie Requerida.

A continuación se menciona la superficie total requerida por cada una de las obras que integran los proyectos integrales de los cuatro campos.

Tabla II.2.3.1.1 Superficie Total Requerida por Campo.

Campo Abkatún



Plataforma de Perforación Octápodo 1 0,001240 0,001240Reparación Pozo Octápodo 1 0,001274 0,001274Taponamiento de Pozos Octápodo 16 0,001240 0,01984Soporte para Puente de Enlace Trípode 3 0,0003 0,0009Puente de Enlace --- 1 0,001485 0,001485


Instalación Módulo de Compresión Tetrápodo 1 0,001 0,001Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A Octápodo 1 0,000966 0,000966

Plataforma de Perforación Tetrápodo 1 0,000966 0,000966Puente de Enlace --- 1 0,0003 0,0003


I

Gasoducto 11,6 km Longitud X 0,013 km Derecho de Vía 0,1508Superficie Requerida Campo Caan 0,154032

Campo KanaabPlataforma de Perforación Octápodo 1 0,001274 0,001274

Superficie Requerida Campo Kanaab 0,001274Campo Taratunich

Plataforma de Perforación Trípode 2 0,000441 0,000882Reparación Pozo Trípode 3 0,000169 0,000507

Superficie Requerida Campo Taratunich 0,001389Superficie Total 0,189534


Con base en la información anterior se determina que el área total requerida por las obras de los proyectos Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral será de 0,189534 km2 (189 534 m2).

II.2.3.2 Vías de Acceso al Área.

En la Sonda de Campeche, las vías de acceso se han establecido de manera casi exclusiva por PEP para realizar sus actividades. Como parte de importante de la actividad petrolera a la Sonda de Campeche, y en particular al área de plataformas en las que se incluirá este proyecto del Complejo Abkatún, se llega comúnmente por mar desde los puertos relacionados con esta actividad y que se encuentran situados en el Golfo de México de acuerdo con lo mostrado en la tabla IV.2.3.2.1.

Tabla II.2.3.2.1 Vías de Acceso Marítimas y Aéreas.

PuertoDistancia Aproximada al Sitio

de Instalación del Complejo Abkatún (km)Tampico, Tamaulipas 625

Tuxpan, Veracruz 560Veracruz, Veracruz 420

Coatzacoalcos, Veracruz 165Dos Bocas, Tabasco 150Frontera, Tabasco 105

Ciudad del Carmen, Campeche 110Campeche, Campeche 185

Progreso, Yucatán 335FUENTE: Salvat Editores, SCT. INEGI.

Por vía área desde helicóptero:


I

Ø El puerto de Dos Bocas, Tabasco 150 km

Ø Cd. Del Carmen, Campeche 110 km

Estas actividades se realizan por vuelos programados para el transporte de personal y viajes programados en barcazas para transporte de personal y materiales con la finalidad de optimizar los recursos y disminuir las emisiones a la atmósfera.

II.2.3.3 Descripción de Servicios Requeridos.

Se requerirá el apoyo de barcos abastecedores de agua potable, combustible, alimentos, y otros; será necesario el apoyo de las lanchas rápidas para el transporte del personal; apoyo de barcazas, barco grúa y chalanes, para el tendido de tubería y para movimiento de estructuras y materiales; los remolcadores para el movimiento de anclas de barcos y barcazas, así como de barcos chatarreros para la recolección de chatarra, basura y aceite. Se realizarán señalamientos y aislamientos de las áreas de trabajo, las cuales serán marcadas con boyas para eliminar los riesgos al tráfico marítimo.

II.3. Descripción de las Obras y Actividades.

En los siguientes apartados se hace la descripción de las obras y actividades correspondientes a cada uno de los cuatro campos que integran el presente Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral.

II.3.1 Programa General de Trabajo.

En la Tabla II.3.1.1 se muestra el programa general de trabajo para las obras contempladas en el Campo Abkatún Integral.

Tabla II.3.1.1 Programa General de Trabajo Campo Abkatún Integral.

ConceptoAño 1 Año 2

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D


I

Taponamiento y Perforación de Pozos

Taponamiento Abk.-57D

Puente de Enlace Abk.-A/Abk-B

Ingeniería Licitación Construcción Inst.

Reparación del pozo Abk.-223

x

Taponamiento de 16 Pozos

3 x

3 x

4 x

2 x

3 x


De acuerdo a la Tabla II.3.1.1 se observa que las obras contempladas para este campo se desarrollarán en un periodo aproximado de dos años; inicialmente se contempla el taponamiento de 16 pozos para su desincorporación, así como la perforación del pozo Abkatún 57D. Durante el segundo año se llevará a cabo la construcción de un puente de enlace entre Abkatún Habitacional-A y Abkatún-B. En la Tabla II.3.1.2 se muestra las obras contempladas en el Campo Caan Integral.

Tabla II.3.1.2 Programa General de Trabajo Campo Caan Integral.



Adquisición e instalación de tanque separador,Condensador de aire.

Ingeniería Licitación Construcción

Perforación Pozo Caan 1001 Perforación

Revisión y adecuación de Plataforma Caan-A


Instalación de Compresor en Caan-A


Interconexión de módulos y equipo auxiliar



I

Gasoducto de alta presión de 16 " de diámetro



En la Tabla II.3.1.2 se contemplan dos años para la ejecución de las obras pertenecientes al Campo Caan; prácticamente todas la obras se desarrollarán en paralelo y culminan en un periodo de un año y medio.

Tabla II.3.1.3 Programa General de Trabajo Campo Kanaab Integral.

Concepto

Año 1 Año 2


Perforación Kanaab 125 x

Terminación Kanaab 125 x

Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Kanaab, 2002.

En la tabla II.3.1.3 se muestra el cronograma general de trabajo para la perforación del Pozo Kanaab 125, donde se aprecia que la perforación contempla un tiempo de siete meses para su ejecución. En la Tabla II.3.1.4 se muestra el programa general de trabajo para las obras contempladas en el Campo Taratunich Integral.

Tabla II.3.1.4 Programa General de Trabajo Campo Taratunich Integral.


E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N DAdecuación de la Brecha Terciario Paleoceno - Cretácico (TPD) 201

Ingeniería Licitación Const.

Perforación PozosTPD-201

Cont. Equipo 24 61

Adecuación TPD-TD Ingeniería Licitación Const.


I

Reparaciones MayoresCont. Equipo 32D

301 52

Fuente: Estudio de Factibilidad Campo Taratunich, 2002.

De acuerdo a la Tabla II.3.1.4 inicialmente se tendrá que realizar la adecuación de tres conductores adicionales a la perforación; un conductor extra se ubica en la Plataforma Taratunich-TD y dos conductores en la Plataforma Taratunich-201; estos conductores servirán para la perforación de los nuevos pozos; estas adecuaciones se contemplan durante el primer año y serán de forma simultánea. Así mismo en el primer año se realizará la reparación mayor de los pozos 32D, 301 y 52.

En el segundo año se contempla la perforación de los pozos 24 y 61.

II.3.2 Selección del Sitio o Trayectoria.

La elección del sitio se determinó con base en la optimización de operación y explotación de los pozos y de los campos Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral.

En el caso del Campo Caan se contempla la introducción de un Gasoducto de 16 pulgadas de diámetro y 11,6 km de longitud; dicho gasoducto será instalado entre las Plataformas Abkatún-A y Caan-A, debido a que presentan ventajas operativas al existir un circuito abierto de producción-inyección de gas entre el Campo Caan y el Complejo Abkatún-A, que otorga la flexibilidad en un momento dado de poder inyectar un volumen adicional de gas, producto del rechazo o libranzas evitando con esto la emisión de gas a la atmósfera.

En el punto II.3.2.1 se mencionan los estudios técnicos, ecológicos, económicos, entre otros de acuerdo a los Estudios de Factibilidad para cada uno de los campos.

II.3.2.1. Estudios de Campo.

A continuación se mencionan los estudios técnicos que se han realizado para cada uno de los campos.

CAMPO ABKATÚN INTEGRAL.

Ø Estudio de Balance de Materia (1984 a 1987) para determinar volumen original y esquema optimo del número de pozos.


I

Ø Evaluación (1ra, 2da. y 3ra.) del avance del contacto agua/aceite.Ø Evaluación final de la Inyección Anticipada en el Campo Abkatún.Ø Evaluación en 1989 de las condiciones de explotación del Campo Abkatún y necesidades de infraestructura.Ø Estudio Integral del Complejo Abkatún, Pol y Chuc (APC).Ø Evaluación de volúmenes de Inyección óptimos para el complejo APC.Ø Estudios de factibilidad y pruebas en campo para implantar el Bombeo Neumático en los pozos cerrados por alto porcentaje de agua.Ø Estudio de factibilidad para seleccionar el sistema artificial idóneo a implantar en el campo Abkatún.Ø Se elaboró el Modelo Geológico para la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano y se determinó su volumen original.Ø Con el empleo del Sistema Depht Team se estableció un mejor y más preciso modelo de velocidades, lo cual dio como resultado que el rango de error al convertir a profundidad fuera de ± 3 m.Ø Se extrajeron atributos sísmicos para extrapolar las propiedades petrofísicas en áreas alejadas de los pozos, disminuyendo la incertidumbre.Ø Con la interpretación sísmica aumentó el área impregnada de 107 km2 a 148 km2, para el JSK se definió un área de 12 km2.Ø Se incrementó el volumen original en 338 MMBLS en la formación Brecha Paleoceno de Abkatún.

CAMPO CAAN INTEGRAL.

El campo Caan cuya caracterización geológica fue recientemente actualizada en el 2000, utilizando información sísmica adquirida con cable de fondo. La información sísmica interpretada contiene 2 440 km lineales de información migrada en 3D con ganancia, que equivalen a 300 km2, fue adquirida con 25 m de separación entre líneas y 25 m entre trazas. El yacimiento es una estructura anticlinal con orientación WNW-ESE, seccionada por fallas laterales con componentes normal e inversa con rumbo promedio N-S, cuyos saltos varían de 0 a 150 m. Estas fallas generan dos sistemas de fracturamiento el cual es abundante, definiendo un yacimiento naturalmente fracturado, según los modelos estructurales, de núcleos y registros de pozos analizados. En lo que se refiere a los límites originales del yacimiento, el superior está dado por formaciones calcáreo-


I

arcillosas del Paleoceno Inferior. El límite inferior de la acumulación está dado por el contacto agua-aceite a 3 850 MBNM y por la cima del Jurásico Tithoniano en la zona del pozo C-76D.El análisis cualitativo de los registros geofísicos de pozos, incluyó el cálculo de saturación de agua utilizando el método de doble agua. Para la determinación de las porosidades se utilizaron los registros sónico, de densidad y neutrón, considerando para esto el efecto de la litología y los fluidos de formación sobre las lecturas de los registros; La evaluación litológica se hizo utilizando ecuaciones simultaneas establecidas a partir del modelo litológico definido durante el estudio petrográfico, estas fueron caliza, dolomía, arcilla, porosidad de arcilla, anhidrita y sal. A través del análisis e interpretación de las pruebas de variación de presión, se determinó un yacimiento de alta permeabilidad (hasta 6,0 D), con doble porosidad constituida de matriz y un alto componente de porosidad secundaria. Ingeniería de Yacimientos. En 1991 se planeo el desarrollo del campo Caan, tomando como base un estudio de ingeniería de yacimientos en donde a partir de los mecanismos de empuje presentes, se elaboró un pronóstico de producción para determinar el ritmo de avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite. Definiendo de esta manera una profundidad optima para posicionamiento de los intervalos productores de los pozos del campo. La ventana de explotación esta ubicada entre 3 700 y 3 730 m. A inicios de 1994 con la información disponible: sísmica de 1980, 29 pozos, análisis PVT y pruebas presión – producción, se realizó el primer estudio integral y modelo de simulación, por la Compañía Scientific Software Intercomp. Analizando el comportamiento histórico, al graficar el logaritmo de presión contra la producción acumulada se pueden apreciar dos cambios de pendiente, lo cual nos indica que en el campo Caan actúan tres tipos de empuje:

Ø Expansión del sistema roca – fluidos.Ø Acumulación de gas liberado en el yacimiento.Ø Manifestación del acuífero. Actualmente como resultado del nuevo modelo geológico y el análisis del comportamiento del campo, se tiene documentado al 1° de enero del 2001, un volumen original de aceite de 1 512 MMBLS de aceite a


I

condiciones estándar y una reserva original de 839,6 MMBLS de aceite, que representa un factor de recuperación del 55,5 por ciento del volumen original de aceite. El modelo de simulación vigente es del tipo composicional con seis pseudocomponentes para ambas regiones (Caan y Akal), de doble porosidad y con dimensiones de la malla de 25 x 30 x 22. El modelo cuenta con dos regiones PVT una corresponde al Campo Caan y la otra correspondiente al Campo Akal.

En cuanto a la determinación de la ecuación de estado del Campo Caan, se validaron los siete análisis PVT con los que cuenta el campo, eligiéndose el PVT del pozo Caan–501, porque éste ajusta mejor el comportamiento de los fluidos del yacimiento y es el más cercano al promedio de todas las muestras. Para el ajuste de la historia de presión – producción, los principales parámetros utilizados fueron el volumen poroso en las celdas del acuífero común, la transmisibilidad, así como la compresibilidad de la roca. Una vez ajustada la historia de presión-producción del campo, el modelo de simulación se convierte en una herramienta confiable para la elaboración de pronósticos de producción bajo diferentes esquemas de explotación del campo. Al analizar los resultados de las corridas realizadas, se optó por aquellas que aportaron beneficios considerables, documentándose como mejor alternativa la perforación del Pozo Caan-1001, en conjunto con la Inyección de gas producido al casquete, teniendo el suministro desde Abkatún–A.


El incremento del volumen original de hidrocarburos en el campo Kanaab, de 34,0 a 90,7 MMB, obliga a plantear un nuevo esquema para desarrollar adecuadamente la reserva remanente probada y probable asociada al Jurásico Superior Kimmeridgiano de 31,7 MMB. La cual de ser explotada por el pozo existente. El proyecto de caracterización del yacimiento del campo Kanaab se llevó a cabo en 1999, utilizando tecnología geocientífica de interpretación y modelado interactivo, con información de registros Sónicos y de Densidad, 8 núcleos y muestras de canal de los pozos Kanaab 101 y Kanaab 1-A, tablas tiempo contra profundidad, interpretación sísmica del cubo 3D y complementados con estudios Geológicos, Petrofísicos, Petrográficos y Diagenéticos.


I

La evaluación de la información PVT y de Presión – Producción del pozo Kanaab-101, han permitido llevar a cabo estudios de Balance de Materia, de yacimientos y obtención de un modelo de simulación, esto para:

Ø Determinar índices iniciales y actuales de empuje.Ø Existencia de volúmenes de aceite mayores a los reportados originalmente.Ø Pronósticos de producción adecuados y con alto grado de certidumbre que apoyan el presente documento.Ø Conocimiento del problema de depositación de asfáltenos dentro del pozo y evaluar físicamente técnicas que inhiban y/o disminuyan esta problemática.

En los primeros años de explotación, la alta caída de presión observada en el yacimiento, consecuencia del vaciamiento, originó se evaluara la alternativa de aplicar técnicas de sistemas artificiales y en especial el sistema BEC; sin embargo al determinarse por Balance de Materia y Simulador Numérico el efecto de un acuífero asociado, este proyecto quedó sin aplicación. CAMPO TARATUNICH INTEGRAL. Recientemente fue concluido el Estudio Integral de Taratunich el cual comprendió la caracterización estática y dinámica de cada uno de los yacimientos que comprende el campo. Las corridas de predicción efectuadas con el modelo de Simulación Numérica muestran áreas de oportunidad para optimizar la explotación del campo. El modelo geológico construido a través del Estudio Integral del Campo Taratunich muestra una estructura anticlinal alargada con orientación NW-SE, la cual es limitada por fallas inversas, paralelas al eje principal de la estructura. Esta estructura principal es también afectada por una intrusión salina en la parte central, lo que dio origen a dos fallas normales perpendiculares al eje principal de la estructura y que separan los bloques 201 y 301. El cubo de datos sísmicos 3D que cubren el Campo Taratunich corresponden al Bloque E, el cual es parte del proyecto de adquisición de datos sísmicos 3D: Abkatún-3D. En la adquisición de los datos sísmicos fue utilizada la técnica de OBC (Ocean Bottom Cable). El modelo estático incluye el detalle de las formaciones JSK y la BTP-KS, determinación del OOIP (volúmenes originales), de la diagénesis en el JSK (dolomitización) y el ambiente de depositación en la BTP-KS (canales submarinos y abanicos) que controlan la distribución de las propiedades. Los mapas de isopacas y de propiedades fueron elaborados con este principio. La sísmica no pudo ser utilizada para mapear las


I

propiedades debido a lo delgado de los espesores de la formación en la BTP-KS, originando pobre resolución de la misma, impidiendo la correlación de las propiedades calculadas de la petrofísica en JSK. La BTP-KS y el JSK se caracterizan por matriz, vúgulos y fracturas. La porosidad matricial y vugular está controlada por la diagénesis. El modelo petrofísico desarrollado para este estudio fue una integración de estos tres tipos de porosidad. Las fracturas más los vúgulos conectados, la matriz y los vúgulos no conectados fueron delineados con el modelo. En el Campo Taratunich se detectaron dos tipos de porosidad secundaria, la de fracturas y la de vúgulos, la más importante es la de fractura; sin embargo, la porosidad vugular es más dispersa. Los vúgulos fueron caracterizados utilizando registros de pozos (sónico), y de imágenes, esto apoyó a la construcción del modelo petrofísico y estimó la conectividad y abundancia de los vúgulos.

El JSK es la formación más importante del campo, la cual consiste primeramente de dolomías yugulares, al oeste del Bloque 301, caliza y lutita al este de los Bloques 101 y 201. La BTP-KS está compuesta principalmente de Brecha, grainstone y mudstone. Los grainstones de la BTP-KS se caracterizaron a partir de los registros de pozos, asignando valores de 8% de porosidad. 15 litofacies fueron determinadas de los análisis de registros en la BTP-KS y JSK basados en las proporciones de caliza y dolomía y la porosidad primaria y secundaria. Un modelo conceptual para el fracturamiento del Campo Taratunich fue creado en el estudio integral, utilizando todos los datos de fracturas, estos modelos fueron usados para entender mejor las propiedades de las fracturas en cada capa, para cada análisis de pruebas de pozos y en cada bloque. Ingeniería de Yacimientos. En el Estudio Integral del Campo Taratunich, para los modelos de simulación, se construyeron dos mallas de simulación que abarcaron las dos formaciones BPT-KS y JSK, el modelo de simulación para la BPT-KS tiene 100 celdas en la dirección X y 70 en el eje Y y 5 capas de matriz y 5 de fractura para un total de 70 000 celdas. En el caso del JSK también tiene 100 celdas en la dirección X, 70 celdas en la dirección Y 9 capas de matriz y 9 de fractura, haciendo un total de 126 000 celdas.


I

Las propiedades de roca introducidas al modelo incluyen porosidad, permeabilidad las cuales se obtuvieron del modelo estático, las propiedades de fractura se obtuvieron del modelo estocástico de fracturamiento elaborado. Utilizando los resultados del análisis de registros de imágenes, kh y el índice de productividad de pozos como lineamientos. En el modelo de Brecha, los datos y pruebas de producción, además de los análisis de los registros no revelaron contactos entre ningún fluido. Para evitar la producción de agua, el contacto aceite-agua en el modelo para estas áreas, se colocó fuera de los yacimientos. El valor de saturación de agua obtenido de los estudios petrofísicos preliminares se utilizó como la saturación de agua inicial del modelo. Para la formación JSK en el Bloque 301, el modelo se inicializó con un contacto inicial aceite-agua determinado en el pozo 72. Por encima de este nivel, los valores de saturación de agua obtenidos de los estudios petrofísicos preliminares se utilizaron como la saturación de agua inicial del modelo. El citado estudio integral proporcionó bases de datos (geológicos y petrofísicos) y mapas (estructurales, de isopacas y propiedades) y con los modelos calibrados se realizó la predicción del comportamiento de los yacimientos para evaluar varias alternativas de explotación del campo.La factibilidad técnica de la perforación de los pozos propuestos y las reparaciones mayores, se basa en los resultados de los modelos geológico y de simulación, en el comportamiento histórico de producción de los pozos, análisis especiales de fluidos y de núcleos y en la experiencia emanada del personal del Activo de Explotación Abkatún.

Cabe señalar que el área donde se encuentra los cuatro campos ya ha sido evaluada en términos de otros manifiestos de impacto ambiental, en la tabla II.3.2.1.1 se presentan algunas de las evaluaciones de impacto ambiental para la zona.

Tabla II.3.2.1.1 Autorizaciones en Materia de

Impacto Ambiental para el Campo Abkatún, Campo Caan y Campo Taratunich.

Tipo de Instalación Autorización Modalidad

Campo AbkatúnLicencia Ambiental Única del Complejo Abkatún-A DGMIC.710/000652 LAULicencia de Funcionamiento Quemador de Desfogue LF-17 y P/02 ----Campo Abkatún D.O.O.DGOEIA-01023 MIA


I

Licencia Ambiental Única Abkatún-D DGMIC.710/002819 LAUCampo Caan

Proyecto Caan A.O.O.DGNA-0518 MIACampo Taratunich

Oleogasoducto de 20” por 0,5 km de Taratunich-C a interconexión Taratunich 101-102-103

A.O.O.DGNA.-01915 MIA-R

Oleogasoducto de 20” por 1 km de Taratunich-E a interconexión Taratunich 101-102-103Oleogasoducto de 20” por 1,2 km de Taratunich-D a interconexión Taratunich 101Trípode Taratunich-CTrípode Taratunich-DTrípode Taratunich-EOleogasoducto de 28” por 6,8 km de Taratunich-TH a interconexión Taratunich-TF

D.O.O.DGOEIA.-02521 MIA-G

Oleogasoducto de 20” por 6,8 km de Taratunich-TE hacia Abkatún-H D.O.O.DGOEIA.-01023 MIA-GTetrápodo Taratunich-TH D.O.O.DGOEIA.-04667 IPTaratunich-TH (incluye perforación) D.O.O.DGOEIA.-01941 IPPozo de desarrollo Taratunich-201 D.O.O.DGOEIA.-10555 DA-R


II.3.2.2. Sitios o Trayectorias Alternativas.

Independientemente de que la localización de los yacimientos de hidrocarburos en el área es extensa, el desarrollo de las obras no considera sitios alternativos, ya que los estudios sísmicos y de perforaciones exploratorias arrojan como resultado el sitio indicado como el óptimo en términos técnicos-económicos, por lo que no existen alternativas diferentes a las planteadas en este proyecto.

Adicionalmente se considera estos sitios óptimos de acuerdo a sus características estructurales por contar con infraestructura existente de apoyo para su aprovechamiento y explotación.

II.3.2.3. Situación Legal del o los Sitios del Proyecto y Tipo de Propiedad.

La Ley reglamentaria del Articulo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y su reglamento señala:

Artículo 2º.

Petróleos Mexicanos fue creado por el Decreto del 7 de Junio de 1938 como un organismo descentralizado, con personalidad jurídica y patrimonio propios. Tiene como objetivo, conforme a lo dispuesto en esta Ley, ejercer la condición central y la dirección estratégica de todas las actividades que abarca la industria petrolera estatal en


I

los términos de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.Artículo 3º. Se crearán los siguientes organismos descentralizados de carácter técnico, industrial y comercial, con personalidad jurídica y patrimonio propio, mismos que tendrán los siguientes objetivos: 1. PEMEX. Exploración y Producción: Exploración y explotación del petróleo y gas natural; su transporte y almacenamiento en terminales y comercialización; II. PEMEX - Refinación: Procesos industriales de la refinación; elaboración de productos petrolíferos y de derivados el petróleo que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas; almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de productos y derivados mencionados; III. PEMEX - Gas y Petroquímica Básica: Procesamiento de gas natural, líquido del gas natural y gas artificial; almacenamiento, transporte distribución y comercialización de estos hidrocarburos, así como de derivados que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas; yIV. PEMEX - Petroquímica: Procesos industriales petroquímicos cuyos productos no forman parte de la industria petroquímica básica, así como su almacenamiento distribución y comercialización. Las actividades estratégicas que esta Ley encarga a PEMEX - Explotación y Producción, PEMEX - Refinación y PEMEX - Gas y Petroquímica Básica, sólo podrán realizarse por estos organismos.Petróleos Mexicanos y los organismos descritos estarán facultados para realizar las operaciones relacionadas directa o indirectamente con su objeto. Dichos organismos tendrán el carácter de subsidiarios con respecto a Petróleos Mexicanos, en términos de esta Ley.

Con este enfoque PEMEX durante el periodo de 1966 a 1971 inicio la realización de trabajos de sismología para


I

la explotación de hidrocarburos en la Sonda de Campeche

En esta última fecha se detectó la presencia de indicios directos de acumulación de hidrocarburos en base al estudio de manifestación de hidrocarburos en el mar. Por tal razón, Petróleos Mexicanos decide realizar la prospección geofísica en esta zona permitiendo delinear las grandes estructuras productoras de petróleo que posteriormente se confirmaron con la perforación de los siguientes pozos de exploración y explotación.

En la actualidad se continúa explorando y explotando dicha Sonda para cuyo aprovechamiento se cuenta con infraestructura marina constituida por plataformas de perforación, producción y compresión, de enlace, estabilización rebombeo, telecomunicaciones y habitacionales; además de una amplia red de ductos de distribución.

La zona del proyecto se localiza en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal a Petróleos Mexicanos para la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, de acuerdo a lo prescrito por la Ley Reglamentaria, en los párrafos 4° y 5° del Articulo 27 constitucional en el ramo del petróleo. La zona concesionada contempla 2 600 km2 en el Golfo de México, en la llamada Sonda de Campeche.

II.3.2.4. Uso Actual del Suelo y/o Cuerpos de Agua en el Sitio del Proyecto y sus Colindancias.

De acuerdo con la resolución A.527 (13) emitida por la Organización Marítima Internacional (OMI) y ratificado por el Gobierno Mexicano, se validó internacionalmente un “Sistema de Control de tráfico Marítimo en el Golfo de México”, donde se establece un área restringida para la navegación de embarcaciones no petroleras alrededor de las instalaciones de la Sonda de Campeche. El objetivo es garantizar la seguridad del personal, instalaciones y terceros en caso de accidentes, terrorismo o sabotaje, dada la función vital de la producción de hidrocarburos dentro de la economía nacional.El área donde se proyecta las obras del presente estudio pertenecen a un área de uso exclusivo para la industria petrolera mexicana, el tráfico marítimo que existe en el área consiste en embarcaciones relacionadas con esta misma industria y restringe toda actividad diferente a la de exploración y explotación de los yacimientos petrolíferos.

II.3.2.5. Urbanización del Área.

Con la Puesta en marcha de las obras contempladas en el presente estudio, no se creará ningún tipo de servicio puesto que las obras se localiza en mar territorial en la llamada Sonda de Campeche y el centro poblacional


I

más cercano se encuentra aproximadamente a 140 km al noreste del Puerto de Dos Bocas, Tabasco. II.3.2.6. Área Natural Protegida.

El sitio del proyecto se localiza en mar territorial concesionado por el Ejecutivo Federal a Petróleos Mexicanos para realizar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. El Área Natural más cercana al sitio del proyecto es el Área de Protección de Flora y Fauna “Laguna de Términos” en Campeche, Campeche ubicado a 140 km al noreste del sitio y la Reserva de la Biosfera “Pantanos de Centla” en Tabasco, Tabasco ubicado a 150 km al noreste.

El Área de Protección de Flora y Fauna de Laguna de Términos se ubica en la zona costera del Estado de Campeche, entre el Río San Pedro y San Pablo al occidente y el área de drenaje del Estero de Sabancuy hacia el oriente, con una superficie de 706,147-67-00 hectáreas. Geopolíticamente se encuentra ubicada en los Municipios de Carmen, Palizada y Champotón. Esta Área Natural Protegida fu establecida oficialmente el 6 de junio de 1994, según decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación.

La Reserva de la Biosfera Pantanos de Centra se localiza al noreste del Estado de Tabasco, abarcando 302,706-62-50 hectáreas que representan el 12,27 % de la superficie total de la entidad. Se ubica entre las coordenadas geográficas 17° 57’ 53’’ y 18° 39’ 03’’ de latitud norte y 92° 06’ 39’’ y 92° 47’58’’ de longitud oeste.

La Reserva de la Biosfera se creó el 6 de agosto de 1992 por decreto del Ejecutivo Federal.

II.3.2.7. Otras Áreas de Atención Prioritaria.

El área del proyecto no se localiza dentro de algún área de atención prioritaria; sin embargo la Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de la Biodiversidad (CONABIO) define las siguientes áreas en la región de estudio: Región Terrestre Prioritaria (RTP) 144 correspondiente a los Pantanos de Centla, Región Hidrológica Prioritaria (RHP) 90 correspondiente a la Laguna de Términos – Pantanos de Centla y Región Marina Prioritaria (RMP) 53 que corresponde a los Pantanos de Centla – Laguna de Términos.

II.3.3. Preparación del Sitio y Construcción.

II.3.3.1. Preparación del Sitio.

Para el caso de la instalación del Módulo Habitacional en el Octápodo de Caan-A y de la instalación de


I

Tetrápodo para el Módulo de Compresión en el Campo Caan, se realizaran las siguientes actividades.

En el caso del Octápodo para la Instalación del Módulo habitacional éste ya se encuentra instalado por lo que se aprovechara esta estructura para su adecuación e inhalación de un Módulo Habitacional.

Para la instalación del Tetrápodo para el Módulo de Compresión la construcción de las dos secciones conocidas como subestructura y superestructura de la plataforma se llevarán a cabo en patios de construcción en tierra.

Una vez preparadas las estructuras éstas son transportadas a los sitios de construcción mediante chalanes de carga, en donde son ensamblados con la ayuda de un barco grúa.

Así la preparación del sitio consiste básicamente en la supervisión y limpieza del fondo marino con la finalidad de eliminar posibles obstáculos que puedan interferir con el hincado de pilotes y lastimar a los mismos.

Esta actividad es realizada por buzos especializados que inspeccionan el fondo marino para detectar obstáculos que puedan entorpecer los trabajos de instalación de la subestructura; cada buzo baja en una canastilla que es sostenida desde la cubierta del barco grúa.Lo anterior aplica también para la Perforación de Pozos, Taponamiento de Pozos, Reparación de Pozos. Para la instalación del Gasoducto en el Campo Caan se requiere que el derecho de vía esté despejado de obstáculos para tender las líneas y posteriormente iniciar el dragado para lo cual se requiere de la utilización de barcazas especializadas.

II.3.3.2. Construcción.

Construcción de Plataforma Habitacional Tipo y Módulo de Compresión Tipo.

En la Tabla II.3.3.2.1 se presenta el Cronograma de Trabajo desglosado para las actividades de construcción e instalación de una Plataforma Habitacional Tipo y de un Módulo de Compresión Tipo; mientras que en las Tablas II.3.3.2.2 y II.3.3.2.3 se presentan las Especificaciones de la Subestructura y Superestructura y Protección Catódica y Anticorrosiva de la Estructura, respectivamente.


I

Tabla II.3.3.2.1 Cronograma de actividades para la instalación de una

Plataforma Tipo y Módulo de Compresión Tipo.

DescripciónAño

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11Recepción de Equipo y Materiales x Acondicionamiento de Rutas y Áreas x Traslado de Material y Equipo x x XInstalación de Subestructuras y Piloteo

x

Instalación de la Superestructura x Instalación de Tetrápodo y Puentes X Obra Civil Acero y Soportería x Prueba Hidrostática XArranque y Puesta en Operación XEntrega Operativa. x


Tabla II.3.3.2.2 Especificaciones de la Subestructura y Superestructura.

Descripción NormaDiseño API-RP-2A Tubería Estructural ASTM-A36Perfiles ASTM-A36Soldadura AWS D.1,1


Tabla II.3.3.2.3 Protección Catódica y Anticorrosiva de la Estructura.

Recubrimiento anticorrosivoZona de protección Norma

Subestructura Protección basándose en ánodosZona de oleaje PEMEX 4 132,01 EPÓXICO RE-32

SuperestructuraPEMEX 3 132,01 LIMPIEZA

PEMEX 4 132,01 PRIMARIO RP-4PEMEX 4 132,01 ACABADO RA-26


En la Tabla II.3.3.2.4 se indica el Sistema Principal Contra Incendio.

Tabla II.3.3.2.4 Sistema Principal Contraincendio.


I

Equipo Norma

Sistemas Superficiales de Seguridad Industrial API-STD-17C

Control e Instrumentación ISA-RP-12.1

Bombas Centrífugas Contra Incendio NFPA-120


A continuación se describe de manera general el procedimiento de construcción e instalación de las Plataformas habitacional Tipo y del Módulo de Compresión Tipo. El procedimiento inicia con la construcción de la subestructura y superestructura en los talleres ubicados en tierra. Es importante mencionar que durante el procedimiento de construcción se da cumplimiento a las especificaciones mencionadas en las tablas II.3.3.2.2 y II.3.3.2.3. Una vez terminada la subestructura en los talleres en tierra y programada su instalación, el chalán de lanzamiento se encarga de transportarla desde el patio de fabricación, hasta el área donde será instalada; esta es acomodada de tal forma que las trabes de deslizamiento donde se encuentran descansando los marcos centrales, coincidan con las propias trabes del chalán. Se emplean dos malacates con la potencia mínima requerida para arrastrar las 800 toneladas que pesa la subestructura y montarla sobre el chalán.

Terminada la delicada maniobra, se asegura la estructura con elementos tubulares y se inicia el transporte con el auxilio de remolcadores especializados en este tipo de operaciones.

Al mismo tiempo que se transporta la subestructura, en otro chalán de carga, con su remolcador respectivo, se transportan los pilotes y conductores, previo estudio del acomodo estructural.

De manera similar a la maniobra de carga de la subestructura, se realiza la carga y transporte de la superestructura. En el lanzamiento de la subestructura se utilizan el chalán de carga, un remolcador y un barco grúa, cada uno con una función específica.

Dependiendo de las condiciones del viento, oleaje, corrientes etc., se elige la forma de descarga de la subestructura.


I

Existen dos procedimientos, uno es el que se refiere a lanzar la plataforma al mar y el otro es el de izar la pieza estructural directamente del chalán, de estos dos procedimientos el más cómodo y seguro es este último, sin embargo, este sólo es utilizado en trípodes y tetrápodos ya que en el caso de los octápodos no es posible llevarlo a acabo debido a lo grande y bromoso de la subestructura (Figura II.3.3.2.1).

Los dos sistemas son operaciones complejas que no afectan en gran medida el entorno y requieren de sincronización entre el funcionamiento de barcos, equipos, personal, sistemas de flotación, anclado, etc.

Figura II.3.3.2.1 Secuencia de Lanzamiento (Paso 1-4).

Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.

Figura II.3.3.2.2 Secuencia de lanzamiento (Paso 5-8). Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.

Figura II.3.3.2.3 Secuencia de lanzamiento (Paso 9-12). Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.

La maniobra se inicia con la llegada del chalán de carga al lugar de la colocación. Como primer paso, el chalán es anclado a una distancia de 450 m del barco grúa, a continuación se cortan las amarras y se engancha el cable del malacate a las orejas de levantamiento de la subestructura, para tirar de ellas desde el barco grúa.

La subestructura cae por su propio peso en su nivel superficial, gracias a que las patas o soportes se encuentran selladas herméticamente impidiendo el paso del agua, ver Figura II.3.3.2.4.

Con el barco grúa se coloca en posición la subestructura, flotándola hasta el punto de su localización definitiva. Una vez ubicada, se abren las válvulas para inundar cada pata y proceder con el hincado de pilotes.

Colocación e Instalación de Subestructuras.

Para la colocación e instalación de subestructuras se sigue un diagrama de ruta crítica a fin de optimizar tiempos y movimientos. Se cuenta para ello, además de los planos con la siguiente información:

Ø Conocimiento del peso y centro de gravedad de la subestructura.Ø Mecánica de suelos de la zona.Ø Tirante de agua.Ø Estatigrafía del terreno.Ø Curvas de penetración contra resistencia del suelo, para seleccionar el martillo adecuado para el hincado de pilotes.Ø Características del oleaje, vientos y mareas para la posición del barco.


I

Figura II.3.3.2.4 Secuencia de Izaje de la Subestructura.


Para la colocación correcta del barco grúa se requiere el auxilio de otro barco con equipo de radio-posicionamiento, que verifica las coordenadas y una vez comprobada la posición exacta, se lanza una boya de señalamiento, que se recupera cuando se instala la subestructura. El barco grúa procede a lanzar sus anclas para quedar fijo en la posición; en este caso, la tolerancia oscila en un radio de 50 m del lugar exacto. En el caso de que haya pozo exploratorio y la subestructura debe ir encima de éste, únicamente se requerirá localizar la boya de señalamiento del pozo, verificar las coordenadas mediante el barco auxiliar y anclar el barco grúa. Como primera actividad los buzos inspeccionan el fondo marino para detectar obstáculos que puedan entorpecer los trabajos de instalación de la subestructura.

Pilotaje y Cimentación. Los pilotes tienen un diámetro de 1,20 m o más según el tipo de plataforma, con un espesor que varía de 3 cm a 6,3 cm de acuerdo con la posición del pilote y su longitud varía también según el tipo de plataforma, las características de la misma y las del lecho marino, alcanzando profundidades de 100 m. Los pilotes se dividen en interiores, de esquina y de prueba (cualquier interior).

Para la maniobra de piloteo se utilizan martillos de vapor con peso inferior a 130 toneladas y que va de 30,000 a 300,000 lb/pie de energía. La subestructura una vez alineada y nivelada en su posición, es cimentada por medio de martillos que golpean la parte superior del pilote hasta el enterramiento deseado (Figura II.3.3.2.5).

Figura II.3.3.2.5. Piloteo y Cimentación. Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.

Colocación de la Superestructura.

Lo mismo que la subestructura, la superestructura es transportada en chalán hasta la zona de instalación y es colocada sobre la subestructura, piloteada y cimentada al subsuelo marino.


I

La superestructura se monta sobre los pilotes sin elementos de intersección. Lo más importante de la instalación de estas estructuras, es el corte que se hace a los pilotes, pues de su exactitud depende el desnivel de la superestructura.

Colocada ésta, se soldan las juntas pilote-columna, se nivela la cubierta con una tolerancia no mayor de 10 mm.

Tendido de Gasoducto.

El tendido se realiza en una barcaza adecuada para tubos de gran diámetro y de considerable longitud. La tubería se transporta desde las plantas de lastrado a los muelles por trailers y hasta la barcaza, por medio de barcos abastecedores o chalanes de carga (Figura II.3.3.2.5).

Tabla II.3.3.2.5 Cronograma de Actividades para la Instalación del Gasoducto.

DescripciónAño

1 2 3 4 5 6 7 8Recibo de Tuberías en Muelles X Transporte al Sitio de Tendido x Lastrado de Tubería x X Tendido de la Tubería x Prueba Hidrostática X Enterrado de la Tubería x X

Figura II.3.3.2.5 Tendido de Tubería con Barcaza Convencional.


Las juntas del tubo se deben soldar sobre la barcaza, que está equipada con 5 estaciones de soldadura y 25 máquinas de soldar, con extensiones de cables a cada una de las diversas estaciones instaladas sobre la cubierta. Antes de proceder a efectuar la soldadura, se coloca un alineador interior en los extremos de los tubos. La calidad de la soldadura es verificada por medio de una unidad de Rayos-X y en caso de existir fallas que requieran reparación, éstas se efectúan en la estación de soldadura, ubicada al final de la rampa de lanzamiento. Efectuada la soldadura y con el visto bueno de la unidad de radiografía, se procede a proteger la junta contra la corrosión, utilizando “vidrioflex” y un sello con poliuretano. La barcaza de tendido se fija con 8 anclas, con tensores de longitud que varía entre uno y medio kilómetro. Cuando la barcaza empieza a tender la tubería, se controla el movimiento con malacates que guían hacia delante


I

o hacia los lados, de acuerdo con los planos de línea, por medio de las anclas de apoyo que sujetan la barcaza. Al acercarse la barcaza a las anclas, dos remolcadores que la acompañan fijan éstas a una nueva posición (Figuras II.3.3.2.6 y II.3.3.2.5.7).

Figura II.3.3.2.6 Procedimiento para Izaje y Tendido de la Tubería.


Figura II.3.3.2.5.7 Procedimiento para Abandono de la Tubería. Fuente: Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental.

Actualmente el enterrado de líneas submarinas tiene un promedio de 65 cm a 100 cm de espesor sobre la parte superior del tubo (Norma No. PEMEX 2 421,01).

Para el enterrado, se combina el efecto del chorro del agua con aire a presión alta y una bomba de succión para el dragado. Este dispositivo denominado “arado”, corta la zanja y la limpia, saca el lodo debajo de la tubería, entierra ésta e inmediatamente acumula el lodo sobre la misma para cubrirla.

Al final se realiza una prueba hidrostática con la finalidad de confirmar que el ducto se encuentra perfectamente sellado y sin fugas que pongan en riesgo a las instalaciones y al medio ambiente. Perforación de Pozos Marinos. En el Apartado II.2.1, Descripción de las Obras y Actividades se ha desarrollado la información correspondiente a la perforación de Pozos Marinos en lechos marinos para el Pozo de perforación Abkatún 57D. La perforación de pozos programados para los proyectos de Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral se llevarán a cabo desde Equipos Empaquetados y por medio de Plataformas Autoelevables; en la Figura II.3.3.2.5.8 se muestra una Plataforma Empaquetada y en la Figura II.3.3.2.5.9 una Plataforma Autoelevable.

Figura II.3.3.2.5.8 Esquema de Plataforma Empaquetada.

Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (92 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I

Figura II.3.3.2.5.9 Esquema Plataforma Autoelevable. Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002

Durante la Perforación de Pozos se utilizan Preventores que son dispositivos utilizados para controlar posibles brotes de fluidos contenidos a presión en las capas geológicas, fueron diseñados de acuerdo a las disposiciones incluidas en las normas API como las RP-14B, RP-53, etc. Los arreglos varían de acuerdo a la etapa perforada como se muestra en las

Figura II.3.3.2.5.13 Diseño de Preventores para la Perforación de Pozos de Desarrollo.

Al finalizar las actividades de perforación, se instala el árbol de válvulas de acuerdo a las especificaciones API-6A y NACE STANDARD MR-01-75. Este dispositivo está constituido por los siguientes elementos:

Árbol de válvulas de 20 ¾” (3 m) x 16 ¾” (5 m) x 16 ¾” (5 m) x 13 5/8” (5 m) x 7 1/16” (5 m).Cabezal soldable de 20 ¾” (3 m) deberá ser en U/DD/PSL1/PR2.Cabezal de 20 ¾” (3 m) x 16 ¾” (5 m) deberá ser en U/DD/PSL2/PR2.Cabezal de 16 ¾” (5 m) x 16 ¾” (5 m) deberá ser en U/DD/PSL3/PR2.Cabezal de producción 16 ¾” (5 m) x 13 5/8” (5 m) deberá ser en U/DD/PSL3/PR2Medio árbol de válvulas de producción de 13 5/8” (5 m) x 7 1/16” deberá ser en U/DD/PSL3/PR2.

Figura II.3.3.2.5.14 Árbol de Válvulas.II.3.4. Operación y Mantenimiento.

II.3.4.1. Programa de Operación. A continuación se desarrolla la descripción general de los procesos que se llevarán a cabo en el Módulo de Compresión en el Campo Caan y la descripción general de una plataforma de perforación tipo; así como la descripción del gasoducto.


I

Plataforma de Perforación. Descripción General del Proceso.

El crudo y gas extraídos del yacimiento a través de los pozos de producción se recolectan en una plataforma de perforación. Estas plataformas son capaces de captar el flujo de varios pozos de producción. La plataforma de perforación se encarga de controlar la presión de descarga de crudo-gas de cada uno de los pozos asociados, así como del control de la “camisa” del ducto que conecta dichos pozos a la plataforma. El control de las variables mencionadas es importante debido a que el rebasar niveles críticos puede conducir a situaciones difíciles e incluso ocasionar el descontrol total del pozo.En la plataforma de perforación además se realizan muestreos para determinar la relación de gas-crudo proveniente de cada uno de los pozos mediante el uso de un separador de prueba y en algunas ocasiones esta plataforma juega un papel de enlace con plataformas de perforación más distantes. A continuación se describen los Servicios Requeridos por este tipo de plataforma: Sistema de Generación de Energía.

Este sistema alimenta a todos los equipos de la plataforma que requieren energía eléctrica. Está formado por generadores accionados por motor diesel, los cuales cuentan con su propio sistema de enfriamiento. El suministro de diesel se efectúa a través de tanques de almacenamiento de diesel integrados al mismo motor. Sistema de Suministro de Presión Hidráulica. Este sistema es utilizado para el accionamiento de las válvulas de cortes de pozos y de la plataforma. Está constituido por un tanque de almacenamiento del fluido hidráulico y por las bombas de suministro, una de las cuales es operada por motor eléctrico y la otra operada manualmente en caso de falla del sistema de generación de sistema eléctrica. Posee, además, acumuladores que mantienen la presión del sistema durante un período corto de tiempo cuando presenta alguna falla en la bomba accionada por el motor eléctrico.Sistema de Inyección Antiespumante.


I

El sistema antiespumante sólo es operado cuando se alimenta el flujo de algún pozo de perforación al separador de prueba, y está constituido por un tanque de almacenamiento y bombas de inyección de antiespumante. El cabezal de descarga de las bombas de inyección se conecta al cabezal de alimentación del separador de prueba. Sistema de Nitrógeno. Este sistema opera automáticamente cuando se presenta una falla de aire de instrumentos y sirve para alimentar el sistema de control de paro de pozos. Está formado por una serie de cilindros de nitrógeno y un cabezal de distribución a válvulas y al sistema de control de paro. Sistema de Combustible Diesel. El sistema de diesel suministra el combustible para accionar los generadores de energía eléctrica y la bomba de contra incendio. Esta formado por tanques de almacenamiento de diesel que alimenta a las bombas de transferencia de diesel accionadas por motores eléctricos. El cabezal de descarga de las bombas de transferencia alimenta a varias centrifugadoras de diesel que se recirculan al tanque de almacenamiento cuya descarga entra a los tanques de día de almacenamiento de donde se envía combustible a los generadores y a las bombas contra incendio y otros servicios que lo requieran.Sistema de Aire de Planta e Instrumentos. El sistema está constituido por compresores reciprocantes de dos etapas, accionados por motores eléctricos. El aire comprimido se descarga a un tanque receptor de aire de planta, para después pasar al cabezal que lo distribuye hacia los servicios o hacia el sistema de secado de aire para instrumentos. El ramal que va al sistema de secado pasa por un prefiltro hacia un secado de aire de instrumentos constituido por dos torres, una en operación y la otra en regeneración. El aire que sale de este secado pasa por un post-filtro y luego entra al recibidor de aire de instrumentos, cuya salida alimenta aire seco hacia las válvulas y controles neumáticos de la plataforma. La otra línea que sale del cabezal del recibidor de aire de planta alimenta directamente a las estaciones de servicio;


I

El Diagrama II.3.4.1.1 muestra el Diagrama de Flujo de una Plataforma de Perforación Tipo y en la Tabla II.3.4.1.1 se muestra el cronograma general para llevar acabo la perforación de pozos.

Tabla II.3.4.1.1 Cronograma de Perforación de Pozos.

Actividades Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5

Programa de Núcleos X

Formación Imprevistas x X

Programa de Tuberías de Revestimiento X

Diseño de la Cimentación X X

Programa de Fluidos de Perforación x X

Cabezales y Árbol de Válvulas X

Programa de Registros Geofísicos X X

Programa Direccional del Pozo X X

Requerimiento Técnicos para la Terminación del Pozo

x

Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.

En el Anexo II.5 se muestran las Solicitudes de Perforación para los Pozos Abkatún 57D, Caan-1001, Kanaab-125, Taratunich-24 y Taratunich-61.

Diagrama II.3.4.1.1 Flujo de una Plataforma de Perforación Tipo.

Plataforma de Compresión.


I

Descripción General del Proceso.

La plataforma de recomprensión de gas tiene como función recomprimir el gas que se obtiene de las plataformas de producción temporal o permanente y enviarlo a la de enlace a una presión de hasta 100 kg/cm2 para esto se cuenta con los siguientes sistemas dentro de la plataforma.

Se cuenta con un separador centrífugo que recibe los gases de la segunda etapa de separación generados por las plataformas de producción temporal o permanente que se encuentran adyacentes. De aquí pasan al tanque de succión del compresor de baja presión. Desde donde se alimentan a la primera etapa de compresión para elevar su presión hasta 4,22 kg/cm2.

Paralelamente se reciben gases de la primera etapa de separación de las plataformas de producción temporal o permanente en un separador centrífugo. Los gases obtenidos en este separador se unen a los que se comprimieron de la primera etapa y entran al enfriador, cuya salida entra a un separador que recupera los condensados originados por el enfriamiento y la compresión. Los gases de este separador entran a la segunda etapa de compresión, para pasar luego al enfriador de Inter-etapa que alimenta al separador de esta etapa. De este último separador entran a la tercera etapa de compresión que incrementa la presión del gas hasta 84,4 kg/cm2. El gas comprimido pasa al enfriador y luego al separador de última etapa, cuya salida alimenta a las plantas de endulzamiento de gas y a la sección de deshidratación de gas amargo. Para la operación de los compresores se utilizarán turbias de gas combustible que se toma de las descargas de compresoras una vez endulzado con dietanolamina (DEA). A continuación se describen los Servicios Requeridos por este tipo de plataforma:Sistema de Endulzamiento de Gas. La plataforma de producción permanente puede contar con una planta de endulzamiento de gas para el consumo interno en la plataforma. El gas a una presión que puede llegar a presiones superiores a 70 kg/cm2 y temperaturas de 50 °C o más, se enfría hasta alcanzar una temperatura de 38 °C; se alimenta de absorbedor, donde fluye a contracorriente con una solución de dietanolamina (20 % peso), proveniente de la sección de regeneración. El gas dulce que se extrae del domo de la torre se depura y precalienta para su consumo, mientras que la solución de amina rica (con los


I

gases ácidos en solución) deja el fondo de la torre y pasa a través de un intercambiador de calor amina rica/amina pobre, donde se precalienta hasta una temperatura de 77 °C, y se alimenta posteriormente a la columna de destilación donde se regenera la solución de amina. Los gases ácidos (CO2, H2S) y el vapor de agua dejan el domo de la torres y fluyen a través de un

condensador principal donde todo el vapor es condensado. El agua y los gases ácidos se envían a un acumulador de reflujo de amina donde se separan los gases ácidos y el agua es recirculada a la parte superior de la torre. Una parte de la corriente de amina pobre que se extrae en el fondo de la columna de destilación es bombeada a través del intercambiador amina-amina, mientras que otra fluye al rehervidor para generar vapor a 127 °C. La solución amina pobre deja el intercambiador amina-amina y pasa por un filtro para remover partículas (principalmente de sulfuro de fierro). Posteriormente se enfrían y alimenta en el último plato del absorbedor para completar el ciclo. Sistema de Deshidratación de Gas. La otra parte del gas comprimido entra al sistema de deshidratación a través de la torre deshidratadora de gas pasando a continuación al enfriador de TEG (Trietilenglicol) seco y luego al separador de TEG, para salir hacia la plataforma de enlace. El TEG utilizado en la torre de deshidratación sale por el fondo de ella hacia un filtro de alta presión, al intercambiador TEG, húmedo/TEG seco, luego al separador de vapor de agua, al filtrado de TEG húmedo, para entrar finalmente a la torre regeneradora de TEF, en donde se elimina el agua separada del gas. La torre regeneradora cuenta con un hervidor y alimenta el TEG seco al intercambiador TEG húmedo/TEG seco, pasando de ahí a la torre de deshidratación a través de la bomba de TEG y del enfriador de TEG seco. Sistema de Recuperación de Condensables. Este sistema se utiliza para tratar los condensados recuperados en los separadores de la planta de compresión de gas, de donde pasa a un cabezal que va hacia el tanque de balance de agua aceitosa para la recuperación de hidrocarburos y de ahí a la torre agotadora de ácido.


I

En la torre agotadora se alimenta a contra-corriente los condensados recuperados y el gas inerte que sirve para absorber gran parte de los gases ácidos que contienen los condensados. El agua recuperada en la torre sale por el fondo y entra al drenaje aceitoso y los gases ácidos se envían al sistema de desfogues. Sistema de Generación de Gas Inerte. El sistema de gas inerte requerido por el tanque de expansión de aceite de calentamiento, el agotador de agua amarga, tanque de enlace de hipoclorito, los tanques recibidores de diesel y las instalaciones de servicio. El equipo está integrado por el generador de gas inerte, el cual aprovecha la combustión de diesel para obtener dicho gas. El diesel se recibe en un tanque de día de diesel y de allí pasa a la bomba que alimenta el diesel combustible del generador. Para lograr la combustión del diesel en el generador requiere de una alimentación de aire movido por un soplador de combustión. El gas inerte obtenido en el generador pasa al separador de la succión del compresor, para luego entrar al compresor de dos etapas. A la salida de cada etapa se tienen enfriadores. El gas inerte comprimido y enfriado entra a los separadores para recuperar los posibles condensados que se obtengan al enfriarlo.

Posteriormente entra al recibidor y de allí sale al cabezal que lo distribuye a las estaciones de servicio, tanque de balance de NaClO tanque de expansión de aceite de calentamiento y el agotador de agua marina. Sistema de Aceite de Calentamiento. Este sistema es un circuito cerrado, el cual consta de un calentador a fuego directo, un soplador de aire para la planta de combustión y un tanque de expansión para mantener la presión en el sistema. El aceite de calentamiento se distribuye mediante bombas de los rehervidores de las torres regeneradoras de TEG y DEA respectivamente, para después regresar al calentador de fuego directo e iniciar nuevamente el ciclo.


I

En el diagrama II.3.4.1.2 se presenta el Flujo de una Plataforma de Compresión Tipo y en la Tabla II.3.4.1.2 se muestra las Actividades llevadas a cabo en la Plataforma de Compresión.

Tabla II.3.4.1.2 Actividades Realizadas en Plataforma de Compresión.

Proceso Actividades

Compresión de Gas

Separador Baja PresiónSeparador Alta Presión

Tratamiento CondensadosDeshidratación Gas Amargo


Gasoducto.

Descripción General del Proceso.

El Gasoducto que será instalado tendrá una longitud de 11,6 km, con un diámetro de 16 pulgadas; su punto de salida será de la Plataforma Abkatún-A y la llegada será en la Plataforma Caan-A. La finalidad de dicho gasoducto será la de transportar 150 MMPCD de gas de descarga de módulos a 70 kg/cm2 y a 40°C.

II.3.4.2. Programa de Mantenimiento Predictivo y Preventivo.

La infraestructura futura proyectada, una vez construida durante todo su tiempo de vida útil (estimada en 25 años), estará sujeta a los programas de mantenimiento de carácter permanente que PEP tiene implementado para sus instalaciones y equipos para que éstos se encuentren siempre en condiciones óptimas de operación, respetando la normatividad vigente de seguridad industrial y protección ambiental.

Las fases de mantenimiento se dividen de la siguiente manera:

Ø Mantenimiento Predictivo (Inspección).Ø Mantenimiento Preventivo (Rutinas diarias).Ø Mantenimiento Total (Rehabilitación general).


I

Ø Mantenimiento Correctivo (Corrección y prevención de anomalías y fallas).

El tipo de mantenimiento a instalaciones y equipos, así como la forma de llevarlo a cabo se muestra en la tabla II.3.4.2.1.

Tabla II.3.4.2.1 Tipo de Mantenimiento.

Tipo de Mantenimiento Plataformas Ductos Ascendentes y Líneas.

Equipos

Predictivo Por medio de un barco inspector por contrato

Por medio de un barco inspector por contrato

Inspecciones programadas a través de contratos de servicio

PreventivoCon apoyo de embarcaciones y con cuadrillas

Con apoyo de embarcaciones y con cuadrillas

Mantenimientos programados por recursos propios y por contrato

CorrectivoCon apoyo de embarcaciones y con cuadrillas

Con apoyo de embarcaciones y con cuadrillas

A falla presentada y se ejecutan por recursos propios y contratos


A continuación se señalan cuales son las principales actividades que se realizan en estructuras y ductos al respecto de manera general.

Estructuras.

Subestructuras.

Evaluación dos veces al año de la protección catódica, haciendo las correcciones a los ánodos necesarias, revisión y aplicación del recubrimiento anticorrosivo para zona de mareas y para la zona atmosférica.

Superestructura: Limpieza o cambio de las tuberías dañadas o desgastadas y aplicación del recubrimiento anticorrosivo, reparación a las rejillas, charolas de recolección, escaleras, soportería, etc. Generalmente dos veces al año. Equipo General:


I

Cambio de empaques, válvulas, instrumentos dañados, cambio de luminarias, celdas solares dañadas, canalizaciones eléctricas, entre otras. Ductos. El mantenimiento que se les da a los ductos e instalaciones conjuntas se divide en mantenimiento menor y mayor. Mantenimiento Menor; se aplica generalmente dos veces al año e incluye las siguientes actividades:

Ø Reparación de Recubrimiento Anticorrosivo Dañado.Ø Cambio o Limpieza de Instrumentos.Ø Cambio o Limpieza de Luminarias.Ø Cambio de Conductos Eléctricos.Ø Cambio de Empaques a las Líneas de Aire de Instrumentos.Ø Limpieza y Reparación a los Equipos de Seguridad Industrial (equipo contra-incendio, alarmas, detectores, etc.).

Mantenimiento Mayor; se denomina así cuando se tiene que dejar de operar alguna parte del sistema, por ejemplo en los siguientes trabajos:

Ø Cambio de Tramos de Tubería Sobrecubierta o Submarina.Ø Cambio o Reparación de Válvulas.Ø Cambio de Empaques.Ø Reparación al Equipo de Transporte o Proceso.

En el caso particular del Campo Caan se contempla el mantenimiento de los pozos, infraestructura de producción y de servicios generales con la finalidad de mantener y conservar en óptimas condiciones de operación y de seguridad, los equipos de control superficial de los pozos y de las instalaciones, de tal manera que permita optimizar y asegurar la plataforma de producción.

El alcance considera 5 intervenciones menores relacionadas con la seguridad, así como 12 estimulaciones y 18 tomas de información para actualización de modelos de análisis. En el mantenimiento se considera el movimiento de equipo fijo para la plataforma Caan-A, el apoyo de barco grúa para estimulaciones y tomas de información, así como el barco de contra incendio como apoyo para inducciones.


I

Para la determinación del número de intervenciones, se toma como base la estadística, aplicando por pozo los siguientes criterios:

Ø Cambios de Válvulas cada 4 años.Ø Estimulaciones cada 2 años.Ø Una toma de información cada año por Pozo Productor.

Es importante mencionar que las obras contempladas en la presente Manifestación de Impacto Ambiental serán integradas a los Programas de Mantenimiento con los que cuenta PEP para cada uno de los campos involucrados. En las siguientes tablas se muestra un resumen calendarizado para las actividades descritas anteriormente.

Tabal II.3.4.2.2 Cronograma Calendarizado Para Módulo de Compresión y Módulo Habitacional.

Actividad E F M A M J J A S O N D

Subestructura

Protección Catódica X X Corrección Ánodos X X Revisión y Aplicación Recubrimiento X X

Superestructura

Limpieza Tuberías x X Reparación Rejillas X X Reparación Charolas Recolección X X Reparación Escaleras X x

Equipo en General

Cambio Empaques X X x Cambio Válvulas, Luminarias X x X

Cambio Canalizaciones Eléctricas X X Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.

Tabal II.3.4.2.3 Cronograma Calendarizado Para Gasoducto.


I

Actividad E F M A M J J A S O N D

Mantenimiento Menor

Reparación de Recubrimiento Anticorrosivo x X

Cambio o Limpieza de Instrumentos X X

Cambio o Limpieza de Luminarias x X

Cambio de Empaque a Líneas de Aire X X

Limpieza y Reparación de Equipos de Seguridad

X x

Mantenimiento Mayor

Cambio de Tramos de Tubería X X

Cambio o Reparación de Válvulas X X

Cambio de Empaques X X

Fuente: PEP; Región Marina Suroeste, 2002.x

Tabal II.3.4.2.4 Cronograma Calendarizado Para

Pozos Productores.

Actividad Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6

Pozo

Cambio de Válvulas X x

Estimulación X x X

Toma de Información x x x x x X


II.3.5. Abandono del Sitio. El diseño de la infraestructura futura contemplada en la presente manifestación se consideró con un tiempo de vida útil de 25 años, aplicando el mantenimiento preventivo que incluye la protección anticorrosiva, así como evaluaciones del espesor de las paredes de las tuberías por medio de “diablos instrumentados” y con las pruebas hidrostáticas, la hermeticidad de los empaques y la resistencia de los equipos de proceso. De acuerdo con la OMI y su Resolución A.672 (16) “Directrices y Normas para la Remoción de Instalaciones y Estructuras Emplazadas Mar Adentro en la Plataforma Continental y en la zona Económica Exclusiva”, se


I

menciona que toda instalación o estructura mar adentro, abandonada o en desuso en cualquier plataforma continental o zona económica exclusiva ha de ser retirada, excepto cuando el no hacerlo o el proceder a una remoción parcial será compatible con los siguientes criterios de evaluación de emplazamiento mar adentro sobre el fondo marino:

Ø Consecuencias en la Seguridad de la Navegación de Superficie o Submarina u otros Usos del Mar.Ø Velocidad de deterioro de los materiales y sus posibles efectos en el Medio Marino.Ø Consecuencias para el Medio Marino.Ø Materiales fuera de emplazamiento causados por el tiempo.Ø Asignación de nuevo uso.Ø Gastos, Viabilidad Técnica y Riesgos de Lesiones para el Personal.

Para la presente Manifestación de Impacto Ambiental se considera que las subestructuras y superestructuras del módulo habitacional y del módulo de compresión; así como líneas ascendentes y descendentes del gasoducto tendrán que ser desmanteladas; una vez terminada su vida útil. Estructuras. Al término del tiempo de vida de la estructura, se realizará una evaluación para determinar su grado de corrosión y el desgaste de la tubería y equipo, por si la explotación continua, se realizarán las reparaciones necesarias para garantizar las instalaciones, el personal y el medio ambiente o, en dado caso, utilizarla como apoyo en otras zonas del área. En caso de que la explotación no sea redituable, la superestructura se puede recuperar eliminando los elementos y soldaduras que las unen con la subestructura y los pilotes, efectuando los pasos en una secuencia inversa a la utilizada para la instalación; el equipo de proceso, bombeo, generación eléctrica, etc., que sea operable, será reutilizado. La subestructura se seccionará de los pilotes de cimentación desde su base y al igual que la superestructura (rejillas, soportería, barandales, escaleras, etc.) será considerada como chatarra, trasladada a la Terminal Marítima de Dos Bocas para su disposición final.

Ductos.

Al concluir el tiempo de operación del ducto, será desmantelada la tubería sobrecubierta, los elementos que integran file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (105 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I

el ducto ascendente y la curva de expansión.

La línea enterrada, previa limpieza por medio de “diablos”, se inundará y se sellarán los extremos.

Por las características de los materiales de construcción y por enterrarse a 0,65 m de profundidad en el suelo marino, no constituirá un riesgo para el entorno.

Un vez taponado el ducto por ambos extremos y fuera de operación las comunidades de flora recuperarán a través del tiempo su distribución en este nuevo nicho colonizándolo de tal forma que florecerán nuevas comunidades florísticas, debido a que ya no se presentará vibraciones producto de la operación del gasoducto; así mismo desaparecerá las variaciones de temperatura y vibraciones del gasoducto producto del transporte del gas.

Así mismo algunas especies de invertebrados utilizarán las estructuras sobresalientes para adherirse y formar nuevas colonias de pólipos.

Es importante que todas las estructuras retiradas pasaran a los patios de la Terminal Marítima Dos Bocas, donde serán seleccionadas para utilizar algunas estructuras en nuevas obras y las que se encuentren en condiciones fuera de norma pasaran a formar parte del Programa de Venta de Chatarra.

II.4. Requerimiento de Personal e Insumos.

II.4.1. Personal.

El personal que se deberá utilizar en este tipo de obras debe ser altamente calificado y capacitado para los trabajos en mar, además de contar con los conocimientos técnicos para los proyectos, por lo que deberá tratarse de profesionistas y técnicos especializados. Para estos tipos de obras se cuenta con el personal que labora en PEP, se calcula que en relación con las instalaciones de plataformas se emplearán 200 personas por cada tipo de instalación (Plataforma Habitacional Campo Caan, Módulo de Compresión Campo Caan) y de 108 personas por la construcción del gasoducto (Gasoducto entre Abkatún-A y Caan-A). También se contempla la contratación de compañías privadas para otros trabajos específicos.


I

En la tabla II.4.1.1 y II.4.1.2 se menciona el personal necesario que se requerirá para la instalación de las estructuras y del gasoducto, así como el tiempo que serán contratados; mientras que en la Tabla II.4.1.3 se menciona el personal necesario para la perforación de pozos.

Tabla II.4.1.1 Relación de Personal Necesario

Para la Construcción e Instalación de Estructuras Marinas.

Personal Cantidad Tipo Empleo Tiempo (Bimestre)1 2 3 4

ManiobrasOperador de Grúa 2 Temporal Ayudantes 4 Temporal Maniobristas 10 Temporal

Soldadura y CortesSupervisor 2 Temporal Soldador 30 Temporal Ayudantes 30 Temporal Electricistas 2 Temporal

Trabajos de ConstrucciónSupervisor 2 Temporal Pailero 4 Temporal Tubero 4 Temporal Ayudantes 4 Temporal

Inspección RadiográficaSupervisor 2 Temporal Técnico radiólogo Nivel 1 2 Temporal Ayudantes 4 Temporal

Inspección de UltrasonidoTécnico en ultrasonido 2 Temporal Auxiliar técnico 2 Temporal

Radio PosicionamientoTéc. operador de unidad móvil 1 Temporal Téc. operador de unidad fija 1 Temporal Ayudantes 2 Temporal

Inspección SubacuáticaSupervisor 2 Temporal Buzo especialista 6 Temporal Buzo técnico 10 Temporal Ayudante de buzo 10 Temporal Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Continuación Tabla II.4.1.1 Relación de Personal Necesario Para la Construcción e Instalación de Estructuras Marinas.


I


Prueba HidrostáticaSupervisor 1 Temporal Tuberos 2 Temporal Operador de Bomba 2 Temporal Operador de Instrumentos 2 Temporal Ayudantes 4 Temporal

Dirección y AdministraciónCoordinador 1 Temporal Jefe de Guardia 2 Temporal Auxiliar 4 Temporal Supervisor 6 Temporal Capturista 2 Temporal Almacenista 2 Temporal Ayudantes 4 Temporal Tripulación del Barco Barcaza 30 Temporal Promedio Total del Personal 200 Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

El personal que se requerirá para la instalación de las líneas submarinas se menciona en la Tabla II.4.1.2.

Tabla II.4.1.2 Relación de Personal Necesario para la Instalación de Gasoducto.


TransporteOperador de Embarcación 6 Temporal Ayudante de Operador 6 Temporal Cocinero 1 Temporal Bomberos 2 Temporal Primeros Auxilios 1 Temporal Maniobras 2 Temporal Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Continuación Tabla II.4.1.2 Relación de Personal Necesario para la Instalación de Gasoducto.


Operador de Grúa (600 t) 10 Temporal Ayudantes 8 Temporal

Soldadura


I

Supervisor 1 Temporal Sobrestante 2 Temporal Soldador/Operador 8 Temporal Ayudante 8 Temporal Electricista 2 Temporal

Inspección Radiográfica

Supervisor 1 Temporal Técnico Radiólogo Nivel 1 2 Temporal Técnico Radiólogo Nivel 2 2 Temporal

Inspección Ultrasonido

Téc. En Ultrasonido Nivel 1 2 Temporal Auxiliar Técnico 2 Temporal

Prueba HidrostáticaSeguridad Industrial 2 Temporal Ayudantes 2 Temporal

Radioposicionamiento

Téc. Operador Unidad Móvil 2 Temporal Téc. Operador Estación Fija 2 Temporal Inspección Subacuática 2 Temporal Supervisor 1 Temporal Buzo Especialista 2 Temporal Buzo Técnico 4 Temporal Ayudante de Buzo 4 Temporal

Dragado, Enterrado y Acolchonamiento

Operador de Embarcación 2 Temporal Ayudante 2 Temporal Maquinista 2 Temporal Supervisores 2 Temporal Buzos 8 Temporal Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Continuación Tabla II.4.1.2 Relación de Personal Necesario para la Instalación de Gasoducto.

Personal Cantidad Tipo Empleo TiempoMes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4

Dirección y Administración

Coordinador 1 Temporal


I

Jefe de Guardia 2 Temporal

Auxiliar 2 Temporal

Supervisor 2 Temporal

Capturista Control Estadístico 2 Temporal

Almacenista 2 Temporal

Total de Personal 108


Tabla II.4.1.3. Relación de Personal Necesario para la Perforación y Terminación de Pozos.

Descripción Cantidad

Superintendente de Plataforma 1Técnicos de Perforación 4Ing. Químico 2Ing. Geólogo 2Ing. De Proyecto 1Ing. De Seguridad Industrial 4Administrador 1Médico 1Personal de cuadrillas de perforación 14Personal de mantenimiento mecánico 10Ayudante técnico de perforación 10Personal de compañías 15Personal de cocina, limpieza y mantenimiento 15

Total 80 Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Del total de personal que aparece en las tablas anteriores y de acuerdo con los programas y requerimientos del proyecto, se estima que la mayoría estará constituida por mano de obra calificada. La cantidad de personal para la operación de las plataformas construidas, dependerá de la automatización del proceso, sin embargo se considera que el personal mínimo puede estimarse en 23 personas distribuidas en las diferentes actividades, según su especialidad, en las Tablas, II.4.1.4 y II.4.1.5 se muestra el personal que se requiere para cada una de las diferentes plataformas Habitacional y Compresión).

Tabla II.4.1.4 Personal Requerido por una Plataforma de Compresión.


I

Descripción Cantidad Tipo Empleo Tipo Mano de Obra

Supervisor del área 1 Permanente CalificadoOperario C 1 Permanente CalificadoMecánico 1 Permanente CalificadoMecánicos de mantenimiento 4 Permanente CalificadoAyudante 1 Permanente CalificadoInstrumentista 1 Permanente CalificadoAyudante 1 Permanente CalificadoTableristas 3 Permanente CalificadoLaboratorista 1 Permanente Calificado


Tabla II.4.1.5 Personal Requerido por una Plataforma Habitacional.

Descripción Cantidad Tipo Empleo Tipo Mano de Obra

Superintendente de Plataforma. 1 Permanente CalificadoAdministrador 1 Permanente CalificadoMédico 1 Permanente CalificadoProfesionales 10 Permanente CalificadoSupervisores 6 Permanente CalificadoOperación de Servicios 28 Permanente Calificado


Los horarios de trabajo que rigen en las zonas de plataformas marinas son generalmente de 14 días continuos laborando 12 horas diarias y descansan en tierra 14 días.

En el caso del Gasoducto, la operación será automática con posibilidad de un control manual local o automático desde la Plataforma Abkatún-A; mediante el cambio de presión se observará si existen fugas o rupturas a lo largo de éste.

El mantenimiento de dicho Gasoducto se dará mediante la contratación de una compañía privada, ya que para realizar este tipo de trabajo se requiere personal altamente capacitado.

El personal para el mantenimiento correctivo y preventivo de las plataformas marinas se muestra en la Tabla II.4. 1.6.

Tabla II.4.1.6 Personal de Mantenimiento de Estructuras Marinas.

Descripción Cantidad Tipo Empleo Tipo Mano de ObraPintura Anticorrosiva

Supervisor 1 Temporal Especializada


I

Pintor 1 Temporal EspecializadaAyudante 3 Temporal Especializada

Tuberías (Cambio o Adición de Secciones)Supervisor 1 Temporal EspecializadaTubero 2 Temporal EspecializadaSoldador 2 Temporal EspecializadaAyudante 4 Temporal Especializada

Eléctrico e InstrumentaciónTécnico 1 Temporal EspecializadaTubero 1 Temporal EspecializadaAyudante 2 Temporal Especializada


II.4.2. Insumos.

II.4.2.1.Agua. Agua de Mar. Durante la etapa de preparación del sitio no se contempla la utilización de este recurso; sin embargo, durante la etapa de construcción se utilizará únicamente para las pruebas hidrostáticas de la tubería del gasoducto que será instalado en el Campo Caan, empleándose agua de mar filtrada, por lo que no se considerarán estos volúmenes para el acarreo de alguna zona en particular. Durante la etapa de operación será utilizada agua de mar para el Sistema Contraincendio en la Plataforma Habitacional Caan, así como para la Plataforma de Compresión en Caan, de acuerdo con la capacidad de bombeo instalado, la cantidad estimada en las habitacionales es de 7 570 L/m. Durante la perforación de pozos se utiliza en la preparación de los fluidos de control en las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos ya que por estar saturada de sales, no disuelve las existentes en las paredes del pozo evitando su debilitamiento y derrumbe. La composición de los fluidos de control son patente de cada compañía que los suministra pero en general se utilizan sales insolubles de sulfato o cloruro de calcio entre otros aditivos y cargas minerales como la bentonita.


I

Cuando el contenido de sales lo permite, se utiliza agua tratada, en caso contrario se obtienen de plantas de tratamiento por ósmosis inversa, tanto en tierra como en plataforma. La preparación de los fluidos de control se realiza en tierra por compañías especializadas y son transportados por barco hasta la plataforma de perforación, por lo que el agua salada sólo se utiliza para ajustar la densidad del lodo durante la perforación. Su consumo aproximado es de 25 m³ diarios en plataforma. Agua Potable. Durante la etapa de preparación y construcción el requerimiento de agua de la barcaza, chalanes, remolcadores y barco grúa encargados de instalar la subestructura y superestructura de la Plataforma Habitacional en Abkatún y de la Plataforma Habitacional en Caan, así como del Módulo de Compresión y tendido de tubería del Gasoducto que será instalado en el Campo Caan es de aproximadamente 57 m3/día cada uno, estimándose un consumo promedio de 275 L/persona/día. El agua potable que se utilizará en las barcazas será suministrada por medio de los barcos abastecedores que la traerán desde el puerto de Dos Bocas, Tabasco; cabe mencionar que existen algunas embarcaciones que cuentan con sus propias unidades potabilizadoras de agua, y de ser así no se requerirá suministro desde tierra y se utilizará agua de mar previamente tratada para el consumo. En función de la cantidad de personal que se encuentre trabajando en la instalación de las estructuras y ductos, será el consumo de agua potable. Durante la etapa de operación y mantenimiento la plataforma habitacional tendrá la capacidad para potabilizar por tren de tratamiento hasta 27 255 L/día de agua de mar mediante el proceso de ósmosis inversa para abastecer sanitarios, servicios, sistema contraincendio y también será suministrada a plataformas adyacentes. El volumen aproximado de agua potable durante la etapa de operación para consumo y aseo personal será el siguiente:

Tabla II.4.2.1.1 Requerimiento Total de Agua Potable.

Descripción Cantidad

Personal (200 Abkatún y 100 Caan) 300Consumo Promedio (L/Persona/día) 275


I

Consumo Promedio Total (m3/día) 329Vida Útil (Días) 9 125Consumo Total de Agua (m3) 3 002 125


Es importante destacar que el almacenamiento del agua para servicios, potable y de contra incendio será almacenada en los recipientes diseñados de acuerdo a las bases de diseño de las plataformas. En el caso de la perforación de pozos, taponamiento y perforación se utiliza fundamentalmente para el uso y consumo del personal a bordo, en plataforma se genera por medio de plantas de tratamiento por ósmosis inversa o transportada por barco en compartimentos especiales desde Cd. del Carmen ó Dos Bocas, Tabasco.El consumo estimado es de 16 m³ diarios considerando la tripulación de 80 elementos con un requerimiento de 200 L/día persona.

El uso de agua dulce durante la perforación, taponamiento y reparación está limitado a las profundidades en las que su peso específico es suficiente para contrarrestar la presión de la formación y donde no provoque un desmoronamiento de la pared del agujero. Los fluidos preparados con agua dulce al igual que los hechos con salada se hacen en tierra ajustando en plataforma la densidad y viscosidad con la adición de agua ó aditivos.

Agua Cruda.

Durante la etapa de construcción el agua de tipo industrial se usará únicamente en la preparación de lodos de perforación y será suministrada de los embarcadores, teniendo su origen en Dos Bocas, Tabasco.

Está será transportada a través de barcos abastecedores, los cuales bombearán el agua a través de las conexiones hasta los tanques de almacenamiento con capacidad de 130 000 L totales.

II.4.2.2. Materiales y Sustancias.

Las estructuras de la plataformas serán construidas en patios de fabricación y posteriormente transportadas al sitio donde serán instaladas, los materiales requeridos serán transportados en embarcaciones denominados chalanes sin propulsión propia y con una cubierta plana y libre, de 90 m de eslora por 30 m de manga, con capacidad de hasta 5 000 t de carga, los cuales son remolcados por una embarcación de 500 HP hasta el sitio programado.A continuación se desglosan los principales materiales que componen la subestructura y la superestructura para las Plataformas Habitacionales y de Compresión.


I

Tabla II.4.2.2.1 Material Mínimo Necesario para la Instalación de la Subestructura de Plataformas Tipo y Soportes.

Material Unidad Cantidad UnitariaOctápodo

Estructural ASTM A-36 t 25,82Tubular ASTM A-36 t 1 001,28Perfiles ASTM A-36 t 10,33Conductores ASTM A-36 t 1 101,28Pino Amarillo de 3” x 10” y 12” x 10” m 3556Placa ASTM A-36 t 136,41Ánodos de 725 lbs Galvanum Piezas 108,00Pilotes ASTM A-36 t 1 074,49Pilotes ASTM A-537 Clase 1 t 681,61Pintura RP4B y RA 26 Tide Guard (zona mareas) L 846,00Madera de Pino Desecado m2 287,00Soldadura E-6010 y E-7018 kg 1 400,00Recubrimiento Primario y Acabado RP-4B y RA-26 L 40,00Tubular ASTM-A-36 t 236,68Placa ASTM-A-36 t 494,32Estructural ASTM-A-36 t 166,45Pintura en Zona Atmosférica RA-4B y RA-26 L 989,00Rejilla Irving de Acero Galvanizado m2 1 100,00Tablaroca para Muros Interiores (Habitacional) m2 1 500,00Lozeta Asfáltica (Habitacional) m2 501,00Pintura Azul Exterior RP4B y RA26 (Habitacional) L 241,00Soldadura E-6010 y E-7018 kg 1 400,00Recubrimiento Primario y Acabado RP-4B y RA-26 L 40,00 Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

En la tabla II.4.2.2.3 se indica el material mínimo que se utiliza para la instalación de los ductos submarinos.

Tabla II.4.2.2.3 Material para la Instalación del Gasoducto.

GasoductosTipo de Material Cantidad Unidad

Ánodo de sacrificio de aluminio indio tipo brazalete de 80,2 kg (177 Lb) espesor de 44,5 mm (1,75”), longitud de 362 mm (14,25”) el material deberá cumplir con la NACE MR-01-75

3 373 Pza

Codo de 10° 01’ 30” de 30” de radio, 609,6 mm (24”), espesor de 27 m (1,062”), servicio amargo MSS-SP-75 WPHY-52, el material debe cumplir con NACER MR-01-75

108 Pza


I

Codo 45” de 3 de radio MSS-SP-75 WHPY-52 servicio amargo, el material debe cumplir con NACER MR-01-75. 244 Pza

Colorante Biodegradable para Detección de Fugas 6 135 LElectrodo E-6010 167 086 kgElectrodo E-7018 25 685 kgInhibidor de Corrosión Biodegradable 200 LRecubrimiento de acabado epóxico catalizado para superficie metálica, de altos sólidos, especificación PEMEX RA-26 norma 4-411-01

432 L

Recubrimiento de acabado epóxico catalizado para superficie metálica, de altos sólidos, especificación PEMEX RA-26 norma 4-411-01, inorgánico de zinc autocurante

432 L

Tubería de acero al carbón API-5L GR X-52 conforme a especificación TSA-001, de 609,6 mm (12”) de diámetro y 19,04 mm (0,750”) de espesor, el material debe cumplir con NACE MR-01-75 última revisión

11 700 m


2 600 m


25 712 m


52 100 m


12 600 m


97 700 m

Ducto Ascendente 108 PzaCurva de Expansión 108 PzaRecubrimiento Anticorrosivo (Raychen rayclad 120/B) 12 680 LRecubrimiento Epóxico Anticorrosivo 97 013 L


En la Tabla II.4.2.2.4 se mencionan los materiales requeridos para la perforación, taponamiento y reparación de un pozo productor.

Tabla II.4.2.2.4 Materiales Utilizados durante la Perforación,

Reparación y/o Taponamiento de Pozos.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (116 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I

Material unidad Base agua(1)

Base agua(2)

Emulsión inversa

Base diesel

Agua de perforación l/m3 928 459 Calculada 500Bentonita kg/m3 60 60 - 40Soda cáustica kg/m3 2 2 - 7Soda Ash kg/m3 0.25 0.25 - 7Agua de mar l/m3 - 459 - -Carbonox kg/m3 - 1 - -Dextrid kg/m3 - 1 Barita kg/m3 - 329 Calculada Dureza ppm - 120-200 - -Emulsificante l/m3 - - 40 10-15Humectante l/m3 - - 9 Hidróxido de calcio kg/m3 - - 40 Arcilla organofilica kg/m3 - - 6 Reductor de filtrado kg/m3 - - 40 Rel. Aceite /agua - - - 80/20 Diesel - - - - 40Densidad gr/cc 1.0-1.05 1.05-1.3 1.10-1.47 0.88 – 0.9Viscosidad s/l 60-70 50-60 - 90-150Viscosidad plástica cps 18-25 8-15 - 20-30Punto cedente lb/100 ft 20-30 15-30 15 25-45Geles lb/100 ft 8-15/15-25 8-15/15-25 - 48-12/16Filtrado API cc/30min 15-20 15-30 - 1-3Enjarre mm 1-2 2 - pH - 9-10 9-10 - Pm cc H2 so4 N/50 1-2 1.5-2 - 1-3

Pf cc H2 so4 N/50 0.5-1 0.5-1.5 - 1-3

Mf cc H2 so4 N/50 1-2 1.2 - 1-3

Cloruros x 1000 ppm 1-2 10-15 15 Calcio ion ppm 80-120 120-200 25 MBT kg/m3 70-80 60-70 - 10-15Sólidos % m3 6-9 8-16 - Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

A continuación se listan las sustancias empleadas durante las etapas de construcción y preparación de las obras contempladas en la presente manifestación de Impacto ambiental. Durante la perforación de Pozos se utilizan fluidos que pueden ser de base aceite o agua, estos permiten la estabilidad de las paredes del pozo y mejoran las condiciones de operación, estos fluidos se recirculan en esta etapa


I

y por su costo son reacondicionados para su reutilización (Tablas II.4.2.2.5).

Tabla II.4.2.2.5 Sustancias Utilizadas en el Lodo de Perforación de un Pozo.

Sustancia Cantidad aproximada UnidadBentonita 80-120 kg/m3

Sosa Cáustica 0,70-1,40 kg/m3

Barita Variable kgLignosulfonatos 9 kg/m3

Lignito con Cáustica 17 kg/m3

Gilsonita Líquida 15 kg/m3

Emulsificante 10 kg/m3

Humectante 10 kg/m3

Reductor del Filtrado 10 kg/m3

Arcilla Organofílica 21 kg/m3

Hidróxido de Calcio 41 kg/m3

Carbonato de Calcio Variable kg Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Estos materiales serán transportados en barcos abastecedores desde el puerto de Dos Bocas, Tabasco, a la plataforma. En algunas ocasiones el lodo de perforación viene formulado específicamente para la aplicación y puede ser en éstos u otros componentes.

En el caso de que al realizar la perforación del pozo, no se tengan evidencias claras de la presencia de hidrocarburos en el yacimiento, se puede inyectar Nitrógeno y/o Ácido Clorhídrico al 15% con el fin de mejorar las condiciones para que el yacimiento aporte fluidos, esto es, “estimular” la producción. Las cantidades de sustancias dependen del tipo de yacimiento específico, de la profundidad de perforación, del diámetro de perforación y del tiempo de reacción al “estímulo”. Las cantidades mínimas de reactivos para “estimular” un pozo (en caso de ser necesario), se muestran en la Tabla II.4.2.2.6.

Tabla II.4.2.2.6 Materia Prima diaria para “Estimular” un Pozo Productor. Sustancia Promedio Diario

Nitrógeno 20 m3


I

Ácido Clorhídrico al 15% 1 000 LFuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Por otro lado en la Plataforma de Compresión, se llevarán a cabo procesos de deshidratación de gas amargo y endulzamiento del mismo gas.

El proceso de deshidratación de gas amargo se efectuará empleando Trietilenglicol (TEG) como agente deshidratante. El proceso se llevará a cabo en dos secciones:

Ø Sección de Depuración y Deshidratación del Gas.Ø Sección de Regeneración de TEG.

El proceso de endulzamiento de gas amargo eliminará los gases ácidos (Ácido Sulfhídrico, H2S) presentes en

la corriente de gas amargo, utilizando el proceso Girbotol, empleando una solución de Metildietanolamina (MDEA) al 50% en peso como medio absorbente. A la torre absorbedora de gases ácidos se le deberá considerar un sistema integrado para la regeneración de la solución de MDEA. Los consumos mensuales de productos químicos en la Plataforma de Compresión que se instalará en Caan se muestran en la Tabla II.4.2.2.7. Se considera exclusivamente las cantidades a reponer por pérdidas de operación, ya que en ambos procesos que se efectuarán en esta plataforma, los productos químicos se regeneran físicamente, por lo que el consumo mensual es mínimo, al establecerse procesos cíclicos de “Operación-Agotamiento-Regeneración-Operación”.

Tabla II.4.2.2.7 Sustancias Utilizadas en la Plataforma de Compresión.

Producto Químico Cantidad (L/Mes)

Trietilenglicol (TEG) 600Metildietanolamina 400


Durante el mantenimiento de las Plataforma Habitacional en Caan; así como el Módulo de Compresión en Caan se requiere proteger las estructuras y equipos del medio tan hostil para los metales como es el medio marino, pintando sistemáticamente las estructuras para conservar esta protección en óptimas condiciones. El consumo de lubricantes para las plataformas se muestra en la Tabla II.4.2.2.8 y los consumos estimados


I

mensuales de pinturas y primarios por cada plataforma se muestran en la Tabla II.4.2.2.9.

Tabla II.4.2.2.8 Lubricantes Usados para la Operación de las Plataformas.

Lubricantes Consumo Frecuencia

Ferrocarril 40. 1 300 L/ mes

Brio-Azul. 350 L/mes

Filtro de Aceite por (maquina). 1 Pieza /mes

Fluido Hidráulico MH 150. 150 L/ meses

Fluido Transmisión SAE 40 y 90. 100 L/ meses


Tabla II.4.2.2.9 Sustancias Utilizadas en el Mantenimiento de Estructuras.

Tipo Cantidad

Arena Sílica 10 kg/m2

Recubrimiento RP-4B 60 LRA-26 Acabado 80 L


Las sustancias primas son transportadas mediante barcos especializados y los productos finales se envían por ductos a las unidades de tratamiento en tierra o mar, para su almacenamiento y distribución. En la Plataforma de Perforación, las materias primas a granel para la elaboración de los lodos de perforación, se almacenan en silos o tanques, en áreas específicas. Cuando el lodo ya viene preparado, se almacena en tanques.Los materiales que vienen en tambores de 200 L (Aceites, Tolueno, Aromina, Antiespumantes, Inhibidores y Grasas) y los sacos de papel kraft o plástico conteniendo de 20 a 50 kg de producto, se almacenan en cuartos cerrados y con extractores. El Diesel Desulfurado, se almacena en tanques de 40 m3 de capacidad, teniendo un suministro programado y continuo, para operar con 20 000 L de almacenamiento mínimo. Los Aceites se manejan con bajas cantidades en el almacén de la Plataforma y cuando se realizan los cambios de aceite de la maquinaria, obedecen a los programas de mantenimiento preventivo, lo cual da oportunidad de recibir cantidades adicionales a los consumos, en las fechas estipuladas para realizar los cambios de aceite.


I

En el caso de los Antiespumantes, el consumo normal es muy bajo (90 kg/mes); pero cuando se tienen problemas en la operación, se incrementan los consumos hasta lograr estabilizar la Batería, por lo que el consumo del inhibidor sería inmediato a la recepción del producto en plataforma, por lo que no se almacenaría más lo que habitualmente se maneja (hasta 10 tambores de 200 L). Por la ventaja de tener siempre el mismo proceso y contar con un suministro continuo de materiales, se reduce el área destinada a almacén de materias primas para la operación y mantenimiento de la plataforma. No se almacenan en plataformas productos finales o subproductos.En el Anexo II.15 se muestran las hojas de seguridad para las sustancias mencionadas anteriormente, en ellas se indican sus principales características (Número de CAS, Estado Físico, IDLH, TLV, entre otros); Para el presente proyecto no se contempla el uso de explosivos para la construcción de caminos de acceso, cortes, dragado, etc. Es importante destacar que durante la etapa de terminación del pozo se emplean explosivos para efectuar los disparos en el pozo y comenzar con la fase de producción. Esta actividad deberá de cumplir con lo establecido por La ley Federal sobre Uso de Explosivos así como lo establecido en la Norma de Seguridad, Operación, Perforación y Reparación de Pozos; Capítulo 12 Explosivos donde se describen los procedimientos para su manejo y transporte ver Anexo II.9. En la Tabla II.4.2.2.10 se presenta un listado de los materiales y sustancias con diversas propiedades entre las que se mencionan las propiedades Corrosivas, Reactivas, Explosivas, Toxicas, Inflamables y Biológico Infecciosos.

Tabla II.4.2.2.10 Materiales y Sustancias.


I

II.4.2.3. Energía y Combustibles. Etapa de Preparación y Construcción del Sitio. Para la instalación de la Plataforma Habitacional y Plataforma de Compresión, soportes de puente y octapodos, la electricidad será suministrada por los motogeneradores diesel del barco grúa y en el caso de la instalación del gasoducto que va de Abkatún-A hacia Caan-A será suministrada por la barcaza de tendido. Los equipos y capacidades que se utilizan se indican en la tabla II.4.2.3.1.

Tabla II.4.2.3.1 Equipos y Capacidad de Generadores de Electricidad en un Barco Grúa.

Equipo Cantidad Capacidad

Generador de 3 fases con Motor Diesel 4 400 ó 450


I

Generador de Emergencia 1 30

Generador Portátil 8 75 a 250


En el caso del suministro de energía eléctrica por medio de las plataformas de apoyo, la fuente de suministro serán los turbogeneradores o motogeneradores a gas de tres fases y 60 Hz. El voltaje será de 4 160 V. Además también se utilizará la electricidad producida en las plataformas ya existentes. Se debe señalar que el consumo en general será de 1 550 kw/h/d.Para los ductos no se requiere de energía eléctrica, excepto la empleada por los instrumentos, la cual será de 24 volts a corriente directa y será producida por un banco de baterías solares. Por otra parte se utilizarán dos tipos de combustible en las diferentes plataformas, éstos son el Diesel y el Gas Combustible. El diesel que se utiliza para que operen las embarcaciones, motogeneradores, equipos y maquinaria durante las diferentes obras, será suministrado por medio de barcos abastecedores, llevados desde tierra (Cd. del Carmen, Campeche y/o Dos Bocas, Tabasco), en forma periódica, transportados y manejados en compartimentos de las embarcaciones exclusivos para este fin o en tambos herméticamente cerrados. Durante la etapa de construcción e instalación el consumo de combustible diesel para las embarcaciones y motogeneradores se estimó en 3 000 L al día durante el periodo de mayor actividad. Para la instalación del Gasoducto se estima que el consumo diario durante la demanda máxima será de 5 200 L de diesel. Por otra parte en la plataforma de compresión durante el proceso una parte del gas será “endulzado” para convertirlo en gas combustible y se usará para equipos de turbina de gas, tales como, turbobombas, turbocompresores y turbogeneradores.

II.4.2.4. Maquinaria y Equipo. Etapa de Preparación del Sitio.


I

Durante la etapa de Preparación del Sitio para la construcción del Octapodo para la instalación de una Plataforma Habitacional y un Módulo de Compresión en el Campo Caan y Gasoducto; sólo se requiere de la asistencia de un barco de apoyo para la cuadrilla de buzos que inspeccionarán el lecho marino antes de dar inicio a las actividades de construcción. Etapa de Construcción e Instalación. La maquinaria y equipo que se indica en la Tabla II.4.2.4.1 es la requerida para cada uno de los octapodos, plataformas, puentes de enlace y soportes que serán instalados, mientras que en la Tabla II.4.2.4.2 se muestra la maquinaria mínima para la instalación del Gasoducto que va de Abkatún-A a Caan-A.

Tabla II.4.2.4.1 Equipo para la Construcción de Plataformas Tipo.

Equipo Etapa CantidadTiempo

Empleado Semanas

Horas de Trabajo Diario

Decibeles Emitidos

Emisiones a la Atmósfera (g/s) 2

Tipo de Combustible

Chalán para transporte y lanzamiento de la subestructura de 250´ de largo y 72´ de ancho Traslado 2 6 12 ND ND Diesel

Chalán para movimiento de materiales Traslado 2 5 12 ND ND DieselRemolcador para movilizar el chalán, 8,000 hp, 150´ de eslora, 42´ de manga y 15´ de calado Traslado 2 5 12 ND ND Diesel

Grúa sobrecubierta de la embarcación para movimientos de materiales Traslado 1 5 12 ND ND Diesel

Grúa 80 t sobre la plataforma, carga y descarga de material y equipos Traslado 1 5 12 ND ND Diesel

Barco grúa con capacidad de levantamiento de 2,000 ton. Instalación 1 6 12 ND ND DieselEmbarcación para tendido de tubería hasta 36” de diámetro Instalación 1 8 12 ND ND DieselPontón rígido (stinger) o articulado, para profundidades de 90 m Instalación 1 4 12 ND ND Diesel

Tensionador 75 t/min en profundidad de 90 m (con registrador) Instalación 2 6 12 ND ND Diesel

Remolcador para manejo de anclas de mástil abatible Instalación 1 6 12 ND ND DieselAnclas de muerteo con sus grilletes y estrobos Instalación Suficientes 6 12 NA NA NAEquipo fotográfico radioposicionamiento marino (auto tape dm- 43.3 rangos) Instalación 1 10 12 NA NA NA


I


Continuación Tabla II.4.2.4.1 Equipo para la Construcción de Plataformas Tipo.


Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Boyas para señalamiento y localización Instalación Lote 12 12 NA NA NAMartillo de 30 000 lb/ft. Piloteado 1 2 12 95 NA NAMartillo de 180 000 lb/ft. Piloteado 2 2 12 95 NA NAMartillo de 300 000 lb/ft. Piloteado 1 2 12 95 NA NAFuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12 500 lb/pie Corte 2 5 12 80 NA Eléctrica

Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica Corte 1 5 12 90 NA EléctricaEquipo de corte oxiacetilénico Corte 4 5 12 90 NA NAAlineador interior neumático para tubería Corte 1 4 12 90 NA NADetector de dobleces Corte 1 4 12 80 NA NAMáquina soldadora manual por medio de arco eléctrico 400ª Soldadura 15 5 12 80 NA EléctricaPrecalentador Soldadura 6 5 12 80 NA GasPulidores y cardas Soldadura Suficiente 5 12 90 NA EléctricaHorno eléctrico con control de temperatura Soldadura 12 80 NA EléctricaFuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.



Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Pirómetros Soldadura 2 5 12 NA NA NAEquipo probador de dureza API Pruebas 2 5 12 NA NA NAEquipo de pruebas destructivas (norma API-1104) Pruebas 2 5 12 NA NA NAEquipo de ultrasonido Pruebas 2 5 12 NA NA NAFuente Rayos-X radiales (Crawler) Radiografías 3 5 12 NA NA NACaseta acondicionada para alojamiento de equipo;Equipo y laboratorio de revelado Radiografías 1 5 12 NA NA NA

Equipo portátil, rayos gamma 1-192 (12,5 curies/min.) Radiografías 3 5 12 NA NA NARevelado (toma de placas, densímetro, cargador, reloj alarma) Radiografías 3 5 12 NA NA NA

Contador Geiger Radiografías 2 5 12 NA NA NANegatoscopio Radiografías 1 5 12 NA NA NA

Compresor de aire Inspección Acuática 4 3 12 95 ND Eléctrica


I

Radiocomunicación submarina Inspección Acuática 10 3 12 NA NA NA




Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Manguera para buceo Inspección Acuática 10 3 12 NA NA NA

“Manifold” de aire para dos buzos Inspección Acuática 15 3 12 NA NA NA

Máscara de buceo Inspección Acuática 15 3 12 NA NA NA

Filtro de aire Inspección Acuática 15 3 12 NA NA NA

Traje de buceo Inspección Acuática 15 3 12 NA NA NA

Lote de herramienta Inspección Acuática 4 3 12 NA NA NA

Cámara submarina con acoplamiento a videograbadora Inspección Acuática 2 3 12 NA NA NA

Bomba alta presión 500 psig, bajo volumen 150 gpm Prueba Neumática 2 1 12 NA NA NA

Bomba 5000 gpm y 250 psig Prueba Neumática 2 1 12 NA NA NA

Manómetro rango 0-1000 psig Prueba Neumática 2 1 12 NA NA NA

Manógrafo rango 0-1000 psig Prueba Neumática 2 1 12 NA NA NA




Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Herramienta (llaves de Impacto, torquímetros 12,500 lb/pie, etc.)

Prueba Neumática Lote 1 12 NA NA NA

Materiales y accesorios (empaque, válvulas, bridas, etc.) Limpieza Fondo Marino Lote 1 12 NA NA NA

“Arado” para el dragado y enterrado de tubería de la subestructura

Limpieza Fondo Marino 1 2 12 105 ND NA

Compresor 1500 pcm, 125 psi descarga Limpieza Fondo Marino 2 2 12 100 ND Eléctrica


I

Mangueras de 8” φ y 600´ long. Para 2500 psi de trabajo Limpieza Fondo Marino 2 2 12 NA NA NA

Poli-pigs Limpieza Fondo Marino 2 1 12 100 ND NA

Barco abastecedor (alimentos, materiales, combustible) Servicios 1 6 12 95 ND DieselLancha para transporte de personal Servicios 1 6 12 90 ND DieselFuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Tabla II.4.2.4.2 Equipo para Tendido de Gasoducto.


Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Chalán para movimiento de materiales Maniobras 1 6 12 95 ND DieselRemolcador para movilizar el chalán y abastecimiento, 3,500 hp, 75’ de eslora, 24’ de manga y 10’ de calado Maniobras 1 4 12 100 ND Diesel

Grúa 80 ton sobrecubierta de la embarcación, para movimiento de materiales Maniobras 1 4 12 90 ND Diesel

Grúa 80 ton sobre plataforma, carga y descarga materiales y equipos Maniobras 1 4 12 90 ND Diesel

Embarcaciones para tendido de tubería hasta 36’’ ∅ Tendido 1 8 12 95 ND DieselTensionador 75 ton mínimo en profundidad de 90 m con registrador Tendido 1 3 12 NA NA NA

Pontón rígido (stinger) o articulado, para profundidades de 90 m Tendido 1 3 12 NA NA NA

Remolcador para manejo de anclas, de mástil abatible Tendido 1 4 12 95 ND DieselAnclas de muerto con grilletes y estrobos Tendido Lote 8 12 NA NA NATapones de tirón y abandono de tubería 36 ∅ Tendido 2 3 12 NA NA NAEquipo topográfico radioposicionamiento marino (Autotape DM-43, 3 rangos) Tendido 3 6 12 NA NA NA

Winche 50 ton. (abandono y recuperación tubería) Tendido 2 3 12 NA NA NAFuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Continuación Tabla II.4.2.4.2 Equipo para Tendido de Gasoducto.


Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Boyas para señalamiento y localización de tubería Tendido Lote 3 12 NA NA NAFuente de poder hidráulica con accesorios, tanque 12500 lb/pie Corte y Biselado 1 3 12 90 ND Eléctrica

Cortadora de tubo en frío accionada por fuente hidráulica Corte y Biselado 1 3 12 90 ND EléctricaBiseladora con equipo de corte oxiacetilénico Corte y Biselado 1 3 12 85 ND GasAlienador interior neumático para tubería 24 ∅ Corte y Biselado 1 3 12 85 ND Eléctrica


I

Detector de dobleces Corte y Biselado 1 3 12 NA NA NAMáquina soldadora manual por medio de arco eléctrico 40A Soldadura 4 4 12 90 ND EléctricaPrecalentador Soldadura 1 4 12 90 ND EléctricaHorno eléctrico con control de temperatura (soldadura) Soldadura 1 4 12 90 ND EléctricaPulidores y cardas Soldadura 4 4 12 90 ND EléctricaPirómetros Soldadura 2 4 12 90 ND EléctricaEquipo probador de dureza API Prueba 2 4 12 NA NA NAFuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.



Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Equipo de pruebas (norma API-1104) Prueba 2 4 12 NA NA NAEquipo de ultrasonido Prueba 2 4 12 NA NA NA

Fuente de radios X radiales (crawler) Inspección Radiográfica 2 4 12 ND ND Eléctrica

Caseta acondicionada para alojamiento de equipo y laboratorio de revelado

Inspección Radiográfica 1 4 12 NA NA NA

Equipo portátil rayos gama i-192 (12,5 curies min) Inspección Radiográfica 2 4 12 NA NA NA

Revelado (toma placas, dosímetro, cargador, reloj alarma) Inspección Radiográfica 2 4 12 NA NA NA

Contador Geiger Inspección Radiográfica 2 4 12 NA NA NA

Negatoscopio Inspección Radiográfica 1 4 12 NA NA NA

Penetrómetro, números y letras de plomo Inspección Radiográfica 2 4 12 NA NA NA

Equipo para aplicación de recubrimiento anticorrosivo Inspección Subacuática 1 3 12 ND ND Eléctrica




Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Equipo para la inyección a presión de poliuretano Inspección Subacuática 1 3 12 90 ND Eléctrica

Cámara de descompresión para buceo personal más accesorios

Inspección Subacuática 2 4 12 NA NA NA

Compresor de aire Inspección Subacuática 2 4 12 NA NA NA


I

Radiocomunicación submarina Inspección Subacuática 10 4 12 NA NA NA

Manguera para buceo Inspección Subacuática 10 4 12 NA NA NA

“Manifold” de aire para dos buzos Inspección Subacuática 20 4 12 NA NA NA

Máscara de Buceo Inspección Subacuática 20 4 12 NA NA NA

Filtro de aire Inspección Subacuática 20 4 12 NA NA NA

Traje de buceo Inspección Subacuática 20 4 12 NA NA NA

Lote de herramienta Inspección Subacuática 2 4 12 NA NA NA

Cámara submarina con acoplamiento a videograbadora Inspección Subacuática 2 4 12 NA NA NA




Empleado Semanas


Decibeles Emitidos


Tipo de Combustible

Bomba alta presión 2500 psi, bajo volumen 150 gpm Prueba Hidrostática 1 1 12 100 ND Eléctrica

Bomba 5000 gmp y 250 psig Prueba Hidrostática 1 1 12 100 ND Eléctrica

Manómetro rango 0-2000 psig Prueba Hidrostática 2 1 12 NA NA NA

Manógrafo rango 0-200 psig Prueba Hidrostática 2 1 12 NA NA NA

Materiales y accesorios (empaques, válvulas, bridas, etc) Prueba Hidrostática Lote 1 12 NA NA NA

“Arado” para dragado y enterrado de tubería 36 ∅ Enterrado Tubería 1 1 12 NA NA NA

Compresor 1500 pcm, 125 psi descarga Enterrado Tubería 1 1 12 95 ND Eléctrica

Mangueras 8’’∅, 600’ long. Para 2500 psi de trabajo Enterrado Tubería lote 1 12 NA NA NA

Poli-pigs Enterrado Tubería 2 1 12 NA NA NA

Barco abastecedor (alimentos, materiales, combustibles) Servicios 1 3 12 90 ND Diesel Lancha para transporte de personal Servicios 2 4 12 90 ND Diesel


En la Tabla II.4.2.4.3 se muestra el equipo necesario para llevar acabo la perforación de pozos.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (129 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I

Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.

DescripciónUnidad Cantidad

Equipo de apoyo Contenedor para comisaría Pza. 1

Contenedor para materiales Pza. 1

Comodatorio Pza. 1

Barco abastecedor Unidad 2

Lancha rápida Unidad 1

Cabina de registros Unidad 1

1ª. Etapa (hasta 150 m) Barrena de 36” tipo 111 8 5/8 Reg. Pza. 1

Comb. Caja 8 5/8” x 7 5/8” piñón Pza. 1

D. caja 7 5/8 Reg. X 6 5/8 Reg. Pza. 1

Doble caja 6 5/8 Reg. Pza. 1

D.C. 8” x 2-13/16 x 6-5/8 Reg. X 30 p c-cuello LISOS

Pza. 6

Estabilizadores 8 x 36” Pza. 2

Combinación 6 5/8 Reg. Piñón 5” XH caja Pza. 2

T.P. 5” ºX-95 25.6# NC-50 Tramos 100

T.P. 5” ºG-105 19.5# NC-50 Tramos 80

HW 5” X 3 DI-XH (LISOS) Tramos 18

T.P. de 5” CORTOS Pza. 2

D.C. 8” CORTO Pza. 1

Madrinas 6 5/8 Reg. Cuello 5” 18º Pza. 3


Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.

Descripción Unidad Cantidad

Etapa: equipo para introducir TR 30" Equipo 1Mesa Bass-Rosh-30 Pza. 1Cuñas TR-30” Juego 1Collarín de levante 30” (con orejas y estrobos) Pza. 1


I

Juego de llaves 30” de apriete Pza. 1Elevador P/TR 30” de tope Pza. 1Juego de gafas cortas Pza. 1TR 30” y accesorios Juego 11 TRAMO c/Zapata flotadora 30”X1 “C-XL Sistem Pza. 1T.C. de 30” por 1” de espesor XL Sistem Tramos 14Calibrador interior para TC 30” Pza. 1Juegos de Fabrilok (pega acero) Pza. 2Cubetas de Grasa p/TR Pza. 1Cementaciones Cabeza de cementar de 30” XL Sistem x-5XH Pza. 1Combinación de 5 XH por 4 IF Pza. 1Buzos p/checar salida cemento Pza. 1Conexiones superficiales de control Brida soldable de 30” Pzas. 2Birlos 1 ¾ “ x 12 ¾” Pzas. 64Carrete de 30” con salidas laterales de 8” Pza. 1Válvulas hidráulicas 8” 2M Pza. 2Anillos R 49 Pzas. 2Bridas compañeras 8” soldables Pzas. 2Birlos de 1 1/8” x 8 ½” Pzas. 48Tubería de 8” Pzas. 4Preventor esférico 29 ½” Pzas. 1Codos soldables de 8” Pzas. 2Niples de 1” de 5M Pzas. 6Uniones de golpe de 1” 5M Pza. 6Chiksan dobles de 1” 5M Pza. 6Botellas de 1” x ½” Pzas. 4Mangueras metálicas de 1” Pzas. 6TC de 30” (Recuperado) Tramo 2Equipo de soldadura Soldador especialista Pza. 1Lonas Pza. 1Dotación de oxígeno y acetileno Pza. 1Electrodos 7018 de 1/8 y 5/32 Pza. 1Esmeril o pulidora con discos abrasivos Pza. 1




Nivel de gota de 24” Pza. 1Bomba hidráulica. Manual para probar sold. Paquete 12ª. Etapa: Barrena de 26” y TR de 20” (hasta 700 m) Htas. de perforación y combinaciones


I

Cuadro de la barrena de 26” Pza. 1Barrena de 26” tipo EMS11G tricónica 7 5/8 reg. Pza. 1Toberas 20 Jgos. 1Calibrador 26” Pza. 2Doble caja 7-5/8 Reg. X 6-5/8 Reg. Pza. 1Doble caja 6 5/8 Reg. Pza. 1Estabilizadores 8 x 26” Pza. 3Porta-Estabilizadores 8 x 26” Pza. 1DC de 8” x 3 13/16” x 6 5/8” Pza. 6HW 5” x 3 DI. 5 xh Tramos 12T.P. 5” ºX-95 19.5# NC-50 Pza. 120T.P. 5” ºG-105 19.5# NC-50 Pza. 80Comb pin 6 5/8 REG x cja 5XH Pza. 2Calibradores interiores para T.P. 2 ¾ Pza. 2Calibradores interiores para DC 8” 2 ½” Pza. 2Madrinas 6 5/8 Reg. Cuello 5” 18º Pza. 4Cuñas p/TP 5” Pza. 2Collarín 8” Varco Pza. 1Elevador quick-Lift 8” c/gafas Pza. 1Elevadores 5” Pza. 2Collarín de seguridad 20” Pza. 1Collarín de arrastre 20” Pza. 1Elevador de tope 20” (baja) Pza. 1Arañas de 500 tons varco p/20” Pza. 2Juego de llaves de fuerza para TR-20” Pza. 1Protectores KLEMCO de 20” Pzas. 3Llave de enrosque 20” Lamb. Pzas. 2Unidad de potencia personal Pza. 1Cementaciones Cementadora Unidad 1Cabeza de cementar de 20” BCN Pza. 1Tramos TR 2 3/8 para colocar anillo de cemento Pza. 15Combinación 2 3/8 8 hrr piñón x 2”8hrr. con media Pza. 2Unión weco fig 1502 Elevador 2 3/8 Pza. 1Cuñas para TP 2 3/8 Pza. 1




Conexiones superficiales de control Soldador especialista Pza. 1Lonas Pza. 1Dotación de oxígeno y acetileno Pza. 1


I

Electrodos 7 018 de 1/8 y 5/32 Pza. 1Esmeril o pulidora con discos abrasivos Pza. 1Nivel de gota de 24” Pza. 1Bomba hidráulica. Manual para probar sold. Paquete 1Cabezal soldable de 20” x 20 ¾ 3000 psi Pza. 1Integrado con placa base de 1 ½ x 42 ½ Válvula de compuerta 2 1/16” 3M tipo F Pza. 2Precalentador HOT-HED Pza. 1Probador HOT HED de 20” Pza. 1Personal. Altura de la brida 20 ¾ al nivel del mar Pza. 1Anillos R-74 p/brida de 20 ¾ 3M Pza. 2Brida adaptadora 21 ¼ 2m x 20 ¾ 3 m con tuercas y birlos

Pza. 1

Preventor sencillo camerón T-U 21 ¼ 2 m con arietes 5”

Pza. 1

Carrete de trabajo 21 ¼ 2m con salidas laterales 4 1/16 3 m

Pza. 1

Equipo para soldar Canastilla para oxígeno y acetileno Pza. 1Equipo oxiacetileno Pza. 1Equipo soldadura eléctrica Pza. 1Herramientas de pesca Pescante exterior tipo FS 11 ¾” diam. ext. con extensión

Pza. 1

Guía de 22” para pescante de 11 ¾” Pza. 1Guía de 15” para pescante de 11 ¾” Pza. 1Cuñas de canasta 6 3/8” con control y empaques Pzas. 2Cuñas de canasta 6 ¼” con control y empaques Pzas. 2Cuñas de canasta 6 5/8” con control y empaques Pzas. 3Cuñas de canasta 6 ½” con control y empaques Pza. 2Cuñas de canasta 8” con control y empaques Pzas. 2Cuñas de canasta 5” con control y empaques Pzas. 2Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5XH Pza. 1Pescante magnético de 11 ½” Pza. 1Canasta de circ. Inversa 15” con bola Pza. 1Canasta chatarrera de 11 ¾ Pza. 1Molino 26” Pza. 1Tubería lavadora 10 ¾ Tramos 5Tapones de levante p/TL de 10 ¾” Pzas. 3Zapatas lavadoras 10 ¾ Pzas. 3




Comb. 10 ¾” FJWP- 5 XH caja Pza. 1


I

Equipo para desviar Equipo para tomar desv. 0-30º Pza. 1Sistema MWD Pza. 1Monel Pzas. 2Motor de fondo. Personal Pza. 1Equipo para introducir TR 20” Línea de llenado de TR Pza. 1Cuñas para TR 20” Pza. 1Preventor sencillo Cameron tipo 21 ¼ 2m con ariete Ciego

Juego 1

Preventor esférico HYDRL MSP 21 ¼ 2m Juego 1Campana 21 ¼ 2m a Diverter Pza. 1Birlos 1 5/8 x 12 ¼ c/192 tuercas p/brida 21 ¼ Pzas. 96Válvulas mecánicas de 4 1/16 3M Pzas. 2Bridas adaptadoras 4 1/16” 3 m x 3 1/8” 5M Pzas. 2Tee forjada 5M 3 1/8” Pza. 1Birlos 1 1/8 x 5 ¾ para Tee forjada Pzas. 24Brida adaptadora 3 1/8 5M x 3 1/16 10M con birlos y tuercas

Pza. 1

Brida 4 1/16 3M compañera Pza. 1Brida ciega 3 1/8” 5M Pza. 1Anillos R35 p/brida de 3 1/8” 5M Pzas. 4Anillos R-37 p/brida 4 1/16 3M Pzas. 8Birlos 1 1/8 x 7 ½ con 96 tuercas p/4 1/16 3M Pzas. 48Conexiones superficiales de control Primera sección

Cabezal soldable 20” x 20 ¾” 3M Mod. “FC-22” Diam.

Pza. 1

Paso: 19” PSL-1 Placa base de 34” x 20 ½” y cartabones Pza. 1Cuñas p/ T.R. de 20 ¾” x 16” Mod. FC-22 PSL-1 Pza. 1Brida doble sello 20 ¾” x 16” Mod. “F-100” Pza. 1Anillo metálico R-74 Pzas. 2Hule protector de brida 20 ¾” 3M Pzas. 2Birlos cadminizados 2” x 30 ¾” c/dos tuercas Pzas. 20Cartuchos de grasa plástica Pzas. 25Tapón de prueba, buje de desgaste y herramienta Pza. 1Soltadora/probadora 20 ¾” Pza. 1Segunda sección Carrete cabezal 20 ¾” 3M x 16 ¾” 5M Mod. “FC-22”

Pza. 1

Diam. Paso: 15.250” PSL-2 Pza. 2Cuñas p/T.R. de 16 ¾” x 11 ¾” Mod. FC-22 PSL-2 Juego 1Brida doble sello 16 ¾” x 11 ¾” Mol. “F-100” Pza. 1


Continuación Tabla II.4.2.4.3 Equipo de Perforación Tipo.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (134 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I


Birlos cadminizados 1 7/8” x 20 ¾” c/dos tuercas Pzas. 20Hexagonales cada uno Pzas. 2Hule protector de brida 16 ¾” 3M Pzas. 2Cartucho de grasa plastica Pzas. 25Anillo metalico BX-162 Pzas. 2Tapón de prueba, buje de desgaste y herramienta Soltadora/probadora 16 ¾” Pza. 1

Tercera sección Carrete de producción 16 ¾” 5M x 13 5/8” 5M MOD: “FTCM” PSL-3

Pza. 1

Anillo metálico BX-160 Pza. 1Hule protector de brida 13 5/8” x 5M Pza. 1Birlos cadminizados 1 5/8” x 13 ½” C/DOS tuercas hexagonales cada uno. Pzas. 16

Cartuchos de grasa plástica. Pzas. 25Sellos secundarios para T.R. 11 ¾” PSL-2 Pza. 1Tapón de prueba, buje de desgaste y herramienta Soltadora/probadora 13 5/8” Pza. 1

Cuarta sección Medio árbol de válvulas marino 13 5/8” 5M x 7 1/16” 5M PSL-3.

Pza. 1

Extranguladores 4 1/16” 5M, tornilleria y anillos metálicos

Pza. 2

BNA. DE 18” 1/2 P/TR 16” (hasta 1400 m) Htas de perforación y combinaciones Pza. 1

Cuadro para barrena de 18” ½ Pza. 1Cuadro para barrena de 18” ½ Pza. 1Barrenas 18” ½ tipo EMS11 GKCC Pzas. 2BNA TRIC 18” ½ tipo MSDSSHC tipo 115 Pza. 1BNA 18” ½” tipo SS33SG (¡16) Serie-691933 Pza. 1Toberas 16 Jgos. 3Doble caja lisa 8” x 6-5/8 Req. Pzas. 2DrillCollars 8” x 6-5/8 Req. x 30 c/cuello Pzas. 9Estabilizadores 18 1/2x8” x 6 5/8 Req. Pzas. 2Calibrador de 22 Pza. 1T.P. 5” E-75 25.6 LB/PIE (70 etapa ant) Pzas. 159H.W. 5” Pzas. 9TP 5” x –95 25.6 LB/PIE Pzas. 82Pluma P/Grúa Equipo 1Pescante interior Pza. 1Molino de 18” ½ Pza. 1Zapata lavadora de 16” con conex. 5” XH. Juego 1



I


Equipo para desviar Paquete 1Drill Collar 8” rosca 6-5/8 reg x 30 antimagnético Pzas. 2Estabilizador doble caja 8 x 18 1/2” x 6 5/8 reg. Pzas. 3Motor de fondo 8” Pza. 8Martillo de 8” Pza. 1Drill Collar monel de 8” Pza. 1Cajas de recorte Pza. 6Equipo para introducir TR 16” Paquete 1Elevador de tope 16” Pza. 1Collarin de arrastre 16” Pza. 1Bushing 16” Pza. 1Elevador araña 500 t con insertos 16” Pza. 1Arañas para 500 t con insertos de 16” Pza. 1Guías para TR-16” Pza. 1Unidad de potencia Pza. 1Base para araña Pza. 1Llaves de fuerza p/tr-16” Jgo. 1Llave de apriete / 16” Pza. 2Caja de computo (2 pzas.) Pza. 1Unidad de potencia Pza. 1Protectores Klemco -16” Pza. 1Combinación apropiadas Pza. 1TR 16” y accesorios Juego 1Zapata Guía 16” L-80 84# HD 521 Pza. 1Cople16” L-80 84# HD 521 Pza. 1Tramos TR 16” N-80 84# HD 521 Long. 1569.54 m. Trs. 117Cabeza de circulación 16” piñón HD 521 x 2” Pza. 1Grasa para TR. Pza. 1Centradores 16” x 18 ½” Pzas. 15Tapón de levante 16” HD-521 Pzas. 2Cementaciones Tapones 16” limpiador NO ROTATORIOS Pza. 1Tapón sólido 16” NO ROTATORIOS Pza. 1RTTS 16” con comb. 5 XH Pza. 1Mesa, Cuñas y plato para la TP de 5” Pza 1Conexiones superficiales de control Juego 1Preventor sencillo 16 ¾” 5M Cameron tipo U arietes 5”

Pza. 1

Preventor doble 16 ¾” –5M Cameron tipo U con ariete

Pza. 1

Inferior ciego y superior 5” Pza. 2Carrete de trabajo 16 ¾” 5M c/salidas 3 1/8 5M Pza. 1



I



Preventor Esférico 16 3/4” 5M Pza. 1Brida 16 3/4” 5M a Diverter Pza. 1Anillos BX-160 Pzas. 7Birlos de 1-7/8” x 14-3/4” c/tuercas (13 5/8) Pzas. 60Tronillos 1-7/8” x 10-3/4” c/tuercas para esférico Pzas. 16Válvulas mecánicas 3-1/8” 5M. Pzas. 2Válvulas hidráulicas 3-1/8” 5M. Pzas. 2Tees forjadas 3-1/8” 5M c/birlos y tuercas Pzas. 2Bridas ciegas 3-1/8” 5M Pzas. 2Bridas adaptables de 3 1/8” 5M x 3 1/16” 10M Pzas. 2Anillos R35 Pzas. 10Anillos R-66 Pzas. 10Birlos 1 1/8” x 7-3/4” c/tuercas Pzas. 40Brilos 1 1/8” x 6 1/2” c/tuercas para brida adaptadora Pzas. 48BNA DE 14 ¾ P/TR 11 3/4” –11 7/8” (hasta 2600) Htas de perforación y combinaciones Juego 1

Cuadro para bnas 14 3/4” Pza. 1Barrenas 14 3/4” – tipo 135 Pzas. 3Barrenas 14 3/4” – tipo QP19M Pzas. 2Barrenas 14 3/4” – tipo B9-35 Pza. 2Barrenas 14 3/4” – tipo 437 Pza. 1Toberas 14 p/bna PDC Jgo. 1Toberas 12 p/bna PDC Jgo. 1Toberas 16 p/bna de roles Jgo. 1Toberas 14 p/bna de roles Jgos. 2Toberas 13 p/bna de roles Jgo. 1Doble cajas lisos 8” 6-5/8 x 6-5/8 Req. Pzas. 2Porta barrena estabilizador 14 3/4” x 8 “ x 6-5/8 Req. Pza. 1D. Collar cortos 8” x 6-5/8 Req. Pza. 1D. Collar 8” x 6-5/8 Req. x 30” con cuello Pzas. 12D. Collar Antimg 8” x 6-5/8 Req. x 30” Pza. 1Elevador quick lift para herramienta de 8” Pza. 1Cuñas para lastrabarrenas de 8” Pza. 1Madrinas 6-5/8 x 5” –18º Pzas. 4Estabilizadores 14 5/8 x 8” x 6-5/8 Req. de insertos. Pzas. 2Estabilizadores 14 1/2” x 8” x 6-5/8 Req. de insertos Pzas. 2TP 5” E 75 25.6 LB/FT (160 trs etapa ant) Tramos 180TP 5” x 95 25.6 LB/FT (160 trs etapa ant) Tramos 150TP 5” G 25.6 LB/FT Tramos 140Calibrador de 14 3/4” Pza. 1



I


Pinzas para colocar hules protectores Pza. 1Válvulas contrapresión 8” –6-5/8 Req. piñon x 6 5/8 Reg. Caja.

Pza. 1

Válvula de pie 6-1/2 x 5 x h 10M Pzas. 2Válvulas contrapresión 6-1/2 x 5 x h x 4 IF c/asas Pza. 1Preventor interior 6-1/2 x 5 h Pza. 1Botella 5 x h piñón x 2” 8 hrr. C/media unión. Fig. 1502

Pza. 1

Botella 5 x h caja x 2” 8 hrr. C/media unión. Fig. 1502

Pzas. 2

Herramientas de pesca Cuñas de canasta 6 3/8” con control y empaques p/pescante de 11 1/4

Juego 1

Cuñas de canasta 6 3/8” con control y empaques p/pescante de 11 1/4

Juego 1

Cuñas de canasta 8” con control y empaques p/pescante de 11 1/4”

Juego 2


Juego 2

Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5 x H Pza. 1Pescante magnético de 11 ¾” Pza. 1Canasta de circ. Inversa 11 7/8” con bola 2 ¼” Pza. 1Canasta chatarrera de 10 ¼” Pzas. 5Tubería lavadora 10 ¾ Tramos 2Tapones de levante p/TL de 10 ¾” Pzas. 3Zapatas lavadoras 10 ¾” Pza. 1Molino de 12 ¼” Pza. 1Equipo de registro Paquete 1TLC Pza. 1Equipo para desviar Drill Collar 8” x 6-5/8 x 30 antimagnético Pzas. 2Estabilizadores 8 x 10 5/8” Pzas. 2Porta BNA. 8 x 10 5/8” Pza. 1Martillo dayley 7-3/4 conexión 6-5/8 Req. Pza. 1Equipo de MWD Paquete 1Motor de fondo Pza. 2Cajas de recorte Pzas. 120EQUIPO PARA INTRODUCIR TR 11 ¾” –11 7/8”

Tapones de elevante 11 ¾” V- FJL-11 7/8” Pza. 1Llaves de apriete 11 ¾” –11 7/8” Jgo. 1Calibrador para interior de TR 11 ¾” – 11 7/8” Pzas. 2


I

Sinfines Pza. 1Protectores Klemo – 11 ¾” – 11 7/8” Pza. 1Combinación apropiadas Pza. 1




Elevador de tope 11 3/4” – 11 7/8” Pza. 1Collarín de arrastre 11 3/4” - 11 7/8 Pza. 1Bushing 11 3/4” – 11 7/8” Pza. 1Cuñas 11 3/4” – 11 7/8” Pza. 1Elevador araña 500 t con insertos 11 3/4” – 11 7/8” Pzas. 2Arañas para 500 t con insertos de 11 3/4” – 11 7/8” Pza. 1Guías para TR- 11 3/4” – 11 7/8” Pza. 1Llaves de fuerza p/TR – 11 3/4” – 11 7/8” Jgo. 1Líneas para llenar TR. Pza. 1TR 11 3/4” – 11 7/8” y accesorios Juego 1Zapata Flotadora 11 7/8” 71.8 # hd-slx Pza. 1Cople flotador 11 7/8” 71.8 # hd-slx Pza. 1Cople de retención de 11 7/8” 71.8 # hd-slx Pza. 1Conjunto colgador hidráulico de 11 3/4” x 16” Pza. 1TR 11 ¾ TRC-95 60# Vam-Ace TRS. 95TR 11 7/8” TRC-95 71.8” Vam-Ace m 95TR 11 7/8” TAC- 110 71.8” # Hd-Slx m 0Cabeza de circulación 11 3/4” 60 # Vam-Ace Pza. 1Combinación Vam. AcexVam-Ace Pza. 1Fabrilock Pza. 1Centradores 11 3/4” x 14 3/4” Pzas. 15T.R. de 11 7/8” TRC-95 71.8 # Vam-Ace m 92Estrobos de 3/4” x 12 mts. De long. Pzas. 1Cementaciones Cabeza de cementar para TP de 5” Pza. 1Tapón desplazamiento 11 3/4” Pza. 1Tapón desplazador para TP de 5” Pza. 1Escareador 16” Pza. 1RTTS 16” con conexión 5 XH Pza. 1Conexión de 2 7/8 piñón 8 hrr x 5 xh Pza. 1Retenedor mecánico 16” Pza. 1Conexiones superficiales de control Idem a la etapa anterior Pza. 1BNA DE 10 5/8” PARA T.R. 9 5/8” (hasta 3100) Cuadro para bnas 10 5/8” Pza. 1Barrenas 10 5/8” tipo – 571 Pza. 1Barrenas 10 5/8 – tipo 537 Pza. 1


I

Barrenas 10 5/8 – tipoTD13H Pza. 1Toberas 16 p/bna. De roles Jgo. 1Toberas 14 p/bna. De roles Jgo. 2




Toberas 13 p/bna. De roles Jgo. 1Doble cajas lisos 8” 6- 5/8 x 6-5/8 Req. Pza. 2Porta barrena estabilizador 10 5/8 x 6-5/8 reg. Pza. 1D. Collar cortos 8” x 6-5/8 Req. Pza. 1D. Collar 8” x 6-5/8 Req. X 30” con cuello Pza. 12D. Collar Antimg 8” x 6-5/8 Req. X 30” Pza. 1Elevador quick lift para herramienta de 8” Pza. 1Cuñas para lastrabarrenas de 8” Pza. 1Madrinas 6-5/8 x 5” – 18° Pza. 4Estabilizadores 10 5/8 x 8” x 6-5/8 Req. De insertos Pza. 6T P 5” E 75 25.6 LB/FT (160 trs etapa ant) Tramos 180TP 5” x 95 25.6 LB/FT (50 eta ant) Tramos 150TP5” G 25.6 LB/FT Tramos 65Calibrador de 10 5/8” Pza. 1Hules protectores p/TP-5” Pzas. 1Pinzas para colocar hules protectores Pza. 1Válvulas contra presión 8” – 6-5/8 Req. Piñón X6 5/8 Reg caja.

Pza. 1

Válvula de Pié 6-1/2 x 5 xh 10M Pza. 2Preventor interior 6- ½ x 5 xh Pza. 1Botella 5 xh piñón x 2” 8 hrr. C/media unión. fig 1502

Pza. 1

Botella 5 xh caja x 2” 8 hrr. C/media unión. fig 1502

Pza. 2

Herramientas de pesca Pescante exterior tipo FS 95/8” diam. externo con extensión

Pza. 1

Cuñas de canasta 6 3/8” con control y Empaques p/ pescante de 11 ¼

Pzas. 2

Cuñas de canasta 6 1/4” con control y Empaques p/ pescante de 11 ¼”

Pzas. 2

Cuñas de canasta 8” con control y Empaques p/ pescante de 11 ¼”

Pzas. 2

Cuñas de canasta 7 7/8” con control y Empaques p/ pescante de 11 ¼”

Pzas. 2


I

Cuñas de canasta 5” con control y Pzas. 2Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5 x H Pza. 1Pescador magnético de 9 5/8” Pza. 1Canasta de circ. inversa 9 5/8” con bola 2 ¼” Pza. 1Canasta chatarrera de 9 5/8” Pza. 5Tubería lavadora 9 5/8 Tramos 2Tapones de levante p/TL de 10 ¾” Pzas. 3Zapatas lavadoras 10 ¾” Pzas. 1Comb.10 ¾” FJWP-4 IF Pza. 1Molino de 10 5/8” Pza. 2




Equipo para desviar Drill collar 8” x 6-5/8 x 30’ antimagnético Pza. 2Estabilizador doble caja 8 x 10 5/8” x 6 5/8 reg Pza. 3Martillo Dayley 7-3/4 conexión 6-5/8 Req. Pza. 1Equipo de MWD Paquete 1Motor de fondo Pza 1Cajas vacías para recorte Pza. 20Equipo para introd. TR 9 5/8” Paquete 1Tapones de levante 9 5/8” Pza. 1Llaves de apriete 9 5/8” Jgo. 1Calibrador para interior de TR 9 5/8” Pza. 2Sinfines Pza. 1Protectores Klemko – 9 5/8” Pza. 1Combinación apropiadas Pza. 1Collarín de arra” - stre 9-5/8” Pza. 1Bushing 9-5/8” Pza. 1Cuñas 9-5/8 10 ¾” Pza. 1Elevador araña 500 t con insertos 9-5/8” Pza. 2Arañas para 500 t con insertos de 9-5/8 Pza. 1Guías para TR 9-5/8” Pza. 1Gafas Pza. 1Base para araña Pza. 1Llaves de fuerza p/TR – 9-5/8” Jgo. 1Líneas para llenar TR. Pza. 1

TR de 9 5/8” y accesorios Juego 1Programa de introducción de TR 9 5/8” –10 3/4 Pza. 1Zapata guía de 9 5/8” 53.5 # VAM-FJL HOWCO Pza. 1Cople diferencial 9 5/8” 53.5# VAM-FJL HOWCO Pza. 1TR 9 5/8” TRC-95 53.5# VAM-FJL TRS. NCabeza de circulación 9 5/8” 53.5# VAM-FJL Pza. 1Fabrilock Pza. 1


I

Centradores 9-5/8” x 10 5/8” Pza. 60Cementaciones Cabeza de cementación tipo II x 5 x H Pza. 1Tapón de desplazamiento 9 5/8 – 10 ¾” Pza. 1RTTS 9 5/8” Pza. 1Valv. De circulación Pza. 1Junta de seguridad Pza. 1Combinación 2 7/8 piñón x 5 H caja Pza. 1Escareador para tr 9 5/8” Pza. 1




Conexiones superficiales de control Probador de copas 11 ¾” caja 5 xh Pza. 1Buje protector de cabezal de 11” Pza. 1Herramienta soltadora p/buje de desgaste caja 5 x h Pza. 1Provador ciego con caja 5 x h Pza. 1Brida adaptadora de 11” x 13 5/8” 5m Pza. 1Preventores de la etapa anterior Juego 1RAMS DE 16 ¾” X 9 5/8” 5M Jgo. 1BNA de 8 ½ para T.R. 7 5/8 (hasta 3700) Juego 1BNA 8 ½” CAMCO Pza. 3BNA 8 ½” CAMCO Pza. 2Toberas 20 Jgo. 1Toberas 10 Jgo. 1Toberas 10 Jgo. 1Cuadro de apriete barrena de 8-1/2 Pza. 1Doble caja 6-1/2” x 4-1/2” regular x 5 xh. Pza. 2Doble caja estabilizadora 8-1/2” x 6-1/2 de insertos Pza. 2Estabilizador 8-1/2” x 6-1/2” x 4 ½ IF de insertos Pza. 5Drill Collar 6-1/2 x 2 13/16 x 4 ½IF x 30 helicoidales con cuello.

Pza. 9

Elevador Quick Lift para 6-1/2” Pza. 1Combinaciones 6-1/2” x 4IF piñón x 5xH caja Pza. 2Drill Collar cortos de 6-1/2 x 2-13/16 x 41/2IF Pza. 1Tramos de tubería de Perforación 5” –E 25.6L/P Tramos 180Tubería de Perforación 5” x –95 25.6 L/P Pza. 160Válvula contrapresión 5xh piñón y caja Pza. 1Válvula contrapresión 6-1/2 conexión piñón y caja 5 x h.

Pza. 1

icle N conexión 4 ½IF piñón y caja Pza. 1Cartucho p/valv de contrapresión de 6 ½” od Pza. 1Empaques para cartucho de valv. De contrapresión Jgos. 2Combinación 4 ½ piñón FHx 5 XH Pza. 1


I

Juego de arietes 7 5/8” para BOP 13-5/8 5M. Pza. 1Juego llaves de fuerza con quijadas p/6-1/2” Pza. 1Collarín p/herramienta de 6-1/2 Pza. 1Cuñas p/herramienta de 6-1/2 Pza. 1Madrinas 4 ½IF piñón x 5” 18º Pza. 3Drill collar 6-1/2” x 4 ½IF piñón antimagnético Pza. 2Martillo 6-1/2 Dailey a 4 ½IF piñón y caja Pza. 1Estabilizador doble caja 6 ½ x 8 ½” rosca 4 ½IF Pza. 2Motor de fondo 6 ¾” Pza. 2Muestreo de 6 ¼” Pza. 2




Coronas 8 ½” X 4” Pza. 4Tubos de aluminio de 4” Pza. 10Equipo de registro Paquete 1Equipo P/TLC Paquete 1Herramientas de pesca Molino 8 ½” concavo Pza. 1Molino plano de 8 ½” Pza. 1Cuñas de espiral 6 3/8” con control y Empaques p/pescante de 8 1/8”

Pzas. 2

Cuñas de espiral 6 ¼” con control y empaques p/pescante de 8 1/8”

Pzas. 2

Cuñas de espiral 6 5/8” con control Pzas. 2Cuñas de espiral 6 ½” con control y empaques p/pescante de 8 1/8”

Pzas. 2


Pzas. 2

Cuñas de espiral 6 ¼” con control y empaques p/pescante de 8 1/8”

Pzas. 2

Machuelo derecho con agarre de 2-4” 5 x h Pza. 1Pescante magnético de 8” Pza. 1Canasta de circ. Inversa 7 7/8” con bola Pza. 1Canasta chatarrera de 7 ¼” Pza. 1Tubería lavadora 8 1/8” Tramos 5Tapones de levante p/TL de 8 1/8” Pzas. 2Zapatas lavadoras 8 1/8” Pzas. 3Comb. 8 1/8” FJWP-5 XH Pza. 1Equipo para introducir TR 7 5/8” Paquete 1Elevador de tope de 7 5/8” Pza. 1Collarín de arrastre de 7 5/8” Pza. 1Jgo. De Bushing para TR 7 5/8” Pza. 1


I

Cuñas para TR 5/8” Pza. 1Elevador araña de 500 tons. C/guía e insertos de 7 5/8”

Pza. 1

Arañas 500 tons. de 7 5/8” Pzas. 2Placa base para araña Pza. 1Jgo. de gafas cortas. Pza. 1Llave de fuerza de 7 5/8” Pza. 1Llave enroscadora para TR 7 5/8” Pza. 1Sinfín Pzas. 2Tapones de levante p/TR 7 5/8” Pza. NProtectores para TR 7 5/8” Pzas. 2TR 7 5/8” y accesorios Juego 1Programa de introducción de TR 7 5/8” 39# V-FJL Pza. 1Zapata flotadora V doble 7 5/8” VAM-FJL L-80 Pza. 1Cople flotador 7 5/8” L-80 VAM-FJL Pza. 1



DescripciónUnidad Cantidad

Cople de retención de 7 5/8” L-80 39# VAM FJL Pza. 1

Combinaciones p/accesorios Pza. N

TR 7 5/8” L-80 39# VAM-FJL TMS. 1

Conjunto colgador soltador mecánico con Pza. 1

Empacador de BL SG 6L Pza. 1

Calibrador para TR de 7 5/8” x 2” Pza. 1

Cabeza de circulación 7 5/8” x 2” Pza. 1

Especialista para soltador Pza. 1

Cabeza de cementación tipo II x 5 XH Pza. 1

Tapón de desplazamiento para TP de 4 ½” Pza. 1

Escariador para TR de 7 5/8” Pza. 1

RTTS 7 5/8” Pza. 1

Valv. De circulación Pza. 1

Junta de seguridad Pza. 1

Combinación 2 7/8 piñón x 5 Xhcaja Pza. 1

BNA DE 6 ½” para agujero descubierto (hasta 4500) Juego 1


I

Rams 3 ½” p/BOP 16 ¾ 5M Jgos. 1

Barrena de 6 ½” tipo 126-517 Pza. 3

Cuadro de bna. 6 ½” Pza. 1

Doble caja lisa 6 5/8 reg. X 5 ½ reg. Pza. 1

Lastrabarrenas de 7 ¼ con cuello Pzas. 9

Elevador quick lift de 7 ¼” Pza. 1


II.5. Generación, Manejo y Disposición Final de Residuos Sólidos.

II.5.1. Generación de Residuos Sólidos. Durante la instalación de subestructuras, superestructuras, puentes y pilotes, se utiliza un Barco Grúa, en le cual las principales fuentes generadoras de residuos peligrosos son: Grúas de Maniobras, Compresores, Montacargas, Generadores de Energía Eléctrica, Cuarto de Maquinas, Bodega de Pinturas, Servicio Médico y Cubierta. La mayor parte de los residuos generados en esta embarcación corresponden a los trabajos de mantenimiento programados, o mantenimiento correctivos que se realizan a los equipos que se encuentran a bordo. Los residuos peligrosos encontrados, constituidos principalmente por baterías de níquel - cadmio, residuos industriales (chatarra), cartón, madera, empaques, envases impregnados con aceite lubricante gastado; brochas y envases con residuos de pintura y solventes; madera y cartón; hule, material ferroso, trapo y guantes de carnaza, todos ellos impregnados con aceite lubricante gastado se concentran en contenedores metálicos, estos permanecen cerrados a cielo abierto hasta la llegada del barco encargado de transportarlos a tierra para ser trasladados a sitios de confinamiento autorizados por la SEMARNAT.

Derivado de las actividades de instalación de subestructuras, conductores, superestructuras, puentes y piloteo se generan residuos como arena de sandblasteo con residuos de óxido y pintura, brochas impregnadas de pintura, además de residuos industriales impregnados con aceite lubricante gastado y/o pintura. Se generan también residuos derivados del mantenimiento anticorrosivo a líneas, equipos y estructura del barco grúa, tales como; brochas impregnadas de pintura, envases de pintura, guantes impregnados de pintura,


I

trapos impregnados con pintura que en ocasiones esta impregnado también de aceite lubricante gastado. En la Tabla II.5.1.1 se presentan el peso, volumen y características CRETIB de cada uno de los residuos peligrosos encontrados en la embarcación de acuerdo con el área de proceso y equipo.

Tabla II.5.1.1 Generación de Residuos Sólidos Peligrosos.

Descripción del Residuo por Área

de Proceso y EquipoCaracterística

CRETIBGeneración Anual Peso (kg) Volumen (m3)

Motobombas Contra IncendioFiltros de aire impregnado con aceite lubricante gastado

(T,I) 20 Filtros 63,12 0,3036

Botes Salvavidas con Motor DieselFiltros de aire impregnado con aceite lubricante gastado

(T,I) 8 Filtros 3,12 0,0274

Generadores de Energía a Base de DieselFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado

(T,I) 1 296 Filtros 2 773,44 6 0416

Grúa de Maniobras de 225 toneladasFiltros de aire impregnado con aceite lubricante gastado

(T,I) 24 Filtros 36,72 0,6228


Continuación Tabla II.5.1.1 Generación de Residuos Sólidos Peligrosos.

Descripción del Residuo por Área de Proceso y Equipo

CaracterísticaCRETIB

Generación Anual Peso (kg) Volumen (m3)

Grúa de Maniobras de 2, 000 toneladas

Filtros de aire impregnado con aceite lubricante gastado

(T,I) 192 Filtros 321,12 3 986

Compresor de Aire de Combustión Interna de la Grúa


(T,I) 72 Filtros 128,88 2 725

Compresor de Aire de Combustión Interna para Equipo de Buceo


(T,I) 8 Filtros 4,72 0,0781

Montacargas


(T,I) 8 Filtros 3,12 0,0274


I

Mantenimiento General a las Instalaciones

Arena de sand blasteo con pintura, óxido y aceite

(T,I) 14,4 t. 14 400 25,92

Contenedor con aceite lubricante gastado (T) 48 Contenedores 105 600 96,00

Brocha de 4” con pintura, solvente y aceite lubricante gastado

(T,I) 24 Piezas ND 0,0069





Cartón impregnado con aceite lubricante gastado

(T,I) 96 Kilos ND 0,6336

Envase de plástico de 20 litros con residuo de Thinner especial

(T,I) 36 Bidones ND 0,7200

Envase de plástico de 20 litros con residuo de Thinner estándar

(T,I) 24 Bidones ND 0,4800

Envase de plástico de 20 litros con restos de pintura RA-26 y RP-4

(T,I) 108 Cubetas 237,6 1,96

Envases con residuos de líquido afloja todo (T,I) 60 Botes 9,00 0,1200

Envases de plástico de 20 litros con residuos de desengrasante

(T) 36 Cubetas 79,20 0,7200

Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002. ND: No Disponible.

Continuación Tabla II.5.1.1 Generación de Residuos Sólidos Peligrosos.

Descripción del Residuo por Área de Proceso y Equipo

CaracterísticaCRETIB

Generación Anual Peso (kg) Volumen (m3)

Guantes de carnaza impregnados con aceite lubricante gastado, grasa, solvente y pintura

(T,I) 600 Pares 192,00 1,368

Madera impregnada con aceite lubricante gastado y/o pintura

(T,I) 168 Kilos 168,00 0.3024

Residuos industriales (chatarra) impregnada con hidrocarburos y/o pintura

(T,I) 24 Toneladas 24 000 Variable

Trapo impregnado con aceite lubricante gastado, grasa, solvente o pintura

(T,I) 120 Kilos 120,00 0,6480

Tambor de 200 litros con restos de aceite lubricante gastado

(T) 96 Tambores 2 112,00 19,2

Bancos de Baterías para el Sistema de Comunicación

Acumuladores ácido – plomo (T,C) 12 Acumuladores 420,00 0,4200

Baterías Níquel – Cadmio usadas (C,T) 126 Baterías / 10 años

378/ 10 años 0,7182/ 10 años

Envase con ácido p/ baterías (T,C) 3 Tambos/ 10 años 66,00 0,6000


I

Generación de Biológicos Infecciosos

Material punzo cortante (jeringas con aguja, lancetas y navajas)

(B) 9,6 kilos 9,60 0,0187

Gasas, algodones, abatelenguas y guantes de cirujanos con secreciones

(B) 14,4 Kilos 14,40 0,0290


Para la construcción e instalación del gasoducto se utiliza una barcaza de tendido de ductos, en donde las fuentes generadoras de residuos peligrosos son las siguientes: Cuarto de Máquinas y Mantenimiento, Nivel de Servicios (alimentación y hospedaje) y la Cubierta Principal. La mayor parte de los residuos peligrosos generados, corresponden a los trabajos de Mantenimientos Programados o Correctivos a los equipos y a las instalaciones.

Los residuos están constituidos por productos caducos (pintura); filtros; acumuladores de plomo; baterías de níquel–cadmio; chatarra, cartón, madera, envases de plástico, brochas y envases con residuos de pintura y solventes; madera y cartón; hule, material ferroso, trapo y guantes de carnaza, todos ellos impregnados con aceite lubricante, grasa, entre otros. En la Tabla II.5.1.2 la cantidad, volumen y características CRETIB de los residuos peligrosos estimados durante la construcción del gasoducto, así mismo se presenta la generación anual, peso y volumen de cada uno de los residuos peligrosos.

Tabla II.5.1.2 Generación Estimada de Residuos Peligrosos.

Descripción del Residuo por Área, Proceso o Equipo

CaracterísticasCRETIB

Generación 6 meses de Operación

Peso (kg) Volumen (m3)

Cuarto de BateríasEnvase de plástico con residuo de ácido p/baterías (T,C) 1 tambor/10 años 136,00 0,1000

Baterías de Níquel Cadmio usadas (T,C) 24 baterías/ 10 años 36,00 0,7100

Motobombas de Succión de Agua

Filtro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 336 filtros 528,00 41 563

Motogeneradores Diesel con Mantenimiento cada 300 hFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 216 filtros 400,00 1 116


I

Compresores de Aire para Sistema de Buceo y Mantenimiento cada 3 mesesFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 8 filtros 6,00 0,0188

Motocompresores Mantenimiento cada 3 mesesFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 16 filtros 10,4 0,0638

Winches con Motor de Combustión InternaFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 16 filtros 15,2 0,2084


Contaminación Tabla II.5.1.2 Generación Estimada de Residuos Peligrosos.

Descripción del residuo por área, proceso o equipo.




Servicio MédicoGasas, algodones, abatelenguas y guantes de cirujano con secreciones (B) 2,40 kg 2,40 0,0200

Material punzocortante (jeringas con agujas, lancetas y navajas) (B) 7,20 kg 7,20 0,0022

Grúas de maniobras

Filtro de aceite lubricante con aceite lubricante gastado (T,I) 6 filtros 6,60 0,1641

Montacargas

Filtro de aceite lubricante con aceite lubricante gastado (T,I) 3 filtros. 1,65 0,007

Trabajos de mantenimiento a las instalacionesAcumuladores de plomo (T,I) 24 pzas. 840,00 0,8400Arena sílica como medio absorbente de hidrocarburos (T) 12,00 t. 12,00 t 21 600

Brocha de 4” con pintura, solvente y aceite lubricante gastado (T,C) 20 pzas. 30,00 0,0680

Cartón impregnado con aceite lubricante gastado y pintura (T,I) 22 kg 20,00 0,1300

Envase con residuo de solvente dieléctrico (T,I) 7 botes 15,50 0,1400Envase con residuo de Thinner estándar (T,I) 10 bidones 15,00 0,2000Envase de plástico de 20 l con residuo de líquido aflojatodo (T,I) 5 botes 11,70 0,1000

Envase de plástico de 20 l con residuo de pintura RP-4, RA-26, RA-28 y RP-E6 (T,I) 216 cubetas 608,50 4,80

Envase de plástico de 20 l con residuos de desengrasante (T) 18 cubetas 46,75 0,3600

Esquirlas metálicas impregnados con hidrocarburos y/o pintura (T,I) 7 200 Kg 7 200 Variable.


I

Guantes de carnaza impregnados con aceite lubricante gastado, grasa, solvente y pintura (T,I) 480 pares 240,00 0,8160

Guantes de lona impregnados con aceite lubricante gastado, grasa, solvente y pintura

(T,I) 240 pares 48,00 0,0840

Madera impregnada con aceite lubricante gastado y/o pintura (T,I) 30 kg 30,00 0,0540

Residuos industriales (chatarra) impregnados con hidrocarburos y/o pintura (T,I) 4 800 kg 4 800 Variable.







Trapo impregnado con aceite lubricante gastado, grasa, solvente o pintura (T,I) 400 kg 400.00 2 150

1 Cuarto de bateríasEnvase de plástico con residuo de ácido p/baterías (C,T) 1 tambor/10 años 272,00 0,200

Baterías de Níquel Cadmio usadas (C,T) 24 baterías/10 años 72,00 0,14208 Motobombas de succión de aguaFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 672 filtros 960,00 8 312

6 Motogeneradores diesel con mantenimiento cada 300 hFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 432 filtros 720 2 232

2 Compresores de aire para sistema de buceo mantenimiento cada 3 mesesFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 8 filtros 4,80 0,0056

4 Motocompresores mantenimiento cada 3 mesesFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 32 filtros 20,80 0,1277

2 Winches con motor de combustión internaFiltro de aceite impregnado con aceite lubricante gastado (T,I) 32 filtros 30,40 0,4169

Servicio médicoGasas, algodones, abatelenguas y guantes de cirujano con secreciones (B) 4,80 kg 4,80 0,0400

Material punzocortante (jeringas con agujas, lancetas y navajas) (B) 14,40 kg 14,40 0,0045

2 Grúas de maniobras

Filtro de aceite lubricante con aceite lubricante gastado

(T,I) 12 filtros 13,20 0,3282

1 Montacargas


I

Filtro de aceite lubricante con aceite lubricante gastado

(T,I) 6 filtros. 3,33 0,0033







Trabajos de mantenimiento a las instalaciones Acumuladores de plomo (T,I) 48 pzas. 1 680 1 680 Arena sílica como medio absorbente de hidrocarburos (T) 24,00 t 24,00 t 43 200 Brocha de 2” con pintura, solvente y aceite lubricante gastado (T,I) 60 pzas. 36,00 0,0906 Brocha de 4” con pintura, solvente y aceite lubricante gastado (T,I) 40 pzas. 60,00 0,1360 Cartón impregnado con aceite lubricante gastado y pintura (T,I) 44 kg 40,00 0,2600 Envase con residuo de solvente dieléctrico (T,I) 14 botes 31,00 0,2800 Envase con residuo de Thinner estándar (T,I) 20 bidones 30,00 0,4000 Envase de plástico de 20 L con residuo de líquido aflojatodo (T,I) 10 botes 23,40 0,2000 Envase de plástico de 20 L con residuo de pintura RP-4, RA-26, RA-28 y RP-E6 (T,I) 432 cubetas 1 217 9,6 Envase de plástico de 20 L con residuos de desengrasante (T,I) 36 cubetas 93,50 0,7200 Esquirlas metálicas impregnados con hidrocarburos y/o pintura (T,I) 14 400 kg 14 400 Variable. Guantes de carnaza impregnados con aceite lubricante gastado, grasa, solvente y pintura

(T,I) 960 pares 480,00 1 632

Guantes de lona impregnados con aceite lubricante gastado, grasa, solvente y pintura

(T,I) 480 pares 96,00 0,168

Madera impregnada con aceite lubricante gastado y/o pintura (T,I) 60 kg 60,00 0,108 Residuos industriales (chatarra) impregnados con hidrocarburos y/o pintura (T,I) 9,600 kg 9 600,00 Variable. Tambor de 200 L con aceite lubricante gastado (T,I) 480 tambores 115 200,00 96 000 Trapo impregnado con aceite lubricante gastado, grasa, solvente o pintura (T,I) 800 kg 800,00 4 300


El volumen y composición de los residuos sólidos industriales que se generarán en cada una de las


I

plataformas variarán de acuerdo con el programa de operación y mantenimiento y a las actividades desarrolladas en cada una de ellas. Derivado de las actividades del mantenimiento correctivo y preventivo de las plataformas se generan los siguientes residuos sólidos peligrosos: arena sílica, baterías eléctricas, carbón activado impregnado con Dietanolamina o Dietilenglicol, empaques de asbesto, empaques de fierro-asbesto, empaques de soldadura eléctrica, restos de electrodos de soldadura eléctrica, filtros de aceite, combustible y aire, trapo, guantes, brochas, contenedores de plástico y vidrio de diferentes capacidades todos impregnados con aceite, grasa, un solvente y/o pintura y chatarra industrial impregnado con hidrocarburos y/o pintura, entre otros. El volumen estimado para recortes por pozos es de 620 m3 en promedio, por lo tanto se puede estimar que el volumen total de recortes correspondientes a los 5 pozos nuevos a perforar como parte de las obras nuevas será de aproximadamente 3 100 m3. El volumen y composición de los residuos sólidos industriales que se generarán en cada una de las plataformas variarán de acuerdo con el programa de operación y mantenimiento y a las actividades desarrolladas en cada una de ellas.

En el Anexo II.16 se presenta Manual para Recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y No Peligrosos y Anexo II.17 se muestra el Manual de Procedimientos Operativos para el Manejo de Residuos Peligrosos en Pemex Exploración y Producción.

II.5.1.1. Residuos Sólidos No Peligrosos.

Dentro de los residuos sólidos no peligrosos de tipo industrial que se generarán durante las etapas del proyecto se encuentra la madera, plástico, vidrio, chatarra, cabo de vida, cables, papel, cartón, trapos guantes, entre otros. Durante la etapa de preparación únicamente se generarán residuos sólidos tal como papel, cartón, trapos, guantes provenientes de las embarcaciones que serán utilizadas para la limpieza de las patas del Octápodo que será instalado en el Campo Caan Integral; así como de los trípodes de apoyo para puntes de enlace y quemador; finalmente como apoyo a la cuadrillas de buzos que limpiaran el área requerida para el tendido del gasoducto. Dichos residuos serán almacenados temporalmente en las áreas destinadas para este fin y una vez clasificadas serán incineradas cumpliendo con la normatividad ambiental vigente.


I

Durante la etapa de construcción los residuos generados se dividieron de acuerdo al tipo de instalación.

En el caso de los módulos de compresión y habitacional los residuos generados serán papel, cartón, madera, chatarra, plástico, guantes, entre otros. Estos residuos son producto del manejo de materiales como tubulares, placas de acero, rejillas de acero, entre otros. Es importante mencionar que los módulos de compresión y habitacional contaran con sistemas de incineración los cuales cumplen con la normatividad ambiental vigente y donde serán quemados los materiales que por sus características ya no puedan ser empleados en otras actividades. En el caso de la chatarra esta será almacenada temporalmente en el cantiliver del módulo de comprensión, donde será transportada por chalanes chatarreros a la Terminal Marítima de Dos Bocas, donde se clasificarán los materiales empleándose nuevamente los que se encuentra en buen estado y los restantes tendrán que pasar a formar parte del programa de comercialización de chatarra con el que cuenta PEP. Durante el tendido de gasoducto se generarán residuos tales como ánodos de sacrificio de aluminio, tubería de acero al carbón, entre otros. Estos materiales serán almacenados temporalmente en los almacenes de las embarcaciones de tendido o en las áreas de soldado hasta que sean transportados a la Terminal Marítima de Dos Bocas para su disposición final en sitios autorizados por PEP.

Sumados a los residuos sólidos no peligrosos señalados anteriormente se encuentran los domésticos, los cuales en su mayor parte son residuos de alimentos, de manera general se puede mencionar los siguientes: materia orgánica, envases de tetrapack, papel, polietileno, plástico, fibra, madera, lata, vidrio, trapo y cartón, entre otros. De acuerdo con la OMI, la cantidad de desechos sólidos domésticos generado por una persona es de 0,8 kg/persona/día. Los residuos domésticos serán similares a los de tipo municipal, ya que en las plataformas que se construirán (Módulo Habitacional en Caan) se darán todos los servicios que se ofrecen en un alojamiento rentado (comedor, esparcimiento, alojamiento, etc.).


I

En la etapa de operación y mantenimiento los residuos generados disminuirán considerablemente generándose básicamente papel, cartón, plástico y piezas que conforman alguna parte del equipo auxiliar para el funcionamiento de las plataformas. Estos residuos provienen principalmente del área de oficinas del módulo habitacional y del modulo de compresión; mientras que las piezas mecánicas se generan durante el mantenimiento a equipos y servicios auxiliares.

II.5.2. Manejo de Residuos Peligrosos y No Peligrosos.

II.5.2.1. Descripción General y Por Etapa.

Los residuos se clasifican en peligrosos y no peligrosos basándose en el listado y límites permisibles señalados en la Norma NOM-052-ECOL-1993. Se considerarán residuos peligrosos los que se conocen con el acrónimo CRETIB: (C) Corrosividad, (R) Reactividad, (E) Explosividad, (T) Toxicidad, (I) Inflamabilidad y (B) Biológico Infeccioso. Se considerará residuo peligroso cualquier residuo que presente como mínimo una de las características mencionadas. En caso de no estar identificados en esta lista, se recurrirá al análisis CRETIB el cual indicará a qué tipo pertenece. Para tomar las medidas necesarias para su manejo, almacenaje y disposición de ellos. Una vez clasificados los residuos son compactados, almacenados y transportados a tierra mediante los barcos de abastecimiento de las compañías contratadas para tal fin, en el caso de residuos susceptibles a incinerarse sin riesgo alguno, esto se podrá efectuar en los equipos específicos en la misma plataforma. Para este tipo de residuos PEP se asegura que todas sus instalaciones así como cada compañía que presta sus servicios cumplan con el Manual de Procedimientos Operativos para el Manejo de Residuos Peligrosos para llevar a cabo los procedimientos de clasificación, recolección, identificación, manejo, almacenaje y disposición de residuos peligrosos y no peligrosos. Así como de los manifiestos de residuos peligrosos. En el Anexo II.16 se muestra el Manual para Recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y No Peligrosos.


I

Los residuos domésticos, los cuales en su mayor parte son residuos de alimentos para lo cual se recolectan y se trituran a dimensiones menores de 25 mm, para poder ser arrojados al mar (MARPOL 73/78); Ver Anexo II.18 Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación por Desechos y Otros Materiales.

II.5.2.2. Infraestructura.

Todos los residuos sólidos que no se puedan tratar en las plataformas, serán dispuestos en contenedores metálicos de 200 L, se compactarán y junto con la chatarra, se almacenarán temporalmente en áreas del perímetro de las plataformas, designadas para el almacenamiento de residuos y estas serán transportadas por medio de barcazas que recolectan periódicamente estos residuos para enviarlos a la Terminal Marítima de Dos Bocas, tabasco y aquí ser clasificadas de acuerdo a sus propiedades para finalmente disponerse en sitios autorizados por la autoridad correspondiente. Las sustancias caducas no peligrosas se enviarán en recipientes de 200 L o en sus envases originales al almacén temporal.

Los residuos peligrosos deberán almacenarse separado de los demás residuos, en recipientes que no permitan su dispersión, por ningún motivo podrán ser vertidos al mar, en caso de accidente se deberá informar a las autoridades correspondientes; el almacén temporal deberá de cumplir con lo establecido en la NOM-055-ECOL-1993. Los residuos peligrosos serán transportados a tierra por las empresas autorizadas por la SEMARNAT; en este caso Pemex Exploración y Producción cuenta con los servicios de la empresa especializada PASA que cuenta con las autorizaciones requeridas por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos naturales.

II.5.3. Disposición Final de Residuos Peligrosos y No Peligrosos.

II.5.3.1. Sitios de Tiro. La disposición de los residuos es llevada a cabo por terceros los cuales tienen los registros necesarios para su manejo, disposición, almacenaje, clasificación e identificación según lo estipula la norma NOM-052-ECOL-1993.


I

La chatarra y los residuos plásticos reciclables o reutilizables no peligrosos, serán enviados al Puerto de Dos Bocas, Tabasco en donde se encuentra un área de disposición para dichos residuos y para ser entregados al concesionario.

En las plataformas después de clasificar los residuos, los que sean biodegradables, así como los alimenticios, se triturarán hasta pasar por cribas no mayores que 25 mm y se verterán al mar, cumpliendo con la normatividad aplicable (Regla 5: Reglas para prevenir la contaminación por las basuras de los buques). Los residuos que no siguen el proceso anterior se incinerarán como es el caso del papel, cartón y madera; en tanto que los desperdicios de chatarra metálica, se llevarán a tierra para su disposición final en sitios establecidos para tal fin o para su comercialización. Los residuos serán embarcados al barco chatarrero, el cual se encargará de transportarlos a tierra a la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) para su manejo, confinamiento y/o disposición final de acuerdo con su clasificación, posteriormente serán llevados en camiones al tiradero URA (Unidad de Racionalización de Activos), en donde se vaciarán de sus contenedores a la intemperie y la chatarra se licita.

II.5.3.2. Confinamientos de Residuos Peligrosos.

En zona marina los residuos peligrosos deberán clasificarse, envasarse y almacenarse temporalmente aparte de los demás residuos, en recipientes que no permitan su dispersión y se enviarán a la Terminal Marítima Dos Bocas mediante barcos chatarreros, posteriormente serán transportados a las instalaciones de la empresa RIMSA (Residuos Industriales Mexicanos Sociedad Anónima) en Mina, Nuevo León, la cual da servicio a PEMEX Exploración y Producción en lo que se refiere a tratamiento y confinamiento de los residuos peligrosos; esta empresa cuenta con los permisos, autorizaciones y licencias necesarias para su operación otorgadas por las dependencias oficiales como SEMARNAT, PROFEPA, CNA, STPS, SCT.

II.5.3.3. Tiraderos Municipales.

Como ya se mencionó anteriormente, el restante de lo que no se licite será enviado al basurero municipal, básicamente se tratará de residuos domésticos el volumen no será constante, dependerá del programa de operación y actividades a desarrollar durante la operación de las instalaciones.

II.5.3.4. Rellenos Sanitarios.


I

No aplica.

II.6. Generación, Manejo y Descarga de Residuos Líquidos, Lodos y Aguas Residuales.

II.6.1. Generación.

II.6.1.1. Residuos Líquidos.

Los residuos líquidos los podemos clasificar también en peligrosos y no peligrosos basándonos en la norma NOM-052-ECOL-1993, dichos residuos son generados fundamentalmente en las embarcaciones por los servicios al personal durante la etapa de instalación y de las actividades desarrolladas para llevar acabo dicha instalación.En la tabla II.6.1.1.1 y II.6.1.1.2 se presentan los volúmenes estimados de residuos líquidos que se podrían generar durante las diferentes actividades que se realizarán para las estructuras y subestructuras; así como para el gasoducto instalado en el Campo Caan; Tabla II.6.1.1.3 y II.6.1.1.4.

Tabla II.6.1.1.1 Residuos Líquidos Utilizados durante la Instalación de Plataformas.

Nombre del

ResiduoCaracterística

CRETIBVolumenGenerado

Tipo de Envase

Sitio de Almacenamiento

Temporal

Características del Sistema de

Transporte

Origen Sitio de Disposición Final

Resina T, R, I 5 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Desengrasante T 2 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Combustible y

Lubricantes

T, I 30 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Pinturasy

Solventes


Removedor T, I 3 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento



I

Tabla II.6.1.1.2 Residuos Líquidos Utilizados durante

el Mantenimiento de Plataformas.

Nombre del Residuo

Característica CRETIB

VolumenGenerado

Tipo de Envase


Temporal


TransporteOrigen

Sitio de Disposición

Final

Resina T, R, I 3 T/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento

Desengrasante T 2 T/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento

Combustible y

LubricantesT, I 125 m3/año Tambos Almacén

Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento

Pinturasy

SolventesT, I 1 m3/año Tambos Almacén


Removedor T, I 3 m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento


Tabla II.6.1.1.3 Residuos Líquidos Utilizados en

Gasoducto durante la etapa de Instalación.

Nombre del Residuo


VolumenGenerado

Tipo de Envase


Temporal


TransporteOrigen


FinalResina T, R, I 0,5 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Desengrasante T 0,5 T/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco ConfinamientoCombustible

y Lubricantes


Pinturasy

SolventesT, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco Confinamiento

Removedor T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Barcaza Barcaza Tabasco ConfinamientoFuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Tabla II.6.1.1.4 Residuos Líquidos Utilizados en Gasoducto durante la etapa de Mantenimiento.


I

Nombre del Residuo


VolumenGenerado

Tipo de Envase


Temporal


TransporteOrigen


Final

Resina T, R, I 0,5 T/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento

Pinturasy

SolventesT, I 0,5 m3/año Tambos Almacén


Removedor T, I 0,5 m3/año Tambos Almacén Plataforma Barcaza Tabasco Confinamiento


II.6.1.2. Agua Residual.

Los efluentes líquidos que se producirán durante las diferentes etapas del proyecto serán: Fluidos de las pruebas hidrostática, descarga de líquidos usados en la cementación, lubricantes, fluidos de enfriamiento, aguas sanitarias, aguas pluviales y aceitosas, lodos de perforación, aguas de enfriamiento, salmuera de desalinización y agua de prueba de equipos contra incendio, entre otros.

En la Tabla II.6.1.2.1 se presenta el volumen estimado de aguas residuales para las diferentes actividades de plataformas y gasoducto. En el Anexo II.19 se muestran los Títulos de Concesión No. 12CAM102201/30EKGE97 Y 12CAM102202/30EKGE97 para los equipos empaquetados No. 4043 y No. 4044 respectivamente donde se establece la autorización para la descarga de agua residual a cuerpo receptor y se indican las condiciones particulares de descarga.

Tabla II.6.1.2.1 Aguas Residuales en Plataformas Marinas.

Vertimientos

ActividadAguas Negras tratadas Aguas Aceitosos Tratadas

m3/añoInstalación 600 600Operación 4 796 2 832Mantenimiento 322 1 314Desmantelamiento 528 1 152Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Tabla II.6.1.2.2 Aguas Residuales en las actividades del Gasoducto

Vertimientos

Aguas Negras Tratadas Aguas Aceitosas Tratadasfile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (159 of 413) [28/04/2010 13:55:51]

I

Actividad m3/añoInstalación 540 0Operación (20 años) 150 0Mantenimiento (20 años) 150 20Desmantelamiento 60 20Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

II.6.1.3. Lodos.

Dentro de las sustancias más importantes que se utilizan en la perforación se encuentran los fluidos (lodos), se cuenta con dos tipos: los de base agua y base aceite.

Los fluidos de perforación base agua están formados básicamente por 75% de agua y el 25% restante está constituido por los siguientes compuestos: un agente viscosificante (bentonita), un agente densificante (barita) y sustancias aditivas (reductoras de viscocidad, pH, filtrado, emulsificante, entre otros).La concentración de estos compuestos, está en función directa de los requerimientos de perforación y de las formaciones litológicas que son atravesadas durante la perforación. Los fluidos de base agua se utilizan en las primeras etapas de perforación y son sustituidos a mayores profundidades, debido principalmente a su inestabilidad a altas temperaturas y porque son susceptibles de contaminarse por la formación. Los lodos base agua son más susceptibles a derramarse en las actividades de perforación; sin embargo, la composición de éstos no provocan un impacto al medio ambiente. Los fluidos base aceite, conocidos como de emulsión inversa, están formados por una relación base diesel-agua, donde el diesel está en una proporción mayor del 50%, además de otros aditivos emulsificantes, cuya composición depende del producto comercial. Estos fluidos por sus características presentan mayores ventajas en la perforación que los de base agua, debido principalmente a que soportan mayores temperaturas y presiones, son estables ante contaminantes de formación y permiten mayor enfriamiento y lubricación de la sarta de perforación. Sin embargo, su uso está restringido a ciertas etapas de perforación, debido a su alto costo. Este tipo de lodo se recircula en un sistema cerrado, recuperados y reacondicionados para su utilización en otra perforación.

Los fluidos de perforación son transportados en barcos loderos y se almacenan en las plataformas de perforación en


I

3 presas de lodos, las cuales tienen una capacidad total aproximada de 240 m3. Los fluidos de perforación que salen del pozo a la superficie son recuperados y se pasan a través de presas de tratamiento y vibradores de diferentes diámetros para ser separados de los cortes de la formación. Una vez libre de recortes, los fluidos se acondicionan para volver a usarse. Después de finalizada cada una de las etapas de perforación, los fluidos son acondicionados y preparados de acuerdo con la densidad requerida en la siguiente etapa de perforación. Los volúmenes de lodo a emplear en cada etapa de perforación son variables, y dependen de la profundidad programada a perforar en la etapa, diámetro y profundidad de la última tubería de revestimiento cementada y diámetro de barrena a emplear. De acuerdo con la NOM-052-ECOL-1993 los lodos de perforación de emulsión inversa tienen características reactivas e inflamables. Con respecto a los recortes de la formación que son eliminados del lodo de perforación, éstos se almacenan en contenedores de 5 m3 de volumen y son enviados por la compañía perforadora a tierra para su tratamiento (Tabla II.6.1.3.1).

Tabla II.6.1.3.1 Volúmenes de Lodo a Utilizar en un

Pozo de Perforación Tipo que llega a perforarse hasta 4 500 m.

Etapa Volumen (L) Densidad (gr/cm3)

30” 150 000 1,0520” 350 000 1,06-1,1016” 500 000 1,20-1,48

11 ¾” 550 000 1,55-1,909 5/8” 350 000 1,03-2,05

7” 300 000 1,10-1,35Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

En caso de los lodos generados en las plantas paquete de tratamiento de agua residual, estas serán colectadas y confinados de acuerdo al procedimiento de manejo de residuos peligrosos.


I

II.6.2. Manejo.

A fin de abatir la contaminación por estos afluentes, PEP cuenta con la incorporación de un tratamiento previo que consiste en “Plantas Paquete” de tratamiento para la eliminación de materias flotantes, por medio de mallas, aireación prolongada, clarificación y cloración. Previo a los procesos mencionados, se lleva a cabo una eliminación de materia flotante por medio de una malla, a fin de evitar obstrucciones en el equipo, lo cual se considera como la primera etapa del tratamiento. Durante el Proceso de Aireación que es propiamente la segunda etapa del tratamiento, consiste en degradar la materia orgánica con bacterias aeróbicas, lo cual se lleva a cabo dentro de un tanque al que se le inyecta aire a presión a través de difusores. En esta fase las aguas negras tienen un tiempo de retención de 24 horas y son mezcladas con bacterias aeróbicas muy activas, las cuales consumen los desechos de origen orgánico abatiendo la DBO5 (Demanda Bioquímica

de Oxígeno a los Cinco Días). El aire suministrado también proporciona la agitación necesaria evitando asentamientos de lodos y a la vez desintegra la formación de flóculos, que se mezclan homogéneamente en el agua. Durante el Proceso de Clarificación y Clorinación, que es la tercera etapa del tratamiento y que tiene como función separara los flóculos que se forman en la aireación, lo cual se realiza mediante la clarificación y sedimentación con un tiempo de retención de 6 horas aproximadamente y una recirculación de lodos de 80%. El líquido clarificado se envía a través de un vertedero a un tanque, donde se le adiciona cloro para eliminar los microorganismos y posteriormente verter esta agua al mar, siempre y cuando cumplan con las condiciones particulares de descarga.

En el Anexo II.19 se muestran los Títulos de Concesión No. 12CAM102201/30EKGE97 Y 12CAM102202/30EKGE97 para los equipos empaquetados No. 4043 y No. 4044 respectivamente donde se establece la autorización para la descarga de agua residual a cuerpo receptor y se indican las condiciones particulares de descarga.


I

En dichos títulos de concesión se especifican las condiciones particulares de descarga y los límites máximos permisibles para arsénico, cadmio, cianuro, cobre, coniformes fecales, cromo, DBO, grasas y aceites, materia flotante, mercurio, níquel, plomo, sólidos sedimentables, temperatura, zinc y pH; así mismo se establece que se deberá de cumplir con lo establecido en la NOM-001-ECOL-1996 que establece los límites máximos permisibles de contaminación en la descarga de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. En el caso de los lodos generados en las plantas de tratamiento de los equipos empaquetados y demás instalaciones con las que cuenta PEP, la compañía PASA será la encargada de la recolección, transporte y disposición final de estos lodos en sitios autorizados por la SEMARNAT. Las embarcaciones marinas tienen su equipo de tratamiento de aguas residuales que consiste en una planta paquete que se encuentra diseñado de acuerdo a las condiciones de las embarcaciones, por lo que no se prevé ninguna descarga de este tipo fuera de las especificaciones de la norma.

Las aguas residuales serán tratadas en las plataformas marinas, tomando en consideración la cantidad del agua requerida para el número de personas que están involucradas durante la instalación de estructuras se tendrá un volumen máximo diario de 8,5 m3. Dicho volumen será tratado en las plantas de tratamiento de agua, con las que cuentan las embarcaciones y las Plataformas, para después descargarlas al mar cumpliendo las especificaciones señaladas en la NOM-001-ECOL-1996. Las aguas aceitosas serán tratadas mediante plantas paquete tipo API en las Plataformas, la calidad del agua final se encontrará dentro de los límites por la normatividad nacional e internacional para su descarga o almacenamiento (límite de 15 ppm de hidrocarburos totales, Marpol 73/78). Los residuos líquidos peligrosos serán envasados en tambos o contenedores para que se lleven a tierra y ahí una compañía o varias se encarguen de darle un tratamiento para su reutilización, destrucción o almacenaje conforme lo indique la NOM-052-ECOL-1993.

II.6.3. Suelo y Subsuelo.

No aplica puesto que no se pretende inyectar el agua residual al suelo o subsuelo.


I

II.6.4. Drenajes.

El módulo de compresión y habitacional requerirá de un sistema de drenajes sanitarios, mismos que se procesarán en una planta de tratamiento de aguas negras con un sistema purificador por electrocatálisis la cual ofrecerá agua tratada libre de sólidos de acuerdo con la NOM-001-ECOL-1996. Las aguas tipo jabonosas procedentes de regaderas, lavabos, lavaderos, limpieza y cocina, se manejarán a través de un sistema de drenajes (separado del drenaje de aguas negras) para ser tratadas en una planta paquete. El proceso será tipo electrocatalítico y la descarga deberá cumplir la norma NOM-001-ECOL-1996. El sistema de drenajes atmosféricos es un sistema recolector y recuperador de los desechos aceitosos que por medio de un tratamiento adecuado en donde el aceite separado pueda ser recuperado y el agua es desechada al mar cumpliendo con la normatividad ambiental vigente.

El drenaje a presión recolecta y conduce los líquidos a presión a un sistema de separación y recuperación; los cuales son conducidos a una planta de tratamiento para dar cumplimiento con la NOM-001-ECOL-1996.

Por otra parte el control de los hidrocarburos residuales que se originan durante las operaciones normales se lleva a cabo con drenajes presurizados, cárcamos atmosféricos y drenajes atmosféricos.

Los complejos de producción cuentan con drenajes presurizados y cárcamos atmosféricos. Los drenajes presurizados son un sistema cerrado que se utiliza para la recuperación de los hidrocarburos provenientes de los desfogues de alta presión y que una vez captados, se envían a los separadores de aceites de baja presión.

Por su parte, los cárcamos atmosféricos recolectan los hidrocarburos provenientes de purgas de bombas y corridas de diablos que se efectúan para el mantenimiento de líneas.

Las plataformas de perforación cuentan con un sistema de recuperación de hidrocarburos que consiste en un drenaje atmosférico, localizado junto a las patas de la plataforma, en la cual se colectan los escurrimientos de hidrocarburos en la plataforma, para posteriormente depositarlos en tambores de 200 L que son enviados a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco; por medio de la empresa especializada en el manejo de residuos PASA.


I

II.7. Generación, Manejo y Control de Emisiones a la Atmósfera. Las emisiones a la atmósfera que se generarán durante la etapa de construcción e instalación de los Octápodo para plataforma, tetrápodo para Módulo de compresión y del gasoducto serán como consecuencia de las embarcaciones, maquinaria, equipo y unidades de aprovisionamiento, entre otros. Durante la etapa de operación y mantenimiento las emisiones de rutina provienen de las pruebas de venteo o quema de los gases y vapores de proceso; gases a la salida de los equipos rotatorios; emisiones fugitivas de vapores de hidrocarburos y polvo. Durante la etapa de perforación, las emisiones pueden producirse por diferentes actividades como son:

Ø Vapores de Hidrocarburos que Provienen de la Separación del Agua de Formación.Ø Quemadores Horizontales durante la Perforación para la prueba de pozos.Ø El Venteo de Vapores de Hidrocarburos para despresurizar equipos de proceso, siendo una actividad poco frecuente.Ø Emisiones de Nitrógeno (N2) usado como sistema de gas inerte en la inducción de pozos.

Ø Emisiones de BTEX (Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xileno) y COV’s (Compuestos Orgánicos Volátiles), asociados a la regeneración del dietilenglicol en el proceso de deshidratación.

Sistema de Control de Desechos Gaseosos. Los desechos gaseosos son incinerados con quemadores del tipo vertical y horizontal, los cuales cuentan con un encendido automático, con lo que se logra incinerar todos los gases que fluyen a través del quemador. Los complejos de producción tienen instalados quemadores elevados (verticales), de las cuales existen dos tipos, de boca ancha y del tipo “H”. El de boca ancha consiste en un tubo vertical de 4 a 6 “ y de 16 a 20 m de altura; el de tipo “H” consta de un tubo vertical de 4 a 6 “ y de 16 a 20 m de largo y en la parte superior este tubo se ramifica en 3 o 4 boquillas; con este dispositivo el producto es atomizado con lo que se logra una combustión más completa reduciendo la emisión de contaminantes a la atmósfera.

Las plataformas de perforación cuentan con quemadores del tipo horizontal que son utilizados para quemar fluidos


I

de terminación, éstos quemadores, cuentan con una tubería de 4” o menor por donde se envía el flujo central y en el extremo final del arco de 1 m de diámetro se encuentra un anillo con boquillas para asperjar diesel, con lo que se logra la combustión más completa. Esta operación generalmente se realiza cuando ha concluido la perforación y el pozo entra en producción. Las emisiones potenciales de NOx obtenidas de la operación de los equipos, como turbinas, compresores, motogeneradores, puede estimarse considerando el nivel máximo de NOx, basado en lo establecido por los estándares actuales para compresores nuevos, que es de 0,006 kg/h de NOx por kW producido y el nivel típico de NOx es de 0,00275 kg/h por kW producido.

II.8. Descripción del Sistema de Manejo de Residuos y Emisiones.

Sistemas de Control de Desechos Líquidos.

Aguas Negras. Para evitar la contaminación que pudiera originarse por el vertimiento de aguas negras al mar, se tiene instaladas plantas paquete para el tratamiento de aguas negras, en las cuales se lleva a cabo un proceso de aereación prolongada y un proceso de clarificación y clorinación.

Lodos de Perforación. Los lodos de perforación base diesel o de emulsión inversa se recirculan durante la perforación y no se tienen vertimientos al mar durante esta operación. Este tipo de lodos por su alto costo, se cargan en embarcaciones loderas y son transportados a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco, donde son sometidos a un tratamiento de reacondicionamiento para ser reutilizados en otras perforaciones. Aceites Lubricantes Gastados. Este tipo de desechos líquidos son envasados en tambores de 200 L y enviados para su disposición final a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.


I

Hidrocarburos. El control de los hidrocarburos residuales que se originan durante las operaciones normales se lleva a cabo con drenajes presurizados, cárcamos atmosféricos y drenajes atmosféricos. Los complejos de producción cuentan con drenajes presurizados y cárcamos atmosféricos. Los drenajes presurizados son un sistema cerrado que se utiliza para la recuperación de los hidrocarburos provenientes de los desfogues de alta presión y que una vez captados, se envían a los separadores de aceites de baja presión. Por su parte, los cárcamos atmosféricos recolectan los hidrocarburos provenientes de purgas de bombas y corridas de diablos que se efectúan para el mantenimiento de líneas. Las plataformas de perforación cuentan con un sistema de recuperación de hidrocarburos que consiste en un drenaje atmosférico, localizado junto a las patas de la plataforma, en la cual se colectan los escurrimientos de hidrocarburos en la plataforma, para posteriormente depositarlos en tambores de 200 L que son enviados a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco. Para el caso de los hidrocarburos que son producto de trabajos de mantenimiento o reparación de ductos, estos son recolectados mediante una recuperación programada, que se realiza con el apoyo de un chalán con capacidad de 11 000 BLS, al cual se desfogan los hidrocarburos entrampados en los ductos. Sistema de Control de Desechos Sólidos.

Basura. El tratamiento de la basura generada en las plataformas, consiste primeramente en una separación de los desechos de origen orgánico. Los desechos orgánicos que son básicamente residuos alimenticios, son triturados para reducir su volumen. Con relación a los desechos inorgánicos, como papel, carbón, madera, vidrio, lámina y plásticos entre otros; algunos de ellos son incinerados cuando en las plataformas existen incineradores. Asimismo los volúmenes excedentes no incinerados de basura y los residuos de la incineración son compactados y transportados periódicamente en embarcaciones a la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco.


I

Chatarra. La chatarra la constituyen todos los desechos metálicos, los cuales son transportados a la Terminal Marítima Dos Bocas, en donde el Departamento de Salvamento de Materiales realiza una selección de chatarra recuperable y no recuperable.

II.9 Contaminación por Ruido, Vibraciones, Radiactividad Térmica o Luminosa.

Los niveles de ruido que se generarán durante la operación de las plataformas y gasoducto serán producidos por: compresores, turbinas, bombas, etc. Algunos niveles de ruido para diversos tipos de maquinaria se listan en la Tabla II.9.1.

Tabla II.9.1. Niveles de ruido para diversos tipos de maquinaria.

Fuente

Niveles de Ruido, dB(A)

80 85 90 95 100 105 110 115

Herramientas Neumáticas Sopladores Compresoras de Aire Turbogenadores (6ft) Bombas Equipos que usan Aire Soplado Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Como las diversas fuente de ruido se encuentran sobre la superestructura de las plataformas, los niveles que se generarán por esas actividades aunado a la de los barcos que participarán en diversas operaciones serán menores a los señalados como dañinos a la fauna marina y al ser humano mediante equipo de protección personal (90 dB para 8 h continuas de trabajo) (NOM-080-STPS-1993). Ahora bien en cuanto a los equipos que salen de los límites permisibles éstos se encuentran debidamente aislados para evitar cualquier daño; Ver Anexo II.20 Manual para la Evaluación y Control de Ruido. El personal que labore donde se generen niveles de ruido que puedan causar daño a su salud deberán de contar con el equipo de seguridad tal como lo establece la NOM-017-STPS-1993, Relativa al equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo.


I

II.10. Planes de Prevención.

II.10.1. Identificación.

Las actividades de perforación, producción y transporte de crudo que realiza Petróleos Mexicanos son fuentes potenciales de derrames accidentales de hidrocarburos. La producción de petróleo crudo en el mar tiene un alto grado de dificultad, que demanda además de una tecnología avanzada para su realización, una actividad preventiva permanente para disminuir los riesgos de accidentes que pueden ocasionar derrames accidentales al mar y afectar el ecosistema marino. Los derrames de hidrocarburos tienen comportamientos muy particulares, que dependen principalmente de la frecuencia de la fuente de emisión, el tipo y volumen del producto derramado y de las características de la zona donde ocurre el derrame. Las principales fuentes de derrames de hidrocarburos en el mar se indican a continuación, así como las causas que pueden originar el derrame:

Ø Plataformas de Perforación y Producción.

Causas:

1. Descontrol durante la perforación de pozos.2. Descontrol de pozos en producción, ya sea en la plataforma o en el lecho marino.Ø Gasoducto.

Causas:

1. Ruptura por sobrepresión en las líneas de conducción.2. Ruptura por accidentes de anclado.3. Ruptura por fallas en el material de los ductos.


I

Ø Barcos Cautivos. Causas:

1. Por descontrol durante las operaciones de carga y descarga.2. Por ruptura de mangueras.

Por ejemplo las fugas en el lecho marino se presentan principalmente por el descontrol de un pozo o por la ruptura de un ducto submarino. En el caso de la ruptura de un ducto en el lecho marino el hidrocarburo fluye a través de la columna de agua con la presión de trabajo de conducción y con menor cantidad de gas asociado, y en su recorrido hacia la superficie se van formando emulsiones, las cuales al llegar a la superficie forman de inmediato manchas y listones compactos. Lo anterior, favorece la recuperación de hidrocarburos en el área del derrame. En este tipo de incidente, el primer control es para el bombeo, con lo cual la presión disminuye y una vez que la presión en la línea es menor a la presión que ejerce la columna de agua, se detiene el derrame. En el caso de que la ruptura del ducto lo permita, la rama operativa procederá a colocar una “grampa” y posteriormente reiniciar el bombeo. Por otro lado, si se requiere efectuar un corte al ducto, es necesario desalojar el producto empacado en el mismo, para lo cual se implementan estrategias de recuperación programada para captar el producto que fluya a través de la ruptura. En el caso de las fugas en la superficie marina, éstas s e pueden presentar por descontrol de pozos en la superficie de las plataformas. En este tipo de incidentes el derrame termina cuando la rama operativa controla el pozo mediante la inyección de un fluido o mediante la instalación de una válvula con objeto de bloquear la línea y más tarde repararla. Petróleos Mexicanos con base en la experiencia en ataques a derrames de hidrocarburos, ha elaborado un plan interno de contingencias, así como normas que contienen procedimientos operativos específicos para el ataque y control de derrames de hidrocarburos, documentos que señalan las medidas necesarias para lograr una respuesta inmediata y eficiente a fin de evitar al máximo los daños que pudiera ocasionar el derrame. Dichos documentos son revisados periódicamente con el objeto de actualizarlos e incorporar nuevas técnicas en


I

las estrategias de ataque. El Plan Interno de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos en el Mar (Anexo II.6), se realizo considerando los lineamientos que establece el Plan Nacional de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas en el Mar, promulgado por el Gobierno de México en el año de 1981, plan que tiene como Coordinador General a la Secretaría de Marina a través de su Dirección General de Protección al Medio Ambiente Marino. El Plan Interno de Contingencias para Derrames en el mar tiene como objeto el establecer un mecanismo organizado para proporcionar una respuesta inmediata y eficiente para el control y ataque a un derrame accidental, con el fin de evitar que los daños ocasionados a los ecosistemas impactados sean mayores. El contenido de este plan interno es el siguiente: Organización: Establece los mecanismos a seguir para el ataque de un derrame, lo cual permite coordinar los esfuerzos de la Institución para atacar oportuna y eficientemente los derrames de hidrocarburos, mediante la participación de las ramas operativas involucradas, mismas que proporcionan los recursos humanos y materiales necesarios. Funciones: En este apartado se definen las funciones y responsabilidades de todas las dependencias de la Institución involucradas en el derrame. Etapas de Acción: En ese capítulo se definen cinco etapas donde se establecen los planes de acción para atacar un derrame, los cuales son Etapa I, Aviso Emergente; Etapa II, Información del Derrame; Etapa III, Inspección y Evaluación del Derrame; Etapa IV, Confinación y Etapa V, Recuperación, Dispersión y Limpieza. Como complemento del Plan Interno de Contingencias para Derrames al Mar, Petróleos Mexicanos elaboró la Norma CPT-III “Acciones requeridas para el combate y control de la contaminación provocada por


I

derrames accidentales de hidrocarburos”, la cual tiene como objetivo el establecer los mecanismos de coordinación y apoyo entre las diferentes ramas sustantivas para atender un derrame de hidrocarburos en forma inmediata; así mismo se cuenta con la Norma CPTA III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche” Ver Anexo II.7. II.10.2. Sustancias Peligrosas.

Pemex Exploración y Producción cuenta con el Manual de Procedimientos Operativos para el Manejo de Residuos Peligrosos en PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN. Dicho manual fue elaborado con motivo de la necesidad en la empresa de contar en forma documental con indicaciones determinantes para ejecutar la adecuada identificación, clasificación, manejo, transporte y almacenamiento temporal de los Residuos Peligrosos generados en sus actividades y procesos, además de difundir las Normas Oficiales Mexicanas aplicables en la materia de Residuos Peligrosos. Dicho manual esta constituido de ocho procedimientos operativos, los cuales describen las actividades a realizar con sus responsables, normas y formatos oficiales de reportes según el tipo y cantidad de Residuos Peligrosos generados; para mayor claridad cada procedimiento cuenta con un diagrama de flujo en el que se explica en forma sencilla y resumida el curso de las actividades a realizar y comprende en conjunto desde la generación hasta el tratamiento y disposición final de los Residuos Peligrosos generados en las Instalaciones de Pemex Exploración y Producción (Ver Anexo II.17). Cabe destacar que dicho Manual de Procedimientos Operativos es de observancia general y obligatoria en todas las instalaciones marinas y terrestres de PEP, así como para las compañías contratistas que presenten servicios a la institución, por lo que deberá de ser aplicado por todas las ramas operativas o de servicios que generen o manejen Residuos Peligrosos. A continuación se mencionan los procedimientos contenidos en el Manual de Procedimientos:

Ø Identificar Residuos Peligrosos de Acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-052-ECOL/93.

Ø Cumplimiento con los Requerimientos Legales en Materia de Residuos Peligrosos.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (172 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

Ø Determinación de Incompatibilidad entre dos o más Residuos Peligrosos de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-054-ECOL/94.

Ø Manejo de los Residuos Peligrosos en las Instalaciones Marinas.

Ø Manejo de Residuos Peligrosos en las Instalaciones Terrestres.

Ø Almacenamiento Temporal de Residuos Peligrosos y su envío para Tratamiento y Disposición Final.

Ø Recepción y Almacenamiento Temporal de los Activos Improductivos considerados como Residuos Peligrosos.

Ø Identificación, Caracterización y Eliminación de los Bifenilos Policlorados (BPC’s o Askareles).

Ø Recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y No Peligrosos.

En el caso de algún derrame de hidrocarburos al mar, Pemex Exploración y Producción cuenta con el Procedimiento para dar Aviso de Eventos Accidentales de carácter Ambiental originados por Derrames de Hidrocarburos o Sustancias Nocivas, Incendios y Explosiones; Ver Anexo II.21. Así mismo cuenta con la Norma CPTA-III-5 “Manual de Operación para el Control de Derrames de Hidrocarburos en la Sonda de Campeche”, Ver Anexo II.7, a continuación se presenta Croquis II.10.2.1 Posibles Sitios de Dispersión de Hidrocarburos para la Sonda de Campeche.

Croquis II.10.2.1 Posibles Sitios de Dispersión de Hidrocarburos para la Sonda de Campeche.

FUENTE: Impacto Ambiental de las Actividades Petroleras en la Sonda de Campeche.

Es importante destacar que PEP, por conducto de la Gerencia de Coordinación y Control de Protección Ambiental, tiene establecidos Centros de Control de Derrames localizados en el litoral del Golfo de México, para atacar derrames de hidrocarburos tanto en mar como en tierra, en donde se cuente con equipos recolectores y material disponible para ser utilizado en cualquier contingencia.

A continuación se lista la distribución y ubicación de los Centros de Control en el litoral del Golfo de México,


I

donde hay recursos disponibles que pueden ser movilizados a las regiones o zonas donde se requiera su servicio:

Ø Terminal Marítima Madero, Tamaulipas.

Ø Terminal Marítima Tuxpan, Veracruz.

Ø A. Ventas y T. Marítima, Veracruz, Veracruz.

Ø Terminal Marítima Pajaritos, Coatzacoalcos, Veracruz.

Ø Terminal Marítima Dos Bocas, Tabasco.

Ø Concesionaria Cd. del Carmen, Campeche.

Para el combate de derrames accidentales de hidrocarburos al mar, PEP cuenta con el Plan Interno de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos en el Mar considerando los lineamientos que se establecen en el Plan Nacional de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas al Mar, promulgado por el Gobierno de México, plan que tiene como Coordinador General a la Secretaría de Marina a través de su Dirección General de Protección al Medio Ambiente Marino.II.10.3. Prevención y Respuesta.

Los accidentes que podrían presentarse en las plataformas están previstos y normados por los manuales de seguridad y operación de PEMEX que se indican a continuación:

Ø Plan Interno de Contingencias de Petróleos Mexicanos para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias Nocivas en el Mar Petróleos Mexicanos. México, 1982.

Ø PEMEX-GPTA-III: Acciones Requeridas para el combate y control de la Contaminación por Derrames Accidentales de Hidrocarburos al Mar Petróleos Mexicanos México, 1983.

Ø PEMEX-GPTA-III.5: Manual de Operación para el control de derrames de hidrocarburos en la “Sonda de Campeche”.

Ø PEMEX-GPTA-IV: Criterios Generales para la Protección del Ambiente en Zonas aledañas a las Instalaciones de Rebombeo y tuberías para Transporte de Hidrocarburos.

Ø PEMEX-GPTA-V: Uso y Aplicación de Dispersantes.

Ø PEMEX-GPTA-VI: Manual de Procedimientos de Operación y Conservación de Equipos recolectores de file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (174 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

Aceites Auxiliares.

Para la protección complementaria del personal y de las instalaciones se dispondrá de los siguientes elementos de seguridad:

Ø Un sistema de paro de emergencia (ESD), controlado por el tablero de control de las plataformas, que en caso de una contingencia aislará las instalaciones por medio de las válvulas de corte e instrumentación asociada y evitará la entrada o salida de la producción de las plataformas. Además ejecutará las acciones correctivas correspondientes y alertará a los operadores de campo por medio del sistema de alarmas, sobre la condición de seguridad prevaleciente en cada instalación.

Ø Dispositivos sensores y alarmas audibles y visibles, de accionamiento automático y manual para aviso de fuego, fuga gas metano, fuga de H2S, abandono de plataforma, las que estarán localizadas en cuartos y áreas

de servicios, con el propósito de alertar a los operadores de la condición de emergencia.

Ø Una red automática de agua contraincendio, formando circuitos o anillos de tubería para conducción exclusiva del servicio contraincendio, donde se conectarán hidrantes, carretes de manguera, monitores y sistemas de aspersión para protección de los pozos de producción, trampas de diablos, recipientes, equipos y cuartos.

Ø Muros contraincendio en áreas propicias a sufrir un incendio, como la zona de pozos, aislando las demás zonas de las plataformas.

Ø Extintores portátiles a base de polvo químico seco, localizados en unidades de alto riesgo como cuartos de maquinas, de control, bombas y equipos.

Ø Extintores portátiles a base de bióxido de carbono distribuidos en diferentes zonas como cuartos de control, tableros eléctricos y áreas de instrumentación.

Ø Señalamientos de seguridad en lugares estratégicos con el propósito de señalar y prevenir al personal sobre las condiciones de riesgo de cada zona de trabajo.

Ø Equipo de seguridad personal para el acercamiento al fuego, como equipo de respiración autónoma con careta integrada en modo de demanda de presión u otro modo de presión positiva, ropa de protección especial, guantes y careta especial para el combarte de incendios.


I

Ø Procedimientos para el mantenimiento de los equipos usados en las diversas etapas del proyecto, para que se encuentren en óptimas condiciones para su operación y así evitar alguna contingencia.

II.11. Identificación de las Posibles Afectaciones al Ambiente que son Características del o los Tipos de Proyecto.

En estudios ambientales de proyectos de similares características, en forma general se manifiestan las siguientes afectaciones ambientales:

ATMÓSFERA.

Se identifican afectaciones ambientales en la calidad del aire, la cual se refiere a las condiciones prevalecientes en la atmósfera relacionada con la concentración de contaminantes. Los aspectos que influyen de manera directa en la calidad del aire son el nivel de partículas suspendidas y la cantidad de gases presentes.

SEDIMENTO MARINO.

En la etapa de instalación del ducto, se identifica afectaciones sobre el sedimento marino cuando se realiza el dragado para enterrar la tubería, lo que origina el movimiento de las capas del lecho marino.

MEDIO ACUÁTICO. Las afectaciones ambientales a este medio pueden presentarse por:

Ø Vertimiento de aguas residuales, fuera de los límites permitidos por la normatividad en cuanto a contenido de contaminantes.

Ø Derrames de hidrocarburos, sustancias peligrosas, combustibles y lubricantes debido a fugas y/o accidentes, los cuales pueden afectar las aguas superficiales donde se ubicarán las plataformas.

Ø Durante la instalación del ducto, la remoción del lecho marino provoca alteraciones en la turbidez del medio acuático.

Ø La descarga accidental al mar de recortes de perforación, residuos de materiales industriales provenientes de las actividades de instalación, basura generada en las diferentes etapas, afectarán el agua circundante.


I

ECOSISTEMA ACUÁTICO Y BIOTA. Las posibles afectaciones son originadas en la etapa de instalación por el tendido del ducto, en donde se realizará el dragado del lecho marino originando la modificación al ecosistema marino a lo largo del trayecto del ducto. El vertimiento de las aguas residuales, la descarga accidental de desechos sólidos, basura, residuos de materiales, y recortes de perforación; y los posibles derrames de hidrocarburos afectarán el hábitat de todos los organismos presentes en el medio ambiental.

MEDIO SOCIOECONÓMICO.

Las posibles afectaciones se presentarían por la demanda de mano de obra, de servicios municipales y privados, y por la captación ingresos por la venta de los hidrocarburos.

III. VINCULACIÓN CON LOS INSTRUMENTOS DE PLANEACIÓN Y ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES.

III.1. Información Sectorial.

En la Sonda de Campeche la actividad predominante es la extracción de hidrocarburos; actualmente la riqueza petrolera en la región marítima de la Sonda de Campeche, en el Sureste del País, corresponde a una reserva probada de 13 277,6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE) de hidrocarburos, de acuerdo con estudios concluidos por la subsidiaria (PEP) que corroboraron la existencia de un gran potencial de hidrocarburos en la Sonda de Campeche. De ese total, 11 936,1 millones de barriles por día corresponden específicamente a petróleo crudo y el resto a otros hidrocarburos como los condensados, líquidos de planta y gas seco (PEMEX, 1999). El reciente éxito de Pemex en incrementar la producción anual de crudo estuvo limitado en 1998 por los acuerdos alcanzados con otras naciones productoras para restringir las exportaciones de petróleo crudo ante el desplome de los precios internacionales. No obstante, la inversión de la empresa en métodos de recuperación secundaria y otras técnicas de mejora en la producción de campos continuó generando resultados positivos, particularmente en las vastas operaciones de Pemex en el Golfo de México.


I

La producción del campo gigante costa afuera Cantarell, un objetivo central de las recientes inversiones de la empresa en nuevas tecnologías de extracción, ha crecido a un promedio anual de 7,5 % durante los últimos cuatro años. En total las operaciones marinas representaron más de 75% de la producción de petróleo crudo de Pemex en 1998. Más de la mitad de las reservas probadas de petróleo crudo del país se encuentra en campos bajo las aguas del Golfo de México.El crudo pesado, que aporta la mayor parte de las reservas costa afuera de México, representó 54% de la producción total en 1998, en tanto que el crudo ligero significó 28%, y el superligero el 18% restante. El año pasado, la producción costa afuera en el Golfo de México continuó siendo un objetivo primordial de los programas de inversión de PEP. Las nuevas tecnologías de perforación y las técnicas de desarrollo de campos aplicadas al crudo pesado del yacimiento Cantarell, el más grande de México, han elevado su producción anual durante los últimos tres años, hasta alcanzar 1,3 millones de barriles por día a finales de 1998 y continúan ampliando su vida útil. En 1998 el gasto de inversión de Pemex en actividades de exploración y producción se incrementó 28% en dólares, a pesar de los sustanciales recortes requeridos por la persistente caída en los precios del petróleo crudo. Los programas de inversión para mejorar la capacidad productiva de las vastas operaciones costa afuera que realiza México y elevar la producción nacional de gas natural recibieron la más alta prioridad. Los nuevos estudios de reservas, auditados independientemente, que fueron terminados para todas las regiones productoras del país, subrayan la importancia de esta estrategia. No obstante, la inversión de la empresa en métodos de recuperación secundaria y otras técnicas de mejora en la producción de campos continuó generando resultados positivos, particularmente en las vastas operaciones de Pemex en el Golfo de México. Un objetivo central de las recientes inversiones de la empresa en nuevas tecnologías de extracción, ha crecido a un promedio anual de 7,5 % durante los últimos cuatro años. En total, las operaciones marinas representaron más de 75% de la producción de petróleo crudo de Pemex en 1998. Las principales prioridades incluyeron el mantenimiento y la expansión de la infraestructura existente, el uso de tecnologías probadas para reducir los costos de extracción y desarrollo, y la adopción de nuevas herramientas computacionales de información para mejorar las características de riesgo-recompensa de los programas de exploración y desarrollo futuros.


I

Con la puesta en marcha de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral se incrementara la productividad de dichos campos mediante la perforación de cinco pozos de producción, la instalación de un gasoducto que permita transportar el crudo de Abkatún-A a Caan-A; así como la instalación de un módulo de compresión y módulo habitacional que optimizarán las condiciones actuales en los campos involucrados. Con la puesta en marcha de las obras correspondientes a cada uno de los campos mencionados anteriormente se logrará la recuperación de gas y crudo, con lo que se aumentará la productividad de los campos.

III.2. Vinculación con las Políticas e Instrumentos de Planeación del Desarrollo en la Región. Tomando en cuenta que el presente proyecto abarca la porción marina frente a las costas de Campeche, en este apartado se analizan las disposiciones jurídico normativas a nivel Federal e Internacional, aplicables a los diferentes aspectos involucrados en la gestión y protección ambiental de las zonas costeras y marinas, las cuales deben ser consideradas para el desarrollo del presente proyecto.En la resolución A.527(13) sobre el establecimiento del Sistema de Control de Tráfico Marino en el Golfo de Campeche y de la Terminal Marítima Petrolera a la Altura de Cayo Arcas (1978 y 1981), apartado 2.7 se menciona el acuerdo por el cual se establece un polígono en la Sonda de Campeche se encuentra concesionada a Petróleos Mexicanos para la exploración y explotación de hidrocarburos, actividad que es regulada a través de la normatividad Federal en materia de Protección Ambiental, en particular por la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y los reglamentos y normas que en ella se sustentan. Ese conjunto de normas y regulaciones para el uso de la Sonda de Campeche se compone por las siguientes: Dicho polígono en la Sonda de Campeche se determina como “zona federal” dentro de la Zona Económica Exclusiva y posee un área de 2 600 km2 de la cual Petróleos Mexicanos cuenta con la concesión de 900 km2 para la exploración y explotación de hidrocarburos, actividad que se regula por la Ley Reglamentaria del Art. 27 Constitucional en el ramo petrolero. El área de desarrollo del proyecto se encuentra dentro del polígono determinado como exclusivo para actividades petroleras, de acuerdo con la Ley Reglamentaria del Art. 27 constitucional. El área donde se desarrollará el proyecto se encuentra concesionada a Petróleos Mexicanos dentro de los 900 km2 dedicados a este fin, el cual PEP, cuenta con la autorización para la exploración y explotación del recurso y


I

su desarrollo a futuro.

Ø Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006.

El objetivo estratégico fundamental del Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006 con respecto a la política económica es promover un crecimiento económico vigoroso y sustentable que fortalezca la soberanía nacional y redunde en favor del bienestar social de todos los mexicanos. Asimismo, se pretende una convivencia fincada en la democracia y la justicia; es por eso que las políticas de aliento al crecimiento económico se aplicarán conjuntamente con estrategias, programas y acciones que tiendan a mejorar las condiciones ambientales y promover un uso racional de los recursos naturales.

El crecimiento sostenido de la economía así como el empleo y los ingresos de los trabajadores del campo y la ciudad requieren de la inversión para aumentar la infraestructura de las instalaciones y la maquinaria para la producción de todos los sectores económicos.

Sin inversión suficiente, no es posible ampliar la capacidad productiva ni absorber el aumento de la mano de obra. Para impulsar el crecimiento económico sostenido y sustentable a que se refieren los párrafos anteriores, se plantean en el Plan Nacional de Desarrollo las siguientes cinco grandes líneas de estrategia:

Ø Hacer del ahorro interno la base fundamental del financiamiento del desarrollo nacional y asignar un papel complementario al ahorro externo.Ø Establecer condiciones que propicien la estabilidad y la certidumbre para la actividad económica.Ø Promover el uso eficiente de los recursos para el crecimiento.Ø Desplegar una política ambiental que haga sustentable el crecimiento económico.Ø Aplicar las políticas sectoriales pertinentes.

De estas estrategias, dentro de la tercera se considera el fortalecimiento de la capacidad de respuesta estratégica y la eficiencia operativa de PEMEX para apoyar el crecimiento y la creación de empleos, la empresa y sus subsidiarias concentrarán su esfuerzo en la exploración y producción primaria teniendo como prioridad la ampliación de la plataforma petrolera y tomando acciones para que el suministro de combustibles industriales sea rápido, confiable, a precios competitivos y en las cantidades requeridas en el ámbito nacional e internacional. Se promoverá una activa participación privada en la conducción, transporte, distribución y comercialización de los hidrocarburos.El Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006 puntualiza claramente que las políticas y acciones en materia de


I

medio ambiente y recursos naturales, se sustentarán también en nuevos esquemas de corresponsabilidad y participación social, mejorando la información a la sociedad y fortaleciendo las actuales formas de involucramiento ciudadano en esta política pública. Por lo tanto, el desarrollo de proyectos como el analizado en el presente estudio es una muestra de que PEP para cumplir con las líneas marcadas en el Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006, ha concentrado su esfuerzo en la explotación y producción primaria y, además, el diseño de sus proyectos los ha emprendido cubriendo los requisitos que establece la legislación vigente promoviendo el desarrollo de estudios ambientales como Manifestaciones de Impacto Ambiental y Estudios de Riesgo, entre otros, cumpliendo con la política ambiental planteada a fin de alcanzar un crecimiento sustentable.

Ø Programa de Medio Ambiente 2000-2006. La formulación de este programa se fundamenta en las disposiciones jurídicas que regulan el Sistema de Planeación del Desarrollo Nacional, en las directrices del Plan Nacional de Desarrollo 2000-2006 y los principios y lineamientos estratégicos formulados por la Secretaría del Medio Ambiente, Recursos Naturales (SEMARNAT). Una de las directrices de este plan es la política ambiental para un crecimiento sustentable; en materia de regulación ambiental la estrategia se concentrará en consolidar e integrar la normatividad y en garantizar su cumplimiento. Asimismo, define los lineamientos para frenar las tendencias de deterioro ecológico; inducir un ordenamiento del territorio nacional, tomando en cuenta que el desarrollo sea compatible con las aptitudes y capacidades ambientales de cada región; aprovechar de manera plena y sustentable los recursos naturales, como condición básica para la superación de la pobreza y cuidar el ambiente y los recursos naturales conforme a la demanda y en cumplimiento de las leyes. El plan define que el factor de promoción en la regulación ambiental estará dado por un sistema de incentivos que, a través de normas e instrumentos económicos, alienten a productores y consumidores a tomar decisiones que apoyen la protección del ambiente y el desarrollo sustentable. La atención a los problemas ambientales y la inducción de nuevos procesos de desarrollo requieren de la utilización de una amplia gama de instrumentos que hacen disponibles la legislación y las instituciones vigentes, los cuales constituyen las herramientas fundamentales de actuación tanto del gobierno como de la sociedad; como parte de estas herramientas, se considera la evaluación del riesgo ambiental, para generar información ambiental y


I

un proceso analítico para evaluar elementos más comprensivos de costo y beneficio social en cada proyecto de desarrollo. Esta evaluación es un instrumento de aplicación específica y requiere analizar las particularidades de cada caso, ejerciendo una regulación en distintos planos y etapas.

Ø Plan Municipal de Desarrollo Cd. Del Carmen. El Municipio de Carmen es el área terrestre en la cual se desarrollan las principales actividades vinculadas con la zona marina petrolera, por lo cual dentro de su plan municipal de desarrollo la relación con la industria petrolera es primordial para el alcance de sus objetivos fundamentales. El Plan Municipal de Desarrollo (PMD) parte de un diagnóstico general del municipio en cada uno de los aspectos que lo conforman: (población, servicios, economía, entre otros) con base en esto se proponen ciertas estrategias para el cumplimiento de los objetivos planteados en cada rubro. Para ello, plantea el apoyo de varios programas dentro del cual destaca el de vinculación con PEMEX para el mejor desarrollo de las actividades que se emprenden para satisfacer las demandas de la comunidad y los efectos de la explotación de hidrocarburos en la región. De acuerdo con la vinculación del PMD, el municipio será el encargado de proveer servicios básicos, (agua potable y drenaje público). Dicha capacidad de servicios estará vinculada directamente con la tasa de crecimiento de la Isla del Carmen influenciada en parte por fenómeno social de Pemex. Dentro de los insumos necesarios la infraestructura portuaria presenta servicios de carga y descarga industrial pesquera y petrolera suficiente y no cuenta con planes de expansión, la administración se realiza a través de la Administración Portuaria Integral. Los servicios públicos de estas áreas son proporcionados por el H. Ayuntamiento. Por lo anterior se puede decir que el desarrollo de este proyecto no es contrario a las políticas de desarrollo enmarcadas dentro del PMD de Cd. del Carmen, aunque en este último no se menciona obras de este tipo ni estas se desarrollaran dentro del Municipio de Carmen, solamente utilizarán infraestructura portuaria.

III.3 Análisis de los Instrumentos Normativos.

El análisis de la normatividad aplicable al desarrollo del proyecto, considerará implicaciones nacionales


I

e internacionales, ya que su influencia como instrumento legal es base del desarrollo dentro de los estatutos para el buen funcionamiento y prevención de acciones que puedan ocasionar situaciones de riesgo o contingencias para el ambiente o personal. En lo que respecta a los recursos naturales de la plataforma continental, la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en los párrafos cuarto y quinto del Artículo 27, establece que "corresponde a la Nación el dominio directo de todos los recursos naturales de Ia Plataforma Continental y los zócalos submarinos de Ias islas" y que, “son propiedad de la Nación, las aguas de los mares territoriales, en la extensión y términos que fije el derecho internacional, así como las aguas marinas interiores”. El ejercicio de esta soberanía, se extiende a la Zona Económica Exclusiva situada fuera del mar territorial y adyacente a éste. La Zona Económica Exclusiva se extiende a 200 millas náuticas, a partir de la línea de base desde la cual se mide el mar territorial dentro del cual se desarrollará el proyecto. A continuación se mencionará el marco legal en función a las distintas actividades del proyecto.LEYES.

Ø Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (Modificada el 31 de Diciembre del 2002). Publicada en el Diario Oficial de la Federación (D.O.F.) en fecha 28 de Enero de 1988, la institución encargada de su observancia y cumplimiento es la Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales (SEMARNAT). Esta ley tiene como objetivos establecer los lineamientos para la preservación y restauración del equilibrio ecológico, así como la protección al ambiente en el territorio nacional y las zonas sobre las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción. Las disposiciones contenidas en el Título IV respectivo a la protección al ambiente en los Capítulos II y III: prevención y control de la atmósfera y del agua y de los ecosistemas acuáticos, respectivamente. Dentro de las observaciones contenidas en esta ley, aquéllas que contienen una vinculación directa con las acciones del proyecto son las disposiciones contenidas en el Titulo IV respectivo a la protección al ambiente y el agua así como de los ecosistemas acuáticos respectivamente. También se establece el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente. Publicado en el D.O.F el 7 de Junio de 1988, de observancia


I

en todo el territorio nacional y las zonas donde la Nación ejerce su soberanía y jurisdicción y tiene por objeto reglamentar la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, en materia de impacto y riesgo ambiental.

Ø Ley de Aguas Nacionales. La Ley Federal de Aguas es promulgada el 11 de Enero de 1972, y posteriormente reformada (en 1974, 1975 y 1976) se abrogo por la Ley de Aguas Nacionales (D.O.F. del 1 de Diciembre de 1992) tiene por objeto regular la explotación, uso y aprovechamiento de dichas aguas, su distribución y control, así como la preservación de su cantidad y calidad para lograr su desarrollo integral sustentable, reglamentando de esta forma, las disposiciones, en materia de aguas del párrafo quinto del Articulo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

Ø Las de los mares territoriales en la extensión y términos que fije el derecho internacional.Ø Las aguas marinas interiores.Ø Las de las lagunas y esteros que se comuniquen permanentemente o intermitentemente con el mar.Ø Las de los manantiales que broten en las playas, zonas marítimas, cauces, vasos o riberas de los lagos, lagunas o esteros de propiedad nacional.Ø Las que correspondan a la Nación en virtud de tratados internacionales.Ø Las playas y zonas marítimo terrestres.Ø Los terrenos ganados al mar y las islas que existen o que se formen en el mar territorial .

Las aguas costeras constituyen un bien tutelado por la Nación, bajo declaración de patrimonio de utilidad pública, que requiere por su naturaleza e importancia la aplicación estricta de políticas de control y manejo.

Ø Ley de Navegación. Publicada en el Diario Oficial de la Federación (D:O:F:), el 4 de enero de 1994, entró en vigor a partir del 5 de enero de 1994. La institución encargada de su observancia es la Secretaría de Comunicaciones y Transportes. Establece que en el Art. 4, la obligatoriedad de la aplicación de la legislación mexicana para embarcaciones mexicanas y extranjeras cuando se encuentren en aguas de jurisdicción nacional y la obligatoriedad de esta para embarcaciones mexicanas cuando se encuentren en aguas sometidas a otra jurisdicción, sin perjuicio de la observancia de la ley extranjera.


I

Regula las vías generales de comunicación por agua, la navegación y los servicios que en ella se prestan. Dentro de esta ley destacan los artículos contenidos en el Capítulo VII del Título 3o. referentes a la prevención de la contaminación marina en los que se establece la prohibición de arrojar cualquier sustancia u objeto que ocasionen daños en las aguas de jurisdicción mexicana así como la vinculación para el cumplimiento de normas y acuerdos internacionales.

Ø Ley Federal del Mar. Esta Ley es reglamentaria de los párrafos Cuarto, Quinto, Sexto y Octavo del Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en lo relativo a las zonas marinas mexicanas. Las zonas marinas mexicanas son las siguientes: mar territorial, las aguas marinas interiores, zona contigua, la zona económica exclusiva, la plataforma continental y las plataformas insulares y cualquier otra permitida por el derecho internacional. Por lo que respecta a la protección y preservación del medio marino, se aplican tanto las disposiciones de esta Ley y su Reglamento, como las que en esta materia se señala en la Ley General de Salud, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y sus respectivos reglamentos, la Ley Federal de Aguas y demás leyes y reglamentos aplicables vigentes, así como Ias normas pertinentes de derecho internacional para prevenir, reducir y controlar la contaminación del medio marino. Así mismo, la soberanía de la Nación y sus derechos de soberanía, jurisdicciones y competencias dentro de los límites de las respectivas zonas marinas se ejercerán conforme a los ordenamientos señalados, en relación con:

Ø Las obras, islas artificiales, instalaciones y estructuras marinas.Ø El régimen aplicable a los recursos marinos vivos, inclusive su utilización y conservación.Ø El aprovechamiento económico del mar, incluyendo la utilización de minerales disueltos en sus aguas, la producción de energía eléctrica o térmica derivada de las mismas, de las corrientes y de los vientos, la captación de energía solar en el mar, el desarrollo de la zona costera, la maricultura, el establecimiento de parques marinos nacionales, la promoción de la recreación y el turismo y el establecimiento de comunidades pesqueras.Ø La protección y preservación del medio marino incluyendo la prevención de su contaminación; yØ La realización de actividades de investigación científica marina.

Por otra parte, la particular importancia que reviste en las zonas marinas, la explotación, beneficio


I

aprovechamiento, refinación transportación, almacenamiento, distribución y venta de hidrocarburos y minerales submarinos, requiere de la aplicación de diversas regulaciones. Por lo que estas actividades se rigen tanto por las leyes reglamentarias del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y en materia Minera y sus respectivos reglamentos, como por lo señalado en la Ley Federal del Mar (Diario Oficial de la Federación 8 de enero de 1986).

Ø Ley de Puertos. Expedida el 12 de julio de 1993; la institución encargada de la vigilancia de su aplicación es la Secretaría de Comunicaciones y Transportes. Esta ley, así como su reglamento, tienen por objeto regular los puertos, terminales marinas e instalaciones portuarias, su construcción, uso, aprovechamiento explotación operación y formas de administración así como la prestación de los servicios portuarios, La presente ley es de orden público y de observancia en todo el territorio nacional, y tiene por objeto regular los puertos, terminales, marinas e instalaciones portuarias, su construcción, uso, aprovechamiento, explotación, operación y formas de administración, así como la prestación de los servicios portuarios. En el artículo III, se establece todo lo relacionado con la administración, operación y servicios portuarios, así como con las demás actividades conexas a estos, estará sujeto a la competencia de los poderes federales

En el ARTÍCULO IX, se clasifican a los puertos según: I. Por su navegación en: A) De altura, cuando atiendan embarcaciones, personas y bienes en navegación entre puertos o puntos nacionales e internacionales, y II. Por sus instalaciones y servicios, enunciativamente, en: B) Industriales, cuando se dediquen, preponderantemente, al manejo de bienes relacionados con industrias establecidas en la zona del puerto o terminal.


I

La obligatoriedad de esta ley, se presenta en apego a las tramites administrativos portuarios de las embarcaciones utilizadas para el desarrollo del proyecto (abastecedores, chalanes, barcos guía, chatarreros, barcazas). Su aplicación se rige por el Reglamento de la ley de Puertos

Ø Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Publicada en el D.O.F. el 29 de noviembre de 1958 en vigor al día siguiente de su publicación en el DOF. Establece en el Art. 1.- Corresponde a la nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los carburos de hidrogeno que se encuentren en el territorio nacional incluida la plataforma continental- en mantos o yacimientos, cualquiera que sea su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que componen el aceite mineral crudo, lo acompañan o se derivan de él.

Confiere también en el Art. 4, que la Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demás actividades a que se refiere el artículo 3, que se consideran estratégicas en los términos del articulo 28, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, por conducto de petróleos mexicanos y sus organismos subsidiarios.

Ø Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 16 de julio de 1992. Establece las actividades que le corresponden en exclusiva en las áreas estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica, por conducto de petróleos mexicanos y de los organismos descentralizados subsidiarios en los términos que esta ley establece, y de acuerdo con la ley reglamentaria del articulo 27 constitucional en el ramo del petróleo y sus reglamentos. En el Art. III, establece la creación de Pemex, Exploración y Producción como organismo con personalidad Jurídica y patrimonios propios, dedicado a la exploración y producción del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y comercialización. CONVENIOS.

Ø Convenios Internacionales.


I

La vinculación del proyecto con la normatividad internacional, se efectúa con apego a la ubicación del proyecto, que aunque se considera como patrimonio nacional, también forma parte del sistema de navegación portuaria internacional, y su uso es restringido; a usos petroleros. Las embarcaciones que hagan uso de esta área, deberán apegarse a convenios internacionales firmados y aceptados por México.

Ø Convenio sobre Cooperación, Preparación y Lucha contra la Contaminación por Hidrocarburos (noviembre 30, 1990).

Entró en vigor el 13 de mayo de 1995. La finalidad de tal convenio es proporcionar un marco mundial para la cooperación internacional en la lucha contra sucesos importantes o amenazas de contaminación del mar. Dicho convenio estipula el desarrollo de planes para hacer frente a sucesos de contaminación. Teniendo en cuenta que la protección de los trabajadores contra las enfermedades, sean o no profesionales, y contra los accidentes de trabajo constituye una de las tareas asignadas a la Organización Internacional del Trabajo por su Constitución.

Ø Convenio Internacional para la seguridad de la vida humana en el mar (SOLAS, noviembre 01, 1974) y sus dos protocolos de enmienda (febrero 17, 1978 y noviembre 11, 1988).

Entró en vigor el 25 de mayo de 1980. Está considerado como el más importante de todos los tratados internacionales; el objetivo principal del convenio es estipular normas mínimas para la construcción, el equipo y la utilización de embarcaciones compatibles con su seguridad. En general este convenio presenta importantes aspectos de seguridad tales como: Lo relativo al Sistema Mundial de Seguridad y Socorro Marítimos (SMSSM) que consta de todo un sistema de comunicación para salvar la vida humana en el mar, en caso de encontrarse en peligro.

Ø Convenio Internacional para prevenir la contaminación por buques (noviembre 2, 1973) y su protocolo de enmienda (febrero 17, 1978) (MARPOL 73/78).

México ratificó su ingreso a este convenio en abril de 1992. Aplicado para la protección del medio humano en general y, en particular, el marino por la contaminación causada por derrame accidental, negligente o deliberado de hidrocarburos y otras sustancias perjudiciales. Impone restricciones a la contaminación del mar, la tierra y el aire, por los buques. Abarca todos los aspectos técnicos de la contaminación procedente de buques, excepto el vertimiento de desechos en el mar y se aplica a todos los tipos de buques.


I

El convenio tiene cinco Anexos que contienen reglas para la prevención de las diversas formas de contaminación:

ü Anexo I. Prevención de la contaminación por hidrocarburos entró en vigor el 2 de octubre de 1983.

ü Anexo II. Prevención de la contaminación por sustancias nocivas líquidas, vigente a partir del 6 de abril de 1987.

ü Anexo III. Prevención de la contaminación por sustancias perjudiciales transportadas en paquetes, contenedores, tanques portátiles y camiones-cisterna o vagones-tanque, en vigor desde el 1 de julio de 1992.

ü Anexo IV. Prevención de la contaminación por las aguas sucias, entrará en vigor 12 meses después de su ratificación por 15 estados cuyas flotas mercantes combinadas representen cuando menos el 50% de la flota mundial. Actualmente el Anexo ha sido aceptado por 51 estados con el 41% del tonelaje mundial.ü Anexo V. Prevención de la contaminación por basura, entró en vigor el 31 de diciembre de 1988.

En México, Pemex, ha adoptado las reglas del anexo V, más sobresalientes de acuerdo con las actividades de Pemex Exploración y Producción, en especial las siguientes reglas:

• Regla 3: De las prohibiciones e indicaciones de cuales son los materiales que pueden ser arrojados y las condiciones de estos.

• Regla 4. De prescripciones especiales para eliminación de basura y el tratamiento en instalaciones mar adentro

• Regla 5. Definición de las condiciones de la Zona del Gran Caribe, y las condiciones de eliminación de basura de dicha zona.

Ø Convenio sobre la Prevención de la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias (Noviembre 13, 1972).

Entró en vigor el 30 de agosto de 1975. Publicado en el Diario Oficial del día 16 de julio de 1975. Creado en México D.F., Washington, Londres y Moscú, el 29 de diciembre de 1972. Aprobado por el Senado el 13 de diciembre de 1973, según decreto publicado en el Diario Oficial del 27 de mayo de 1974. El convenio tiene


I

carácter mundial y prohíbe el vertimiento de ciertos materiales potencialmente peligrosos, exige un permiso general previo para otros desechos o materias, considerando dentro del artículo XII que:

ü Las Partes Contratantes se comprometen a fomentar, dentro de los organismos especializados competentes y de otros órganos internacionales, la adopción de medidas para la protección del medio marino contra la contaminación causada por:

• Hidrocarburos, incluido el petróleo y sus residuos y

• Desechos originados en el curso de operaciones de buques, aeronaves, plataformas y otras construcciones en el mar.

• Desechos u otras materias directamente derivados de la exploración, explotación y tratamientos afines fuera de la costa, de los recursos minerales de los fondos marinos o con ellos relacionados.

Ø Iniciativa del Gran Caribe para los Desechos Generados por los Buques (WCISW).

Proyecto de asistencia técnica a partir de una solicitud presentada por los 22 países en desarrollo de la Región del Gran Caribe (RGC), para apoyar la implementación de MARPOL 73/78 y la designación de la Región como “Zona Especial”. La RGC abarca dos áreas marítimas, el mar Caribe y el Golfo de México y es una de las zonas más transitadas del mundo. Dentro del artículo 3, disposiciones generales considera: Las partes contratantes cooperarán dentro de sus posibilidades, en la adopción de todas las medidas, tanto preventivas como correctivas, que sean necesarias para proteger el medio marino y costero de la Región del Gran Caribe, particularmente las zonas costeras de las islas de la región, contra los incidentes de derrame de hidrocarburos. Después de la ratificación por parte del Gobierno Mexicano se estableció, el Convenio del protocolo relativo a la cooperación para combatir los derrames de hidrocarburos en la región del gran caribe, el cual establece que conscientes de que las actividades de exploración, producción y refinación de hidrocarburos, así como el tráfico marítimo conexo, constituyen una amenaza de considerables derrames de hidrocarburos en la Región del Gran Caribe, En el Art.1 se establece que por "incidente de derrame de hidrocarburos" se entiende una descarga o una


I

amenaza substancial de descarga de hidrocarburos, sea cual fuere su causa, de una magnitud que requiera una acción de emergencia o inmediata para reducir sus efectos o eliminar la amenaza. Dentro del Art.2 se define la actitud de la organización ante los incidentes de derrame de hidrocarburos que tenga como resultado la contaminación del medio marino y costero de la Región del Gran Caribe o que afecten adversamente a los intereses conexos de una o varias Partes Contratantes o constituya un peligro considerable de contaminación. En el art.3 sección 1. Se establece como obligación de los contratantes a cooperar dentro de sus posibilidades, en la adopción de todas las medidas, tanto preventivas como correctivas, que sean necesarias para proteger el medio marino y costero de la Región del Gran Caribe, particularmente las zonas costeras de las islas de la región, contra los incidentes de derrame de hidrocarburos

Ø Acuerdos Paralelos del Tratado de Libre Comercio (TLC). El acuerdo de Cooperación Ambiental de América del Norte art.10(6)(d), dispone que la Comisión para la Cooperación Ambiental, estudie sobre una base permanente los efectos ambientales del TLC, constituido para auxiliar a la CCA, a diseñar el marco de trabajo que le permita cumplir con el mandato señalado. Dicho convenio se ha puesto en marcha desde el verano de 1995. Las disposiciones del TLC, se aplican en dos criterios con el desarrollo del proyecto, en lo relacionado con los aspectos de medio ambiente cuyos apartados más importantes ratifica: a) De las obligaciones comerciales de los tres países derivadas de convenios internacionales determinados sobre especies en vías de extinción, sustancias que dañan la capa de ozono y desechos peligrosos prevalecerán sobre las disposiciones del Tratado, sujeto al requisito de minimizar la incompatibilidad de estos convenios con el TLC. Con ello, se asegura que el TLC no limite el derecho de cada país para adoptar medidas conforme a dichos convenios. En el Tratado se dispone que ningún país miembro deberá disminuir el nivel de protección de sus normas de salud, seguridad o medio ambiente, con el propósito de atraer inversión. En lo relacionado con energéticos establece:


I

Los tres países reiteran en el TLC el pleno respeto a sus respectivas constituciones. Asimismo, reconocen que es deseable fortalecer el importante papel del comercio de bienes energéticos y petroquímicos básicos en la región, y mejorarlo mediante una liberalización gradual y sostenida. Cualquier restricción a la importación o exportación de energía se limitará a ciertas circunstancias específicas, como la conservación de los recursos naturales agotables, el manejo de una situación de escasez, o la aplicación de un plan de estabilización de precios.

Esta sección también limita las situaciones en las que un país signatario podrá restringir las exportaciones o importaciones de bienes energéticos o petroquímicos básicos por razones de seguridad nacional. Sin embargo, con base en una reserva estipulada por México, el comercio de bienes energéticos entre México y los otros países signatarios no se sujetará a esta disciplina, puesto que se regirá por la disposición general del Tratado sobre seguridad nacional que se describe en la sección de Excepciones. El Estado mexicano se reserva la exclusividad en la propiedad de los bienes, y en las actividades e inversión en los sectores del petróleo, gas, refinación, petroquímicos básicos, energía nuclear y electricidad.

Ø Acuerdo de Cooperación Sobre el Medio Ambiente de América del Norte. El 12 de agosto de 1993 se concluyeron las negociaciones del Acuerdo de Cooperación sobre el Medio Ambiente de América del Norte. El acuerdo contribuirá al logro de las metas y los objetivos económicos, comerciales y ambientales del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLC), al fortalecer la cooperación en materia del medio ambiente y la aplicación de las leyes y los reglamentos nacionales. Este acuerdo y el TLC funcionarán de manera complementaria para promover el desarrollo sustentable en la región. Los objetivos del Acuerdo incluyen la promoción del desarrollo sustentable, la cooperación para conservar, proteger y mejorar el medio ambiente, así como el cumplimiento y la aplicación efectiva de las leyes nacionales en materia de medio ambiente. El Acuerdo promueve, también, la transparencia y la participación pública en el desarrollo y mejoramiento de las leyes y políticas ambientales.

Dentro del Art. 3: Niveles de protección se reconoce que: El derecho de cada una de las partes de establecer, en lo interno, sus propios niveles de protección ambiental, y


I

de políticas y prioridades de desarrollo ambiental, así como el de adoptar y modificar, en consecuencia, sus leyes y reglamentos ambientales, cada una de las Partes garantizará que sus leyes y reglamentos prevean altos niveles de protección ambiental y se esforzará por mejorar dichas disposiciones. En el Art. 10: Funciones del consejo se establece: 1. El Consejo será el órgano rector de la Comisión y estará conformado por representantes de la Secretaría de cada País y le corresponderá tomar y ejecutar decisiones relacionadas a:

(i) la conservación y la protección de la fauna y la flora silvestres así como de sus hábitats y de las áreas naturales bajo protección especial

(l) asuntos ambientales que se relacionen con el desarrollo económico;

Ø Convenio para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias (enero 23, 1979).

El presente reglamento se aplica a los vertimientos deliberados de materias, sustancias o desechos en aguas marítimas jurisdiccionales mexicanas. Corresponde a la Secretaría de Marina, a través de la Armada de México y de las direcciones especializadas de la propia Secretaría la aplicación de este reglamento respecto del cumplimiento de sus disposiciones, aspectos técnicos y otorgamiento de los permisos. Dentro de las restricciones más importe incluye:ARTÍCULO III. A los efectos del presente Convenio: a) Por "vertimiento" se define: i) toda evacuación deliberada en el mar de desechos u otras materias efectuadas desde buques, aeronaves, plataformas u otras construcciones en el mar; II) todo hundimiento deliberado en el mar de buques, aeronaves, plataformas u otras construcciones en el mar. III) la evacuación en el mar de desechos y otras materias que sean incidentales a las operaciones normales de buques, aeronaves, plataformas u otras construcciones en el mar y de sus equipos o que se deriven de ellas, excepto


I

los desechos y otras materias transportados por o a buques, aeronaves, plataformas u otras construcciones en el mar, que operen con el propósito de eliminar dichas materias o que se deriven del tratamiento de dichos u otras materias en dichos buques, aeronaves, plataformas o construcciones; c) La evacuación de desechos u otras materias directamente derivadas de la exploración, explotación y tratamientos afines, fuera de la costa, de los recursos minerales de los fondos marinos o con ellos relacionados no estará comprendida en las disposiciones del presente Convenio. Otras disposiciones: Decreto promulgación de 1978 relativo al Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los buques, 1973. Promueve la aceptación de México del convenio Marpol, así como sus aplicaciones y normatividades, en los apartados I, III y V.La Secretaría de Desarrollo Social (SEDESOL) propuso que la atención a este nuevo compromiso internacional recayese en un cuerpo colegiado integrado por la Secretaría de Marina, la Secretaría de Minas e Industria Paraestatal, la Secretaría de Comunicaciones y Transportes, la Secretaría de pesca, Petróleos Mexicanos y la Propia SEDESOL. De esta forma representantes de cada una de las dependencias mencionadas formularon una serie de requisitos con los cuales la Consultoría Jurídica de la Secretaría de relaciones Exteriores, elaboró un proyecto con las bases de coordinación y el Reglamento, 24 de Julio de 1992 (90 días a partir de la fecha de su ratificación) entró en vigor el compromiso de México ante la OMI. NORMATIVIDAD PEMEX.

Ø Plan de Contingencias de Petróleos Mexicanos Exploración y Producción en la Región Marina. Establece las acciones necesarias para que el personal de Petróleos Mexicanos en la Región Marina, interactúe en la toma de decisiones, respuestas y control ante una emergencia que se presente durante la exploración, explotación y transformación de los hidrocarburos en las instalaciones marinas o terrestres debido a los riesgos asociados en las operaciones. Es un documento que se elabora con la finalidad de identificar y determinar todos los elementos necesarios que permitan dar una respuesta adecuada a un caso de emergencia, definir las responsabilidades y tareas específicas


I

y servir como instrumento guía para dar solución a esa respuesta.Ø Plan Nacional de Contingencia para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos y Otras Sustancias Nocivas en el Mar.

Tiene como fin la aplicación de medidas inmediatas para evitar la expansión de los derrames de hidrocarburos en planes de emergencia. Secretaría de Marina, 1989.

Ø Manual de Procedimientos para el Manejo de Residuos Peligrosos. Establece las bases para el manejo de sustancias y materiales considerados como residuos peligrosos basándose en la normatividad mexicana y convenios internacionales aceptados por México. Pemex Exploración y Producción, 1997. Basados en la Ley Orgánica de Pemex y organismos subsidiarios, se establece la obligatoriedad de vigilar la observancia de las disposiciones relativas a la normalización, así como aquellas encausadas al equilibrio ecológico y preservación del medio ambiente que garanticen el uso adecuado de los recursos petroleros. La creación del manual de procedimientos para el manejo de residuos peligrosos, deberá entenderse como una herramienta para el personal operativo que participa en cualquier actividad relacionada con el manejo de residuos peligrosos, para el personal administrativo que tiene a su cargo la gestión de los mismos, así como para las empresas que prestan servicios a esta subdirección Dicho manual es de observancia general y obligatoria en todas las instalaciones marinas y terrestres de la región marina noroeste, así como para las compañías contratadas para prestar servicios y debe ser aplicado en todas las ramas operativas que generen o manejen residuos peligrosos.

NORMAS OFICIALES MEXICANAS (NOM). Las diferentes actividades contempladas en cada uno de los campos integrales, estará regulado por las siguientes Normas Oficiales Mexicanas.

NORMAS OFICIALES MEXICANASNOM DESCRIPCIÓN

ECOLÓGICASNOM-001 – ECOL – 1996 Límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas

residuales en aguas y bienes nacionales


I

NOM-052 – ECOL – 1993 Característica de los residuos peligrosos y el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente

NOM-059 – ECOL –2001Especies y subespecies de flora y fauna silvestres terrestres y acuáticas en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial que establece especificaciones para su protección

SECRETARÍA DE COMUNICACIONES Y TRANSPORTESNOM-002-SCT4 – 1993 Terminología Marítima

NOM-007 – SCT/4-1995 Disposiciones especiales para los materiales y residuos peligrosos de la clase 3 (líquidos inflamables transportados).

NOM-012-SCT/4-1995 Lineamientos para la elaboración del plan de contingencias para embarcaciones que transportan mercancías peligrosas.

NOM-021 – SCT/4-1995 condiciones que deben cumplir las embarcaciones para el transporte de productos petroquímicos

NOM-023-SCT4-1995, condiciones para el manejo y almacenamiento de mercancías peligrosas en puertos, terminales y unidades mar adentro

NOM-025-SCT4-1995 Detección, identificación, prevención y sistemas contraincendio para embarcaciones que transportan hidrocarburos, químicos y petroquímicos de alto riesgo.

NOM-028-SCT/4-1995 Documentación para mercancías peligrosas y transportadas en embarcaciones: Requisitos y especificaciones

NOM-030-SCT4-1996, Condiciones de seguridad para la estiba y trincado de carga en embarcaciones sobre cubierta y en bodegas

SECRETARÍA DE SALUBRIDAD Y ASISTENCIA

NOM-012 – SSA1 – 1993 Requisitos sanitarios que deben cumplir los sistemas de abastecimiento de agua para uso y consumo humano públicos y privado

NOM-021 – SSA1 -1993Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al monóxido de carbono. Valor permisible para la concentración de (CO) en el aire ambiente, como medida de protección a la salud de la población

NOM-022 – SSA1 -1993Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de azufre (SO2). Valor permisible para la concentración de (SO2) en el aire

ambiente, como medida de protección a la salud de la población

CONTINUACIÓN NORMAS OFICIALES MEXICANAS (NOM).

NORMAS OFICIALES MEXICANASNOM DESCRIPCIÓN

SECRETARÍA DE SALUBRIDAD Y ASISTENCIA

NOM-023 – SSA1 -1993Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de nitrógeno (NO2). Valor permisible para la concentración de (NO2) en el aire

ambiente, como medida de protección a la salud de la población

NOM-024 – SSA1 -1993Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto a las partículas suspendidas totales (PST). Valor permisible para la concentración de (PST) en el aire ambiente, como medida de protección a la salud de la población


I

NOM-025 – SSA1 -1993

Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto a las partículas menores de 10 micras (PM10). Valor permisible para la concentración de (PM10) 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 Límites permisibles de calidad y tratamiento a que debe someterse el agua para su potabilización

SECRETARÍA DEL TRABAJO Y PREVISIÓN SOCIAL

NOM-002- STPS - 1994 Condiciones de seguridad para la prevención y protección contra incendio en los centros de trabajo

NOM-004- STPS - 1999 Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria, equipos y accesorios en los centros de trabajo

NOM-006-STPS - 1993 Condiciones de seguridad e higiene para la estiba y desestiba de los materiales en los centros de trabajo

NOM-011- STPS - 1993 Condiciones de seguridad en los centros de trabajo donde se genere ruido

NOM-015- STPS - 1994 Exposición laboral de las condiciones térmicas elevadas o abatidas en los centros de trabajo

NOM-016-STPS – 1993 Condiciones de seguridad en los centros de trabajo referente a ventilación

NOM-017- STPS - 1994 Equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo

NOM-021-STPS-1994 Requerimientos y características de los informes de los riesgos de trabajo que ocurran, para integrar las estadísticas

NOM-027-STPS-1994 Señales y avisos de seguridad e higiene

NOM-080-STPS-1993Higiene industrial, medio ambiente laboral. Determinación del nivel sonoro continuo equivalente al que se exponen los trabajadores en los centros de trabajo

Decretos de Veda. Se aplican en la región decretos de vedas sobre especies de interés comercial, como el camarón, (Penaeus sp.) 002-PESC-1993, lebrancha (Mugil sp.) 016-PESC- 1995, pulpo (Octupus maya y O. vulgaris), 008-PESC-1993 y especies de caracol norma 013-PESC-1994 aunque dentro de la zona del proyecto no se permite la captura de estos organismos. Estos decretos de veda se aplican de acuerdo con la Ley de Pesca (D.O.F., 9 de Junio 1992). Es de mencionarse que aunque la normatividad aplicable a vedas tiene jurisdicción en el mar territorial del Golfo de México, en la zona de desarrollo del proyecto, así como el área determinada a PEMEX, para la exploración y explotación de hidrocarburos, no se permite la pesca comercial ni actividades diferentes a barcos, que no sean las petroleras.

IV.2.2 MEDIO BIÓTICO.


I

Debido a la situación geográfica de la zona, el área de estudio muestra características ecológicas especiales relacionadas directa o indirectamente con la temporalidad, como son el intercambio de aguas oceánicas y costeras (que propician, o no, la presencia de frentes, giros, y la estratificación de la columna de agua); la transición de sedimentos terrígenos y calcáreos (que propician la formación de dos subsistemas ecológicos característicos que se mantiene a lo largo del año, oscilando estacionalmente en función de la climatología y del patrón estacional de circulación costera), y la presencia de actividades petroleras (Exploración y Producción desde hace aproximadamente 25 años). Ecológicamente el área en donde se desea realizar la obra se encuentra en una región amplia donde los procesos costeros y ecológicos están estrechamente interconectados. Los procesos climático-meteorológicos, la descarga de los ríos y los procesos sedimentarios son las principales variables físicas que controlan a los procesos biológicos.

En la descripción del entorno ecológico de la zona de desarrollo del proyecto, los principales hábitats (subsistemas o ambientes ecológicos) de la zona costera regional son los manglares, los arrecifes de ostión, los pastos marinos y la plataforma adyacente con algunos arrecifes coralinos. Los primeros ambientes mencionados se sitúan en ecosistemas lagunares-estuarios altamente dinámicos, ecológicamente estable pero físicamente variables.

La productividad biológica en los mares está determinada por varios factores como son la composición y las relaciones entre los organismos, la cantidad de nutrientes en el medio, la intensidad de la radiación solar y los mecanismos de reproducción.

El principal factor hidrológico que determina las características de la fauna en la región, es la corriente del Golfo de México que lo penetra a través del Canal de Yucatán y fluye a través del estrecho de Florida, esto determina que gran parte de la fauna localizada en el Golfo de México sea semejante o igual a la que se presenta en el Mar Caribe y en la región Atlántica.

Por otro lado, como en la mayoría de las regiones subtropicales, la alta temperatura del agua ocasiona un crecimiento rápido de los organismos y al mismo tiempo hace que estos maduren a una edad temprana y por lo tanto con tallas más pequeñas.

Debido a la ubicación del proyecto, el área solamente es una vía transitoria de los peces, anfibios (tortugas) y otros organismos nectónicos y de vida libre, ya que dentro de esta área no se considera como área de alimentación, crianza o reproducción ya que no se presentan características necesarias para clasificarlas de forma diferente (áreas de protección, biodiversidad o arrecifes de importancia).

A) Vegetación Terrestre y/o Acuática.

Ø Tipo de Vegetación en la Zona (Flora Marina).

Numerosos factores, tales como temperatura, luz, salinidad, sustrato, nutrientes, corrientes y acción de las olas afectan la distribución y abundancia de las plantas marinas, entre los más importantes factores para las plantas, además de estar relacionados entre sí, se encuentra la radiación solar y la temperatura.

Por efectos de temperatura, la flora del Golfo de México se divide en tres categorías: 1) Tropical con afinidad al Caribe; 2) Templada a boreales, con afinidad de Noreste de E.U.A., y 3) Amplia distribución y amplia tolerancia de temperaturas.

Ø Bentos.

Se han registrado dos especies de plantas pelágicas, las cuales son Sargassum natans y S. fluitans, la primera es la más común file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (198 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

y su abundancia corresponde al 95% de la masa de la comunidad flotante. Asimismo, en la zona terrígena se han registrado 12 especies de plantas bénticas (El-Sayet et al. ,1972).

Tabla.IV.2.2.1 Plantas Bénticas.

Especie EspecieAcanthophora spicifera Acetabularia crenulata

Botbryeladia occidentalis Caulerpa mexicanaColpomenia sinuosa Cymopolla barbara

Digenia simplex Galaxaura obtusadaHalimeda opuntia Halymenia floresia

Sargassum pteropleuron Stypopodium zonale

Ø Fitoplancton.

El fitoplancton está constituido por células fotosintéticas que flotan en ambientes acuáticos y que utilizan luz y nutrientes inorgánicos disueltos para desarrollarse. En el océano, las taxocenosis principales están representadas por las bacilariofitas (diatomeas), dinofíceas (dinoflageladas), prinnesiofitas (cocolitofóridas), crisofitas (silicoflageladas) y cianofíceas (algas verdeazules), además de otros grupos menores como son las clorofitas y euglenofitas (Kennish, 1994).

Las evaluaciones regionales que se realicen son de utilidad en el entendimiento de la estructura y funcionamiento de los ecosistemas. Los cambios en la hidrología costera tienen sus origen en gran medida en la influencia de diversos factores como son el límite continental, geomorfología de la plataforma y talud, clima, grado de estratificación, circulación y descargas epicontinentales (Huyer, 1990) e influyen directamente en los cambios de la comunidad fitoplánctica a través de su presencia, ausencia o persistencia en el tiempo y, por tanto, en la estructura de la comunidad y la cadena trófica (Kiorboe, 1993), por tal motivo, existe una relación estrecha entre la estructura espaciotemporal del fitoplancton con procesos que afectan a la columna de agua (Carreto et al., 1995). Biológicamente, el área de estudio es una región de alta productividad biológica en comparación con el resto del Golfo de México


I

y Mar Caribe Mexicano (Licea y Santoyo, 1991). En la región de estudio se tienen registradas 120 especies de Bacillariophyceae (diatomeas), 75 Dinophyceae, 2 Silicoflagellatae, 10 Coccolithophoridales, 3 Chlorophyta y 2 Cianophyta (Tabla IV.2.2.2). El fitoplancton se ve disminuido en la región pelágica, con respecto a la zona más cercana a la costa; en la distribución vertical también disminuye proporcionalmente con la profundidad, excepto en las cotas de 40 y 100 m, en las cuales existen incrementos notables de individuos. Los valores de células por litro fluctúan entre los límites impuestos de 138 000 como registro máximo y 1 000 como registro mínimo (Licea y Santoyo, 1991). Las diatomeas constituyen el grupo dominante en las áreas aledañas a la costa, llegan a representar hasta el 100%. La proporción de diatomeas disminuye cuanto más se aleja la línea de costa, hasta alcanzar valores tan bajos como del 1%. Las dinoflageladas desnudas, las fitoflageladas, junto con las cianofitas y las cocolitofóridas sustituyen a las diatomeas en regiones cercanas al límite de la plataforma continental. Las características ecológicas del área de estudio determinan una oligotrofia acentuada en la época de verano, a causa de la cantidad baja de sustancias nutritivas disueltas y de la estabilidad de las masas de agua, la cual se da por la presencia de termoclina en la profundidad de 30 m y por el caldeamiento de la masa acuosa en la zona litoral menos profunda. Los valores más bajos de producción y biomasa en el Golfo de México se generan durante primavera y verano; sin embargo, en esta misma época se registran valores de producción del orden de 422 mg C/m2/día en la región septentrional del Banco de Campeche, zona con propiedades eutróficas, lo cual significa que en el mismo período estacional existen áreas cuya fertilidad difiere notablemente en el propio Banco de Campeche (Licea y Santoyo, 1991).

Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.

Bacillariophyceae Dinophyceae

Cerataulina bergonii C. furca

Chaetoceros affinis C. fusus


I

Ch. atlanticus C. lineatum

Ch. compressus C. macroceros

Ch. convolutus C. massiliense

Ch. curvicetus C. pentoganum

Ch. debilis C. setaceum

Ch. decipiens C. teres

Ch. didymus C. tripos

Ch. difficilis Cochlodinium spp

Ch. diversus Dinophysis spp

Ch. glandazii Dissodinium spp

Ch. gracilis Exuviaella baltica

Ch. laciniosus E. compressa

Ch. laevis E. marina

Ch. lauderi E. minima

Ch. loerenzianus Glenodinium spp

Ch. messanensis Gonyaulax spp

Ch. neogracile Gymnodinium brevis

Ch. pendulus G. splendens

Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.Continuación Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.


Ch. peruvianus Gyrodinium falcatumCh. wighami G. fusiforme

Climacadiun frauenfeldianum Katadinium sppCocconeis spp Ornithocercus magnificus

Corethron criophilum O. steinii


I

C. hystrix Oxyrrhis milneriCoscinodiscus wailessi O. marina

C. subtilis Oxytoxus adriaticumCyclotella spp O. marina

C. striata Oxytoxum constrictumDitylum brightwelli O. gladiolus

Ditylum spp O. gracileEucampia cornuta O. globosum

Eupodiscus sp O. laticepsE. zoodiacus O. longiceps

Guinardia flaccida O. mediterraneumHaslea gretharum O. mitra

H. wawrikae O. scolopaxHemiaulus hauckii O. tesselatumH. membranaceus O. viride

H. sinensis Peridinium conicumLauderia borealis P. depressum

Leptocylindrus danicus P. oceanicumL. minimus P. ovum

Litodesmium undulatum P. tubaFuente: Licea y Sotomayor, 1991.

Continuación Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.


Melosira moniliformis Phalacroma spp

Nitzschia closterium Phytodiscus brevis

N. delicatissima Podocystis spp

N. pacifica Podolampas palmipes

N. panduriformis Pronoctiluca acuta


I

N. pungens P. gracile

N. signa P. micens

Odontella aurita Prorocentrum spp

O. chinensis P. compressum

O. mobiliensis P. gracile

O. sinensis P. micans

Paralia sulcata P. minimum

Pleurosigna normanii P. pyriforme

Rhjizosolenia alata P. triestinum

Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.

Continuación Tabla IV.2.2.2 Especies de Fitoplancton.


R. acuminata Protoperidinium oblongonR. alata Ptychodiscus brevis

R. bergonii Pyrophacus horologicumR. calcarnavis Torodinium sppR. delicatula Warnowia sppR. hebetata SilicoflagellataeR. imbricata Dictyocha fibulaR. robusta Distephanus speculum

R. stolterfothii CoccolithophoridaeR. styliformis Calyptrosphaera oblonga

Schoederella delicatula Coccolithus hyxleyiiSkeletonema costatum Discosphaera tubiferStephanopyxis turris D. thomsoni

Thalassionema nitzschioides Halosphaera spThalassiosira spp Helicosphaera hyalina

Thalassiotrix delicatula Ponthosphaera sppfile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (203 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

T. Frauenfeldii Rhabdosphaera sppT. mediterranea Syraosphaera sppSynedra robusta Umbelicosphaera hulbortianaOrden Pennales ChlorophytaAchnnantes spp Ankistrodesmus sppAmphiprora spp Crucigenia spp

Amphora spp Scenedesmus sppCocconeis spp Cyanophyta

Cymatosira lorenziana Oscillatoria erytreaeDiploneis bombus Rhichelia intracelularis

Fuente: Licea y Sotomayor, 1991.

B) Tipos de Flora Bentónica.

B.1) Descripción de la Vegetación Presente.

La Sonda de Campeche es una de las dos zonas más importantes por su producción primaria. En la Tabla IV.2.2.3 se muestran los valores de densidad de fitoplancton expresado en célula/L en la Sonda de Campeche, efectuando por Licea, de acuerdo con la profundidad.

Tabla IV.2.2.3. Densidad del Fitoplancton, expresada en célula/L

en la Sonda de Campeche, México (Licea, 1977).

Estación Profundidad(m) Células / L

1

0 71 500

4 53 500

8 138 100

2

0 20 300

5 21 700

10 8 900

20 1 000

3

0 12 300

4 8 300

16 7 200


I

30 6 000

4

0 4 500

10 6 100

20 2 900

30 4 500

40 7 000

50 4 600

Fuente: Licea, 1977.

Continuación IV.2.2.3. Densidad del Fitoplancton, expresada en célula/L

en la Sonda de Campeche, México (Licea, 1977).

Estación Profundidad(m) Células / L

5

0 3 000

10 3 800

20 7 900

40 8 300

50 3 400

70 2 800

90 2 000

100 13 960

120 7 700


Las diatomeas que forman parte del fitoplancton constituyeron el grupo dominante en las áreas aledañas a la costa: llegan a representar hasta el 100%. La proporción de diatomeas fue disminuyendo conforme hubo un alejamiento respecto a la línea litoral, hasta alcanzar porcentajes tan bajos como 1% en algunos lugares.

Este patrón que se vio alterado sólo por incrementos ligeros debidos a núcleos poblacionales de Hemiaulus sinensis y Hemiaulus membranaceus. La relación de los taxa determinados se encuentra registrada en la Tabla IV.2.2.4.

Tabla IV.2.2.4. Resumen de las Especies de Fitoplancton

Dominantes en el Sur del Golfo de México.


I

DiatomeasBacteriastrum delicatulu Hemiaulus hauckii

Hyalinum H. membranaceusChaetoceros affinis Leptocylindus danicus

Ch. coarctatus Nitzschia longissimaCh. compressum N. bicapitataCh. curvisetum N. pungensCh. decipiens Rhizosolenia alataCh. didymus Rb. calcarais

Ch. lorenzianus Rb. delicatulaCh. tares Rb. fragilissima

Cyclotella striata Rb. setigeraDetonula pumila Thalassionema sitzschioides

Guinardia flaccida Thalassiothrix frauenfelddiDinoflagelados

Acutissimum D. caudataCeratium furca D. tripos

C. fusus Exauviella compressaMassiliense Goniaulax diegensis

Teres Gymnodinium breveTrichoceros Prorocentrum micans


Las variaciones estacionales determinadas sobre la densidad de organismos revelaron que durante el invierno y la primavera se registra la mayor abundancia de fitoplancton, especialmente en áreas costeras. El mayor valor registrado es de un millón de células por litro (figura. IV.2.2.1).

Figura. IV.2.2.1.Condiciones Generales de la Distribución de Fitoplancton en promedio de la Densidad de Organismos y su Variación en el Tiempo de la Bahía de Campeche.

B.2) Distribución y estructura de las fitocomunidades bentónicas.

Ø Microalgas.

Esta comunidad está formada por especies de algas macroscópicas de diversos sustratos (bentónicas) y especies flotantes que se distribuyen en diferentes zonas del ambiente marino. Son de gran importancia ecológica, ya que sirven de alimento y refugio para las especies de fauna.


I

Las algas se encuentran clasificadas en 15 grandes grupos, de los cuales tres están constituidos por macroalgas (Rhodophyceae, Phaeophyceae y Chlorophyceae). En cuanto a las rodofíceas (algas rojas) los géneros mejor representados son: Hypnea, Gracilaria y Laurencia; entre las clorofíceas (algas verdes), destacan: Chaetomorpha, Halimedia y Ulva; de las feofíceas (algas cafés), Dictyota, Padina y Sargassum, (Ortega, 1993). En las lagunas costeras se presenta abundancia de algas rodofíceas, presentándose como tapices, adheridos a algún sustrato rocoso o enterrado en el limo, tal es el caso de los géneros Gelidium, Gracilaria y Agardhiella, Syringodium.

Las comunidades antes referidas están determinadas por el tipo de substrato y las condiciones ambientales, esto es, una facie o sustrato arenoso - limoso, donde se desarrollan plantas con rizoides, sujetas a la acción de la corriente, en lugares someros y de salinidad constante.

A continuación se presenta la Tabla IV.2.2.5 con los principales grupos de algas de la zona de estudio, así como el número de especies y familias de cada uno de ellos.

Tabla IV.2.2.5 Listado de Familias y Especies de Algas Macroscópicas en el Medio Marino.

Rhodophyta

No. Familia Nombre Científico Sustrato

1 Gracilariaceae Gracilaria cervicornis arena-limo

2 Hypnaceae Hypnea musciformis arena-limo

3 Rhodomelaceae Laurencia papillosa arena-limo

Phaeophyta

4 Dictyotaceae Dictyota cornuta arena-limo

5 Padina gimnospora arena-limo

6 Sargassaceae Sargassum hystrix arena-limo

Chlorophyta

7 Cladophoraceae Chaetomorpha media arena-limo

8 Codiaceae Halimeda opuntia arena-limo

9 Ulva lactuca arena-limo

Según Rzedowski (1994) las macroalgas se establecen en sustratos rocosos de la zona litoral; así como en substratos diversos de las playas, tales como restos de conchas de bivalvos, trozos de madera, escolleras, entre otros; en las zonas mas alejadas de la costa por lo general no existe un substrato adecuado, por lo que se adhieren a cualquier estructura u objeto que les permita fijarse, tal es el caso de las estructuras de las plataformas marinas.

El substrato, la temperatura, la luz y los nutrientes, son los factores que limitan la existencia de cualquier población de algas (zona fótica). La interacción de estos factores permite explicar la mayor o menor abundancia del grupo en una región determinada. (Guzmán del Próo, 1993).

Mendoza- González y Mateo-Cid, (1992) señalan que en el nivel litoral de facies rocosas y modo expuesto es donde se localiza la mayor diversidad de algas marinas. Consideran también que otros factores importantes en la distribución geográfica de estos organismos son la luz, la temperatura, la salinidad y la acción de las olas.

B.3) Usos de la vegetación acuática en la zona (especies de uso local y de importancia para etnias o grupos locales y especies de interés comercial).

Las algas son un recurso biológico que representa un gran potencial para su aprovechamiento. Debido a sus características las algas pueden ser utilizadas en la farmacología o en la industria alimenticia, sin embargo, actualmente las especies que habitan en las aguas próximas a la zona del proyecto no son aprovechadas.


I

Guzmán del Próo (1993), reporta que de los años 1977 a 1980 se aprovecharon con moderada intensidad los bancos de Agardhiella sp y Echeuma isiforme, presentes en las costas de Campeche, redituando algunas toneladas por año.

B.4) Presencia de especies vegetales acuáticas bajo régimen de protección legal, de acuerdo con la normatividad ambiental y otros ordenamientos aplicables.

Dentro de la Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001, Protección Ambiental - Especies Nativas de México de Flora y Fauna Silvestres -Categorías de Riesgo y Especificaciones para su Inclusión, Exclusión o Cambio - Lista de Especies en Riesgo, las especies marinas de fitoplancton y macroalgas no se encuentran consideradas bajo algún estatus.

C) Fauna Terrestre y/o Acuática.

C.1) Composición de las Comunidades de Fauna Presentes y Especies Existentes en el Area de Estudio.

El área de desarrollo del proyecto, presenta características típicas de un ambiente oceánico con profundidades variables y en condiciones de homogeneidad, en los cuales no se presentan profundidades mayores a 100 m en promedio al nivel de la plataforma continental. La máxima profundidad es de 200 m antes de la llanura abismal. Las inmediaciones del área de estudio es considerada como una zona de particular importancia para México, desde el punto de vista pesquero y energético (Arreguín-Sánchez, 1994), ya que es una de las áreas biológicamente más ricas, debido a que presenta una alta heterogeneidad de hábitats en sus conexiones con los diversos sistemas deltáicos, lo que favorece el establecimiento de diversos grupos faunísticos (Yañez-Arancibia, et al., 1994). En general, la fauna marina de la zona de estudio suma 584 especies en los ambientes marinos como son plancton, necton y bentos (Tabla IV.2.2.5).

Tabla IV.2.2.5 Número de Especies por Grupo Taxonómico.Grupo Taxonómico Número de Especies

Crustáceos 204Poliquetos 142Nemátodos 107Moluscos 78

Peces 39Mamíferos 5

Equinodermos 5Cnidarios 2

Nemertinos 1Sipuncúlidos 1

Total 584

Ø Zooplancton.

La Bahía de Campeche está considerada como una zona de particular importancia por su gran potencial biológico. Es una de las regiones que más interés presenta para la pesca en México y ofrece grandes posibilidades para la captura de especies de alto valor comercial entre crustáceos y peces.


I

La comunidad zooplanctónica está constituida por organismos microscópicos de vida libre y cuyo movimiento es tan débil que permanecen esencialmente a merced de cualquier corriente. En la Sonda de Campeche están representados por las medusas, sifonóforos, pterópodos, crustáceos (larvas de ostrácodos y decápodos, copépodos y eufásidos), quetognatos, así como larvas de peces. La riqueza y abundancia de especies, hace de esta comunidad uno de los niveles tróficos más importantes para el ecosistema marino. Dentro de los grupos zooplanctónicos característicos del ambiente marino, estuarino y lagunar se encuentran las medusas; en sus primeros estadios de desarrollo, las cuales se dividen en hidromedusas y escifomedusas; las primeras son meroplanctónicas, presentando un ciclo de vida metagénico asociado a una fase pólipo sésil. Las escifomedusas son holoplanctónicas, con todo su ciclo de vida en la columna de agua (Gasca y Suárez, 1996). Para el área del proyecto, Vargas et al, (1983) reportan especies de hidromedusas como Phialidium sp, Bougainvilia niove y Eirene sp y las escifomedusas Aurelia aurita, Stomolophus meleagris y Rhopilema verilli, por mencionar algunas. Los pterópodos, pertenecientes a la clase Gastrópoda, son moluscos holoplanctónicos de distribución amplia en latitudes tropicales y subtropicales de los grandes océanos; en ciertas zonas llegan a constituir una parte significativa de la dieta de algunos peces con valor comercial (Suárez y Gasca, 1992). En este documento se reportan especies pertenecientes a las familias: Cavilinidae, Cymbulidae, Peraclididae y Limacidinae. Los crustáceos están representados en el plancton por ostrácodos y decápodos en estadío larval, copépodos y eufásidos. Las familias más diversas de los ostrácodos son: Cytheruridae con 9 especies, Perissocytherideinae con 5 especies y Cytherideidae con 4 especies. Las larvas de decápodos más frecuentes pertenecen a la familia Peneidae; con especies de interés comercial como Farfantepenaeus aztecus, Farfantepenaeus duorarum y Litopenaeus setiferus; otros organismos comunes son Callinectes bocorti, C. ornatus, C. rathbunae y C. sapidos. Cabe señalar que tanto los ostrácodos como los decápodos tienen hábitos planctónicos en sus etapas larvales, pero en estados juveniles y adultos pueden formar parte del necton. Dentro del zooplancton, los crustáceos ocupan el segundo o tercer nivel trófico en la cadena alimentaria dominando cuantitativa y cualitativamente, entre estos, el grupo de los Copépodos. Su importancia radica en ser el grupo zoológico más representativo en la cadena alimentaria, ya que se encuentran en la mayor parte de la dieta de muchos animales del mar (Flores y Salas, 1981). En la zona del proyecto las especies más representativas de grupo son: Nannocalanus minor, Undinula vulgaris, Temora stylifera, Eucalanus crassus, Echaeta marina, Paracalanus parvus, y Labidocera aestiva, entre otras. Otra comunidad importante, por su abundancia dentro del zooplancton, la constituyen los quetognatos La distribución de


I

estos organismos está influenciada por la variación de factores tales como la temperatura, corrientes y el contenido de oxigeno disuelto. Asimismo, se consideran organismos de gran valor alimenticio para las diversas especies de peces de interés comercial (Morales y Sosa, 1991). Se reportan para el área del proyecto 12 especies, pertenecientes a la familia Sagitidae. La mayoría de los peces comerciales del sur del Golfo de México desovan en el mar, en la línea de costa y en lagunas costeras, en sus estadios de postlarvas y juveniles penetran a los sistemas lagunas estuarios (Yáñez - Arancibia y Lara - Domínguez, 1985). Las especies más abundantes en la zona pertenecen principalmente a las familias Engradulidae, Gobiidae, Gerreidae, Ophidiidae, Cupleidae, Scaridae, Labridae, Triglidae y Gonostomatidae (Flores - Coto et al., 1993). En la Sonda de Campeche, Alonso y López (1975) describen la distribución y abundancia de las postlarvas de P. setiferus, P. aztecus y P. duorarum durante cuatro periodos del año. Mou Sue (1985) estudió la distribución de larvas planctónicas y Gracia (1989) analizó la distribución, abundancia y tallas de los estadios larvarios (protozoea, mysis y postlarva) de P. setiferus en el área frente a la Laguna de Términos. Asimismo Flores C., et al., 1992 realizaron un estudio sobre la edad y crecimiento de algunas larvas en el sur del Golfo de México. Espinosa Fuentes (1997) realizó el trabajo de distribución espacio-temporal de los estadios larvarios de camarones del genero Penaeus en la Sonda de Campeche, durante tres temporadas climáticas (invierno, verano y otoño) (Tabla IV.2.2.6).

Tabla IV.2.2.6 Variación estacional de la abundancia (organismos/100 m3)

en los diferentes estadios larvarios.

Estado larvariofebrero

(invierno)agosto

(verano)noviembre

(otoño)Todos los Estadios

ProtozoeasMysis

Postlarvas

84,1521,161,8761,12

567,00365,9427,72173,34

463,41298,8139,13125,47

Fuente: Espinosa Fuentes, 1997.

El periodo de reproducción de las especies comerciales de camarones peneidos en el Golfo de México se extiende durante todo el año con máximos en verano y otoño, en menor proporción invierno y primavera.

Es de mencionarse que estas especies de camarón se encuentran presentes en diferentes hábitats ya que al presentarse en fases de desarrollo tempranas forman parte importante del zooplancton como ya se menciono pero en estados de desarrollo juvenil y tardío forman parte del bentos por sus hábitos de enterramiento.


I

En la Bahía de Campeche se han identificado tres principales comunidades: zooplancton, ictioplancton y larvas de peces, las cuales están estructuradas en función de su fisiografía. De acuerdo con Salas de León et al., 1998, éstas son: una comunidad nerítica–fluviolagunar, influenciada por las descargas de aguas continentales, una comunidad propiamente nerítica y una de características oceánicas.

Al respecto, Gómez-Ponce (1997), destaca que la salinidad es uno de los factores más importantes en la distribución y abundancia de larvas, siendo durante el verano-otoño la temporada más favorable para su sobrevivencia. En la Tabla IV.2.2.7 se enlistan las especies de larvas ictiológicas registradas en el área de estudio.

Tabla IV.2.2.7 Zooplancton (larvas ictiológicas).

Phylum: Chordata

Estacionalidad AbundanciaClase: PiscisFamilia Nombre Científico

Balistidae Alutera spp Lluvias BajaBathylagidae Bathylagus spp Lluvias Baja

Bothidae

Bathus ocellatus Nortes y lluvias BajaBothus ocetlatus Nortes Baja

Citharichthys spilopterus Nortes y lluvias BajaCitharichthys spilopterus Lluvias Baja

Cyclopsetta fimbriata Nortes y lluvias BajaEtropus crossotus Nortes BajaSyacium guntari Nortes y lluvias Media

BregmacerotidaeBregmaceros atlanticus Nortes y lluvias Baja

Bregmaceros cantori Nortes y lluvias MediaBregmaceros macclelland Nortes Baja

Carangidae

Caranx crysos Lluvias BajaCaranx spp Lluvias Baja

Chicroscombrus chrysurus Nortes y lluvias MediaDecapterus punctatus Lluvias Baja

Hemicaranx amblyrtrynchus Nortes y lluvias BajaSelene setapinnis Lluvias Baja


I

Selene spbdi Nortes y lluvias BajaSeler crumenophthalmus Lluvias Baja

Trachurus lathami Nortes y lluvias Baja

Clupeidae

Etrumeus teres Lluvias MediaHarengula jaguana Lluvias Baja

Opisthonema oglinum Lluvias BajaSardinelaanchovia Lluvias Baja

Fuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.

Continuación Tabla IV.2.2.7 Zooplancton (larvas ictiológicas).

Phylum: ChordataEstacionalidad AbundanciaClase: Piscis

Familia Nombre Científico

Cynoglossidae

Sumphurus plagiusa Lluvias BajaSymphurus civitatus Nortes Baja

Symphurus pelicanus Nortes y lluvias BajaSymphurus plagiusa Nortes y lluvias Media

Dactylopteridae Dactyloptena sp Nortes BajaGadidae Gadus morthua Nortes Baja

Gonostomatidae

Cyclothone spp Nortes y lluvias BajaMargrethia obtusirostra Lluvias Baja

maurolicus muelleri Nortes y lluvias Bajapollichthys maull Nortes y lluvias Baja

Vinciguerria nimbaria Lluvias BajaWinciguerria attenuata Lluvias Baja

Lutjanidae Lutjanus sppNortes Baja

Nortes y lluvias BajaMugilida

Mugil sppLluvias Baja

Mullidae Lluvias BajaBentosema suborbitale Lluvias Baja

Ceratoscopelus spp Nortes y lluvias BajaDiaphus rafinesqui Nortes y lluvias Baja


I

Myctophidae Diaphus spp Nortes y lluvias BajaDiogenichthyus atlanticus Nortes Baja

Hygophum spp Nortes y lluvias BajaHygophym taaningi Lluvias Baja





Myctophidae

Lampanyctus nobilis Lluvias BajaLampanyctus spp Nortes Baja

Loblanchia gemellarll Nortes BajaMyctophum obtusirostre Lluvias Baja

Myctophym spp Nortes BajaNotolychinus valdivise Nortes y lluvias Baja

Notoscopelus resplandens Nortes BajaOneroididae Oneirodes spp Nortes Baja

OphidiidaeLepophidium spp Nortes y lluvias Baja

Ophidion spp Nortes y lluvias BajaOtophidium omostigmum Nortes Baja

Paralepididae

Lestidiops jayakari Nortes y lluvias BajaLestidiops spp Nortes Baja

Paralepis coregonoides Lluvias BajaParalepis elongata Lluvias Baja

Trachinocefalus myops Lluvias BajaPloynemidae Plydactylus octonemus Nortes Baja

SarranidaeDiplectrum spp Nortes BajaSerranus spp Nortes Baja

Sciaendae Bairdlella chrysours Nortes Baja Cynoscion nothus Lluvias Baja



I




Sciaendae

Manticinhus spp Nortes y lluvias BajaMicropogantes unduletus-

furniertNortes y lluvias Baja

Stelifer lanceolatus Nortes y lluvias BajaCynosclon arenerius Nortes y lluvias BajaCynoscion nebulosus Lluvias Baja

Menticirrhus spp Nortes BajaMicropogonias undulatus-

furnieriNortes Baja

Scombriade

Auxis spp Nortes BajaScomberomorus cavalla Nortes y lluvias Baja

Scomberomorus maculatus Nortes BajaAuxis spp Lluvias Media

Euthynnus alletteratus Lluvias BajaScombaromorus spp Lluvias Baja

Scomberomorus macullatus Lluvias BajaThunnus alvaceres Nortes Baja

Thunnus spp Lluvias BajaThunnus thynnus Lluvias Baja

Scorpaenidae

Pontinus spp Nortes BajaScorpaena spp Lluvias BajaSebastes spp Nortes y lluvias BajaSelene splixdi Nortes Baja

Tractrurus lathami Nortes BajaFuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.



I



Serranidae

Anthias spp Nortes BajaCentropristis spp Nortes BajaDiplectrum spp Nortes y lluvias Baja

Epinaphalus spp Nortes y lluvias BajaHemanthias spp Lluvias Baja

Pseudogramma spp Lluvias BajaSerranus spp Lluvias Baja

SoleidaeAchirus lineatus Nortes y lluvias Baja

Trinectes maculatus Nortes y lluvias BajaSphyraenidae Sphyraena borealis Lluvias BajaStromateidae Peprilus alepidotus Nortes Baja

Synodontidae

Synbodus spp Nortes BajaSynodus foetens Nortes Baja

Synodus spp Lluvias MediaTrachinocephalus myops Nortes BajaTrachinocephalus myops Lluvias Baja

Trachinocephalus spp Lluvias Baja

TetraodontidaeMarfatipa A Nortes BajaMorfatipa B Nortes y lluvias Baja

TrichiuridaeTrichiurus lepturus Nortes y lluvias Baja

Olplaspinus muttiatriatus Nortes Baja

TriglidaePrionotus evolans Lluvias Baja

Prionotus spp Lluvias BajaFuente: González-Félix, 1994 y Martínez-Gutiérrez, 1994.

Ø Bentos. Comprenden todos los organismos que pasan toda su vida o parte de ella en relación estrecha con el fondo marino. Son generalmente organismos sésiles o de poca movilidad dependiendo de la textura y consistencia del sustrato que habiten, así de cómo su capacidad para trasformarlo. Los organismos del bentos son de mucha importancia debido a que guardan


I

una estrecha dependencia con el sitio que habitan, y dado que el sedimento puede “atrapar” y “almacenar” temporal o permanentemente las sustancias y materiales que vienen precipitándose, entonces pueden brindar una respuesta ante disturbios y relacionarla con algún agente causal, conformándose como una agrupación de elementos integradores de calidad ambiental. Utilizando el bentos se tiene una mayor seguridad de estar muestreando en el mismo hábitat a través del tiempo, lo que permite evaluar la magnitud de cualquier evento en una misma localidad sobre diferentes periodos de tiempo. Son el reflejo de las condiciones ambientales del momento en el que se muestre, pudiéndose inferir las condiciones previas al muestreo, presentando una respuesta rápida y sirviendo como indicadores del cambio (a través de cambios en su estructura comunitaria). Asimismo, es sorprendente su rápida recolonización después del evento, la cual, dependiendo del grado, tipo de evento y grupo taxonómico, dicha recolonización se puede dar desde 5 a 10 días en poliquetos, o hasta en un mes, e inclusive un año en otros grupos. Alongi (1990) indica que en las zonas tropicales existen características que las particularizan, destaca el efecto de las variaciones climáticas que han favorecido el desarrollo de características sedimentarias y hábitats únicos como el caso de las plataformas continentales con mezcla de sedimentos terrígenos y carbonatados. En nuestro país, dentro del Golfo de México, tenemos en la Bahía de Campeche, un lugar ideal para conocer este tipo de plataformas continentales con gradientes de secuencias terrígenas y carbonatadas. El autor sugiere que estas zonas están sujetas a fenómenos ambientales como ciclones, tormentas, etc., predominando en el bentos poliquetos tubícolas consumidores de depósito y suspensívoros. En las zonas transicionales domina la infauna, y conforme la composición de carbonatos es mayor, la fauna va remplazándose de acuerdo con sus patrones de vida, hasta observar organismos principalmente sésiles como el coral en porcentajes de carbonato de 68-80%, en los que, además, se observa un aumento en la densidad de epifauna. Las zonas son generalmente divididas en tres fases sedimentarias con base en un gradiente de contenido de carbonatos. Se observa una zona de plataforma interna de hasta 20 m de profundidad, cerca del límite de la entrada de terrígenos, con una presencia de lodos terrígenos y arenas de cuarzo, así como un contenido de carbonatos menor que 20%. Las comunidades dominantes de la infauna son dominadas por poliquetos depositívoros superficiales. Una zona de plataforma media entre 21y 40 m, es transicional con un plano fluvial relicto que propicia cambios importantes en


I

la composición del sedimento; el cual es arena media con un contenido de carbonatos entre 30-60% y una fase sedimentaria carbonatada impura con 60-80 % de CaCO3, en donde son abundantes y diversas las comunidades

epibénticas, dominadas por equinodermos, briozoarios, esponjas y foraminíferos.También se aprecia una zona de plataforma externa entre 41 y 80 m, donde la arena fina a media carbonatada domina, con presencia bioturbación en el fondo y ausencia de epifauna, pero con formaciones arrecifales aisladas. No obstante que el efecto de otras variables (como nutrientes, materia orgánica, producción bacteriana y perturbación ambiental física natural y/o antropogénica) puede enmascarar diferencias atribuibles al sedimento, la comparación de la fauna béntica de la plataforma indica diferencias importantes en la composición de la infauna, debidas principalmente a la transición sedimentaria en la zona media. La infauna se compone básicamente de especies pioneras y oportunistas de poliquetos tubícolas y anfípodos suspensívoros y sedimentívoros, lo cual puede ser una respuesta rápida a un aporte errático del alimento, así como a perturbaciones ambientales.

Ø Principales Grupos Bénticos.

a) Poliquetos.

Los poliquetos pueden encontrarse en todas las latitudes y profundidades, así como en casi todo tipo de ambientes sean éstos benignos o extremos. Asimismo, generalmente constituyen entre un 50 y 70% de la fauna béntica en general bajo condiciones normales y entre un 50 y 90% del total de la fauna béntica en ambientes perturbados o contaminados, motivo por el que algunas de sus especies se han empleado para estudios de monitoreo ambiental como indicadoras de contaminación (Reish y Gerlinger, 1997).

La alta diversidad biológica encontrada en nuestro país está también expresada en su fauna poliquetológica, ya que, aunque taxonómicamente es poco conocida, en México se distribuye el 78% de las familias de poliquetos registradas para el mundo. En la región de plataformas de extracción petrolera se encuentran distribuidas 35 familias de poliquetos, las cuales representan el 38, 50 y 60% de las registradas para el mundo, México y Golfo de México, respectivamente, así como 80 géneros y 144 especies, lo que representa aproximadamente el 24 % de las especies registradas en la Plataforma Continental Golfo de México (Granados-Barba, 1991; 1994).


I

Asimismo, un 26 % de las especies registradas para la región de plataformas petroleras y áreas adyacentes no se encuentran registradas en el Norte del Golfo de México. Aunado a ello, existen 22 especies que son potencialmente nuevas para la ciencia, lo que resalta la alta riqueza poliquetológica distribuida en un área relativamente pequeña como lo es la región petrolera (Granados-Barba, en proceso). Es importante mencionar que, a pesar de que se han propuesto especies de poliquetos indicadoras de zonas de chapopoteras en la zona de estudio, los fundamentos metodológicos y taxonómicos no fueron lo suficientemente claros como para diferenciar este tipo de especies con base en los diferentes parámetros ambientales. Actualmente, las metodologías para determinar este tipo de especies se encuentran en un proceso de valoración por Granados-Barba (en proceso).

Especies Dominantes. Las especies dominantes en términos de frecuencia de aparición y abundancia son: El cosúrido Cossura delta, los espiónidos Paraprionospio pinnata y Prionospio (M.) delta, el néftido Nephtys incisa, los lumbrinéridos Scoletoma verrilli y S tenuis los onúfidos Diopatra cuprea y Kinbergonuphis cedroensis, el ofélido Armandia maculata, el capitélido Leiocapitella sp. y el cirratúlido Aphelochaeta sp.

Abundancia.

Las familias y especies que presentan mayor abundancia son: Spionidae (especies Paraprionospio pinnata y Prionospio (M.) delta) Cossuridae (especie Cossura delta), Nephtyidae (especie Nephtys incisa) y Lumbrineridae (especies Scoletoma verrilli y S. tenuis), Onuphidae (especies Kinbergonuphis cedroensis, Diopatra cuprea), Capitellidae (especie Leiocapitella sp. 1), Cirratulidae (especie Aphelochaeta sp. 1) y Opheliidae (Armandia maculata).

Las especies que presentan abundancia media son: Mediomastus californiensis, Notomastus daueri, Notomastus lobatus, Lumbrinereis cingulata, Ninoë brasiliensis, Magelona cf. phyllisae, Magelona sp. L, Clymenella torquata, Sabaco elongatus, Aglaophamus cf. verrilli, Neanthes micromma, Nereis grayi, Diopatra cuprea, Orbinia riseri, Scoloplos (L.) rubra, Paralacydonia paradoxa, Aricidea (A.) simplex, Aricidea (A.) nolani, Aricidea (A.) suecica, Sigambra tentaculata, Harmothoe sp. A, Megalomma bioculatum, Sthenelais sp. A, Spiophanes duplex y Lysilla sp. (Tabla IV.2.2.8).

Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.

Phylum: Annelida


I

Estacionalidad AbundanciaClase: PolychaetaFamilia Nombre científico

AmpharetidaeAmpharete lindstroemi Secas Baja

Amphicteis scaphobranchiata Lluvias BajaSosane ónada Secas y lluvias Baja

AmphinomidaeChloeia viridis Secas Baja

Paramphinome jeffreysii Secas y lluvias BajaParamphinome sp B Secas y lluvias Baja

Capitellidae

Dasybranchus lumbricoides Secas y lluvias BajaDasybranchus lunulatus Lluvias Baja

Leiocapitella sp 1 Secas y lluvias AltaLeiocapitella sp 2 Secas Baja

Mediomastus californiensis Secas, nortes y lluvias MediaNotomastus americanus Lluvias Baja

Notomastus daueri Secas y lluvias MediaNotomastus hemipodus Secas y lluvias Baja

Notomastus lineatus Secas y lluvias BajaNotomastus lobatus Secas y lluvias Media

Chaetopteridae Chaetopterus variopedatus Secas Baja

Cirratulidae

Aphelochaeta sp 1 Secas y lluvias AltaChaetozone sp D Secas y lluvias BajaChaetozone sp 1 Secas Baja

Cirriformia punctata Lluvias BajaCirriformia sp A Secas y lluvias BajaCirriformia sp 1 Secas Baja

Monticellina dorsobranchialis Secas y lluvias BajaM. cf dorsobranchialis Secas y lluvias Baja

Cossuridae ónada delta Secas, nortes y lluvias AltaFuente: González-Macías, 1996.

Continuación Tabla IV.2.2.8 Anélidos Poliquetos.

Phylum: Annelida


I

Estacionalidad AbundanciaClase: PolychaetaFamilia Nombre científico

Eulepethidae Grubeulepis ecuadorensis Secas BajaEunicidae Marphysa bellii Secas, nortes y lluvias Baja

EunicidaeMarphysa kinbergi Lluvias Baja

Paraeuniphysa tridontesa Lluvias Baja

FlabelligeridaeBrada villosa Secas y lluvias Baja

Piromis roberti Secas y lluvias Baja

Glyceridae

Glycera abranchiata Secas y lluvias BajaGlycera americana Secas y lluvias Baja

Glycera robusta Secas BajaGlycera tesselata Secas y lluvias Bajaónada cf maculata Secas BajaOphioglycera lyra Secas y lluvias Baja

Hesionidae Podarkeopsis levifuscina Secas, nortes y lluvias BajaHeterospionidae Heterospio cf longissima Lluvias Baja

Lumbrineridae

Augeneria bidens Lluvias BajaLumbricalus dayi Lluvias Baja

Lumbrineris cingulata Secas y lluvias MediaLumbrineris latreilli Lluvias BajaNinoë brasiliensis Secas y lluvias BajaNinoë leptognatha Secas y lluvias MediaParaninoë brevipes Secas y lluvias BajaScoletoma ernesti Secas y lluvias BajaScoletoma tenuis Secas y lluvias AltaScoletoma verrilli Secas y lluvias Alta

Fuente: González-Macías, 1996.


Phylum: AnnelidaEstacionalidad AbundanciaClase: Polychaeta


I

Familia Nombre científico

Magelonidae

Magelona cf phyllisae Secas MediaMagelona pettiboneae Secas BajaMagelona polydentata Secas y lluvias Baja

Magelona sp D Secas BajaMagelona sp G Secas BajaMagelona sp L Secas Media

Maldanidae Clymenella torquata Secas y lluvias MediaMaldanidae Sabaco elongatus Secas y lluvias Media

Nephtyidae

Aglaophamus cf verrilli Secas y lluvias MediaAglaophamus circinata Secas Baja

Aglaophamus verrilli Secas y lluvias BajaNephtys incisa Secas, nortes y lluvias Alta

Nephtys squamosa Secas Baja

Nereididae

Ceratocephale oculata Secas y lluvias BajaNeanthes micromma Secas y lluvias Media

Nereis grayi Lluvias MediaNereis lamellosa Secas Baja

Nereis riisei Secas Baja

OenonidaeArabella iricolor Secas y lluvias Baja

Drilonereis longa Secas y lluvias BajaDrilonereis spatula Secas Baja





Onuphidae

Diopatra cuprea Secas, nortes y lluvias MediaDiopatra neotridens Secas y lluvias BajaDiopatra tridentata Secas y lluvias Baja


I

Kinbergonuphis cedroensis Secas y lluvias AltaKinbergonuphis simoni Secas y lluvias Baja

Paradiopatra hartmanae Secas y lluvias BajaOpheliidae Armandia maculata Secas, nortes y lluvias Alta

Orbiniidae

Orbinia americana Secas BajaOrbinia riseri Secas y lluvias Media

Scoloplos (Leodamas) rubra Secas y lluvias MediaScoloplos (Scoloplos) capensis Secas BajaScoloplos (Scoloplos) texana Secas Baja

Scoloplos (Scoloplos) treadwelli Secas y lluvias BajaParalacydoniidae Paralacydonia paradoxa Secas y lluvias Media

Paraonidae

Aricidea (Acmira) catherinae Secas BajaAricidea (Acmira) simplex Secas y lluvias MediaAricidea (Acmira) taylori Secas Baja

Aricidea (Allia) nolani sensu Secas y lluvias MediaAricidea (Allia) suecica Secas, nortes y lluvias Media

Aricidea (Aricidea) fragilis Secas y lluvias BajaAricidea (Aricidea) wassi Secas Baja

Cirrophorus furcatus Secas y lluvias BajaCirrophorus lyra Secas, nortes y lluvias Baja

Levinsenia gracilis Secas y lluvias BajaLevinsenia reducta Secas Baja




Familia Nombre científicoPectinariidae Pectinaria gouldii Secas Baja

Phyllodocidae

Paranaitis gardineri Secas y lluvias BajaPhyllodoce (A.) mucosa Secas y lluvias Baja

Phyllodoce (A.) madeirensis Secas Bajafile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (222 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

Phyllodoce (P.) arenae Secas Baja

Pilargidae

Ancistrosyllis commensalis Secas BajaCabira incerta Secas Baja

Sigambra tentaculata Secas y lluvias MediaSigambra wassi Secas, nortes y lluvias Media

Poecilochaetidae Poecilochaetus johnsoni Lluvias Baja

Polynoidae

Harmothoe sp A Secas MediaLepidasthenia varius Secas Baja

Malmgreniella maccraryae Secas BajaMalmgreniella taylori Secas Baja

Sabellidae Megalomma bioculatum Secas y lluvias Media

SigalionidaeFimbriosthenelais hobbsi Secas y lluvias Baja

Sthenelais sp A Secas y lluvias MediaSthenolepis sp A Secas y lluvias Baja

Spionidae

Dispio uncinata Lluvias BajaLaonice cirrata Secas y lluvias Baja

Microspio pigmentata Lluvias BajaParaprionospio pinnata Secas, nortes y lluvias Alta

Prionospio (A.) pygmaea Lluvias BajaPrionospio (Minuspio) cirrifera Secas y lluvias Baja

Prionospio (M.) delta Secas y lluvias AltaFuente: González-Macías, 1996.



Familia Nombre científicoPrionospio (M.) multibranchiata Secas y lluvias Baja

Prionospio (M.) perkinsi Secas y lluvias BajaPrionospio (Prionospio) cristata Secas y lluvias Baja

Prionospio (P.) dubia Lluvias Baja


I

Spionidae Scolelepis (Parascolelepis) texana

Secas Baja

Spiophanes bombyx Secas y lluvias BajaSpiophanes duplex Secas y lluvias Media

Spiophanes kroeyeri Secas BajaSpiophanes wigleyi Secas Baja

Sternaspidae Sternaspis scutata Secas, nortes y lluvias Baja

SyllidaeSyllis (Ehlersia) cornuta Lluvias BajaSyllis (Typosyllis) alosae Secas y lluvias BajaSyllis (Typosyllis) sp G Secas y lluvias Baja

Terebellidae

Loimia viridis Lluvias BajaLysilla sp 1 Secas y lluvias Media

Pista cristata Secas y lluvias BajaPolycirrus sp 1 Lluvias Baja

Trichobranchidae

Terebellides carmenensis Secas y lluvias BajaTerebellides cf. Lanai Secas y lluvias BajaTerebellides klemani Secas y lluvias BajaTerebellides parvus Lluvias Baja


Ø Crustáceos.

Malacostrácos. Desde el punto de vista pesquero, la zona de estudio es una de las áreas más importantes, ya que cuenta con una gran cantidad de recursos, un elevado volumen de captura y un gran valor comercial, destacando a los macrocrustáceos, por ser el grupo más diverso y abundante de la región (Vázquez-Bader, 1996). Especies Dominantes y Abundancia. Dentro de los crustáceos de la Clase Malacostraca, se cuenta con el registro de 34 familias y 114 especies, mención especial merecen los camarones Penaeus (Farfantepenaeus aztecus, Penaeus (F.) duorarum, Trachypenaeus similis), ya que en la Sonda de Campeche representa el 50% del volumen de pesca nacional, el 66% de las exportaciones y el 2.3% de


I

la producción mundial del camarón (SEMARNAT, 1996), además de las jaibas Callinectes similis, Portunus spinicarpus y el camarón Squilla empusa, las cuales son especies dominantes, además de presentar las abundancias más altas. Estacionalidad. En la Clase Malacostraca existen 22 especies que se presentan en las tres estaciones climáticas; 3 para “Lluvias”, 59 para “Secas”, 2 para “Nortes”, 3 para “Secas-Nortes”, 2 para “Nortes-Lluvias” y 23 para “Secas-Lluvias” (Tabla IV.2.2.9).

Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.

Phylum: Arthropoda

Estacionalidad AbundanciaClase: MalacostracaFamilia Nombre científico

Anthuridae Campylaspis rubicnda Lluvias BajaAlbuneidae Albunea paretii Secas Baja

Alpheidae

Alpheus bouvieri Secas BajaAlpheus heterochaelis Secas Baja

Alpheus spp Secas BajaAutomate evermanni Secas BajaAutomate rectifrons Secas Baja

Synalpheus pectiniger Secas BajaSynalpheus townsendi Secas Baja

AxiidaeAxius serratus Secas Baja

Axius spp Secas Baja

Calappidae

Acanthocarpus alexandri Secas, nortes y lluvias BajaCalappa flammea Secas, nortes y lluvias BajaCalappa sulcata Secas, nortes y lluvias Baja

Hepatus epheliticus Secas, nortes y lluvias MediaOsachila semilevis Secas Baja

Callianassidae

Callianassa atlantica Secas BajaCallianassa latispina Secas Baja

Callianassa jamaicense Secas Baja


I

Callianassa spp Secas Baja

Cystisomidae

Diastylis polita Secas, nortes y lluvias BajaEudorella emarginata Secas, nortes y lluvias BajaHeterotanais limicola Secas Media

Lucifer spp Secas y nortes BajaFuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.

Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.Phylum: Arthropoda


Diogenidae

Dardanus fucosus Secas y nortes AltaPaguristes lymani Secas Baja

Paguristes spinipes Secas BajaPetrochiurus diogenes Secas, nortes y lluvias Media

Dorippidae Ethusa microphthalma Secas y nortes Baja

DromiidaeDromidia antillensis Secas, nortes y lluvias BajaHypoconcha arcuata Secas Baja

GalatheidaeMunida forceps Secas, nortes y lluvias MediaMunida pusilla Secas Baja

Goneplacidae

Chasmocarcinus mississippiensis

Secas Baja

Danielum ixbauchac Nortes MediaEuprhosynoplax clausa Secas, nortes y lluvias Baja

Glyptoplax smithi Secas BajaGoneplax sigsbei Secas Baja

Micropanope sculptipes Secas BajaNanoplax xanthiformis Secas Baja

Pseudorhombila guinotae Nortes BajaPseudorhombila ometlanti Lluvias Baja

Pseudorhombila quadridentata Nortes y lluvias BajaSpeocarcinus carolinensis Nortes y lluvias Baja


I

Speocarcinus lobatus Secas BajaTalassoplax angusta Secas Baja

Homolidae Homola barbata Secas Baja

LeucosidaeEbalia spp Secas Baja

Iliacantha liodactylus Secas y nortes BajaFuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.

Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.

Phylum: ArthropodaEstacionalidad AbundanciaClase: Malacostraca


Leucosidae

Iliacantha subglobosa Secas BajaPersephona crinita Secas, nortes y lluvias Alta

Myropsis quinquespinosa Secas, nortes y lluvias BajaPersephona mediterranea Secas, nortes y lluvias Baja

Majiidae

Anasimus latus Secas, nortes y lluvias BajaBatrachonotus fragosus Secas Baja

Coelocerus spinosus Secas BajaCollodes robustus Secas, nortes y lluvias Baja

Euprognatha rastellifera Secas BajaLibina dubia Secas Baja

Libina emarginata Secas, nortes y lluvias BajaMetoporhaspsis calcarata Secas, nortes y lluvias Baja

Podechella riisei Secas y nortes BajaPyromaia arachna Lluvias Baja

Sphenocarcinus corrosus Secas BajaStenocionops furcata coelata Secas y lluvias Baja

Stenocionops spinimanus Secas BajaStenorhynchus seticornis Secas Baja

Myscidacea Neomicrodeutopus spp Secas y lluvias BajaOgyridae Ogyrides alphaerostris Secas Baja

Iridopagurus caribbensis Secas Baja


I

Paguridae Pagurus bullisi Secas y lluvias BajaPhimochirus holthuisi Secas Baja

Palaemonidae Periclimenes iridescens Secas BajaFuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.

Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.Phylum: Arthropoda


Palicidae Palicus obesa Secas y lluvias BajaPandalidae Stenopus hispidus Secas y lluvias BajaPanopeidae Panopeus occidentalis Secas Baja

Parthenopidae

Leiolambrus nitidus Secas y lluvias MediaParthenope (Platylambrus)

pourtalesiiSecas y lluvias Baja

Parthenope (Platylambrus) serrata

Secas y lluvias Baja

Pasiphaeidae

Leptochela papulata Secas BajaLeptochela carinata Secas Baja

Leptochela serratorbita Secas BajaLeptochela bermudensis Secas Baja

Penaeidae

Penaeus (Farfantepenaeus) aztecus

Secas y lluvias Alta

Penaeus (Farfantepenaeus) duorarum

Secas y lluvias Alta

Penaeus (Litopenaeus) setiferus

Secas y lluvias Media

Metapenaeopsis goodei Secas BajaTrachypenaeus constrictus Secas Baja

Trachypenaeus similis Secas y lluvias AltaXiphopenaeus kroyeri Secas y lluvias Media

PinnotheridaePinnixa retinens Secas Baja

Pinnixa chaetopterana Secas Bajafile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (228 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

Porcellanidae Porcellana sayana Secas y lluvias Baja

PortunidaeArenaeus cribarius Secas BajaCallinectes sapidus Secas y lluvias Baja

Fuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.

Continuación Tabla IV.2.2.9 Crustáceos Malacostracos.

Phylum: ArthropodaEstacionalidad AbundanciaClase: Malacostraca


Portunidae

Callinectes similis Secas y lluvias AltaCallinectes ornatus Secas BajaPortunus gibbesii Secas y lluvias Baja

Portunus spinicarpus Secas y lluvias AltaPortunus spinimanus Secas y lluvias Baja

ProcessidaeNikoides spp Secas Baja

Processa hemphilli Secas BajaProcessa spp Secas Baja

Raninidae

Ranilia muricata Secas BajaRanilia spp Secas Baja

Raninoides lamarcki Secas y lluvias BajaRaninoides loevis Secas Baja

Raninoides lousianensis Secas, nortes y lluvias BajaSolenoceridae Solenocera necopina Secas Baja

SquillidaeSquilla chydaea Secas y lluvias BajaSquilla edentata Secas y lluvias BajaSquilla empusa Secas y lluvias Alta

Sicyonidae Sicyiona typica Secas BajaXanthidae Tetraxanthus rathbunae Secas, nortes y lluvias Baja

Fuente: Román-C., 1991; González-M., 1996 y Vázquez-B., 1996.

Áreas de Reproducción.

El área comprendida por el Banco de Campeche, constituye un excelente hábitat para un número considerable de especies


I

de importancia comercial, en cuyo ciclo de vida influyen fases de desarrollo estuarinas y marinas. Aproximadamente un 90% de la captura comercial que se obtiene en el dicho banco se compone de especies estuarinas y costeras, las cuales desovan en áreas someras de la plataforma continental; mientras que las larvas y poslarvas migran hacia áreas protegidas de la costa, donde permanecen hasta alcanzar tallas de estadios juveniles.

Ø Ostrácodos.

La fracción de los sedimentos marinos esta formada por los restos de diversos grupos de microorganismos, de ellos, los ostrácodos bénticos son altamente sensibles a las variaciones físicas, químicas y geológicas, respondiendo a estas variaciones con modificaciones morfológicas y estructurales, por lo que son excelentes indicadores del mismo (Machain, et al., 1991) y como son altamente susceptibles, pueden emplearse como indicadores ambientales.

Especies Dominantes y Abundancia.

En la Clase Ostracoda existen 90 registros, de los cuales Cytherella vermilionensis, Cytheromorpha paracastanea, Krithe spp., Loxoconcha moralensi, Neomonoceratina mediterranea, Paracytheridae stephensoni, Paracythereidae texana, Pelluscistoma magniventra, Pterigocythereis alophia y Pterigocythereis inexpectata son las especies abundantes y dominantes (Tabla IV.2.2.10).

Tabla IV.2.2.10 Crustáceos Ostrácodos.

Phylum: ArthropodaAbundanciaClase: Ostracoda

Nombre científico EstacionalidadActinocythereis spp Secas y lluvias MediaActinocythereis sp 1 Secas y lluvias BajaActinocythereis sp 2 Secas y lluvias BajaAmbocythere sp C Secas y lluvias Media

Argilloecia spp Secas y lluvias BajaAurila amigdala Secas y lluvias Baja

Bairdia spp Secas y lluvias BajaBaslerites minutus Secas y lluvias MediaBuntonia tacheri Secas y lluvias BajaBuntonia sp A Secas y lluvias Media

Bythoceratina sp 1 Secas y lluvias Baja


I

Bythoceratina sp 2 Secas y lluvias BajaBythoceratina sp 3 Secas y lluvias BajaBythocythere sp 1 Secas y lluvias Baja

Cativella spp Secas y lluvias BajaCytherella hannai Secas y lluvias Media

Cytherella arostrata Secas y lluvias MediaCytherella sp 1 Secas y lluvias Baja

Cytherella vermilionensis Secas y lluvias AltaCytherelloidea umbonata Secas y lluvias Baja

Cytherelloidea sp Secas y lluvias MediaCytheretta pumicosa Secas y lluvias Media

Cytherella montezumae Secas y lluvias BajaCytheromorpha paracastanea Secas y lluvias Alta

Cytheropteron hamatum Secas y lluvias MediaCytheropteron morgani Secas y lluvias Media

Fuente: Machain, et al., 1991.

Continuación Tabla IV.2.2.10 Crustáceos Ostrácodos.Phylum: Arthropoda

AbundanciaClase: OstracodaNombre científico Estacionalidad

Cytheropteron yorktownensis Secas y lluvias MediaCytherura mollis Secas y lluvias Media

Cytherura pseudostriata Secas y lluvias MediaCytherura sablensis Secas y lluvias MediaCytherura sandbergi Secas y lluvias Baja

Cytherura sp A Secas y lluvias BajaCytherura sp B Secas y lluvias BajaCytherura sp C Secas y lluvias BajaCytherura sp D Secas y lluvias Baja

Copytus spp Secas y lluvias BajaEchinocythereis spinireticulata Secas y lluvias Baja


I

Echinocythereis sp 1 Secas y lluvias BajaEucytehre triangulata Secas y lluvias Media

Henryhowella asperrima Secas y lluvias MediaHulingsina tuberculata Secas y lluvias Media

Jonesia simplex Secas y lluvias MediaJugossocythereis pannosa Secas y lluvias Media

Krithe spp Secas y lluvias AltaLoxoconcha moralesi Secas y lluvias Alta

Loxoconcha sp A Secas y lluvias MediaLoxoconcha sp B Secas y lluvias BajaLoxoconcha sp C Secas y lluvias Baja

Loxocorniculum postdorsoalata Secas y lluvias MediaLoxocorniculum tricornatum Secas y lluvias Media

Macrocyprina skenneri Secas y lluvias MediaMacrocypris spp Secas y lluvias Baja



AbundanciaClase: OstracodaNombre científico EstacionalidadMalzella floridana Secas y lluvias Media

Megacythere johnsoni Secas y lluvias MediaMonoceratinia spp Secas y lluvias Baja

Munseyella bermudezi louisianensis Secas y lluvias MediaNeocytherideis cylindrica Secas y lluvias Media

Neomonoceratina mediterranea Secas y lluvias AltaOcultocythereis spp Secas y lluvias BajaOrionina serrulata Secas y lluvias BajaParacypris sp A Secas y lluvias Baja

Paracytheridae stephensoni Secas y lluvias AltaParacythereidae texana Secas y lluvias Alta


I

Paradoxostoma ensiforme Secas y lluvias BajaParadoxostoma spp Secas y lluvias Baja

Parakrithe alta Secas y lluvias BajaPelluscistoma magniventra Secas y lluvias Alta

Phlytocythere spp Secas y lluvias BajaPeratocytheridae spp Secas y lluvias BajaPropontocypris sp A Secas y lluvias Media

Propontocythere sp B Secas y lluvias MediaProteoconcha spp Secas y lluvias Media

Pseudopsammaocythere vicksbugensis Secas y lluvias MediaPolycope spp Secas y lluvias Media

Pterigocythereis alophia Secas y lluvias AltaPterigocythereis inexpectata Secas y lluvias Alta

Pterigocythereis sp 1 Secas y lluvias BajaPuriana convoluta Secas y lluvias Media



AbundanciaClase: OstracodaNombre científico Estacionalidad

Puriana krutaki Secas y lluvias MediaPuriana mathewsi Secas y lluvias Media

Quadracythere producta Secas y lluvias MediaSchlerochilus spp Secas y lluvias Media

Tanella gracilis Secas y lluvias MediaTriangulocypris laeva Secas y lluvias MediaXestoleberis rigsby Secas y lluvias MediaXestolebereis sp B Secas y lluvias Media


Áreas de Reproducción.


I

Se cuenta con registros de un total de 3 102 larvas de Solenocera vioscai, correspondientes a los estadios larvarios de Protozoea, Mysis y Poslarva. Su importancia radica en que las larvas se dispersan de los sitios de origen o áreas de desove debido al transporte ocasionado por las corrientes marinas, posteriormente pueden incorporarse a los sitios de distribución de los organismos adultos y realizar el reclutamiento que es un proceso esencial para la continuidad de la población.

Solenocera vioscai, presenta un patrón de dispersión circular, que tiene su origen en el área de desove de los organismos adultos frente al sistema Grijalva-Usumacinta y Boca del Carmen en la plataforma media y externa, sitio en el cual las hembras expulsan sus huevecillos al medio marino, donde estos son transportados por las corrientes dominantes y diseminados en gran parte del área de estudio. Posteriormente los huevecillos eclosionan y dan origen a una larva conocida como nauplio, fase larval que en gran medida es dependiente de las corrientes marinas.

Conforme estas larvas son dispersadas, se trasforman en una protozoea y aquellas que tienen suerte de ser acarreadas a sitios más favorables se trasforman en una larva conocida como mysis, la cual da origen a poslarvas (Gómez-Ponce, 1997).

Tabla IV.2.2.11 Larvas del Crustáceo Solenocera Vioscai.

Estadio larval Secas Lluvias Nortes

Protozoea 250 771 568

Mysis 86 860 465

Poslarvas 33 58 11

Total 369 1 689 1 044

Fuente: Gómez-Ponce, 1997.

Ø Moluscos.

Dentro de los integrantes de la fauna béntica, los moluscos son uno de los grupos de invertebrados más importantes, junto con


I

los poliquetos y crustáceos. Son generalmente abundantes, en densidad y biomasa, y bien distribuidos. En ocasiones se les asocia con aspectos de perturbación ambiental dado que algunas de sus especies han sido registradas como bioindicadoras; de hecho es quizá, después de los poliquetos, el grupo más resistente. La importancia de este grupo involucra aspectos que van desde el punto de vista filogenético, ecológico, medicinal, artístico y hasta el económico, ya que representa un importante potencial pesquero en el Golfo de México (García-Cubas, 1991).

Especies Dominantes.

Dentro de la Clase Bivalva, las especies dominantes son Corbula barrattiana, Varicorbula operculata, Nuculana concentrica, Abra aequalis, Chione (Ch.) intapurpurea y Chione (Lirophora) latilirata (Tabla 1.2.2.9). Especies típicas de ambientes netamente marinos son Chione (Chione) intapurpurea, Ch. (Lirophora) latilirata y Mercenaria campechiensis. Dentro de la Clase Gasteropoda las especies dominantes son: Marginella lavalleeana, Natica pusilla, Olivella dealbata, O. (Niteoliva) minuta, Strombus alatus, Dentalium rebeccaense, su estacionalidad se presenta en la Tabla IV.2.2.12. Cabe destacar que Melanella jamaicensis tiene cierta influencia dulceacuícola. En el caso de los moluscos escafópodos, la especie Dentalium rebeccaense presenta la mayor abundancia y se presenta en el período de secas (Tabla IV.2.2.12).

Tabla IV.2.2.12 Moluscos Bivalvos.Phylum: Mollusca

Estacionalidad AbundanciaClase: BivalviaFamilia Nombre científico

CorbulidaeCorbula barrattiana Secas Alta

Varicorbula operculata Secas Alta

CuspidariidaeCardiomya perrostrata Secas Media

Cuspidaria jeffreysi Secas BajaCuspidaria obesa Secas Baja

Lasaeidae Aligena spp Secas Media

NuculidaeNucula proxima Secas MediaNuculana acuta Secas Media

NuculanidaeNuculana carpenteri Secas Media

Nuculana concentrica Secas AltaYoldia selenoides Secas Baja


I

Pectinidae

Aequipecten glyptus Secas y nortes BajaAmusium papyraceum Secas y nortes Baja

Argopecten gibbus Secas y nortes BajaCyclopecten nanus Secas Baja

Pecten ravenelli Secas BajaPropeamussium holmesii Secas Media

Poromyidae Poromya rostrata Secas BajaSemelidae Abra aequalis Secas Alta

Veneridae

Chione (Chione) intapurpurea

Secas y nortes Alta

Chione (Lirophora) latilirata Secas y nortes AltaCyclinella tenuis Secas Baja

Macrocallista maculata Secas MediaMercenaria campechiensis Secas, nortes y lluvias Baja

Verticordiidae Verticordia ornata Secas BajaSolecurtidae Tagelus divisus Lluvias y nortes Baja

Fuente: Aguilar-Sosa, 1993 y Vázquez-Bader, 1996.

Tabla IV.2.2.13 Moluscos Gastrópodos.Phylum: Mollusca

Estacionalidad AbundanciaClase: GastropodaFamilia Nombre científico

Acteonidae Acteon punctostriatus Secas BajaAtlantidae Atlanta peronii Secas Baja

CerithiidaeDiastoma varium Secas Media

Finella dubia Secas Media

ColumbellidaeNassarius scissuratus Secas Media

Nassarius spp Secas BajaMitrella verrillii Secas Baja

ConidaeConus austini Secas y nortes BajaConus spp Secas, nortes y lluvias Media

Cylichnae Scaphander watsoni Secas Baja


I

Cuvieridae

Cavolinia longirostris Secas MediaCavolinia tridentata Secas BajaCavolinia uncinata Secas Baja

Creseis acicula Secas BajaDiacria quadridentata Secas Media

Haminoeidae Atys sandersoni Secas Media

MarginellinaeMarginella aureocincta Secas MediaMarginella eburneola Secas Baja

Marginella lavalleeana Secas AltaMelanellidae Melanella jamaicensis Secas Baja

MelongenidaeBusycon (S.) contrarium Secas, nortes y lluvias BajaBusycon (S.) perversum Nortes y lluvias BajaBusycon (F.) spiratum Secas y lluvias Baja

Muricidae Siratus beauii Secas, nortes y lluvias Baja

NaticidaeNatica pusilla Secas Alta

Polinices hepaticus Secas BajaFuente: López, 1993; Vázquez-Bader, 1996 y González-Macías, 1997.

Continuación Tabla IV.2.2.13 Moluscos Gastrópodos.

CPhylum: MolluscaEstacionalidad AbundanciaClase: Gastropoda


OlividaeOlivella dealbata Secas Alta

Olivella (Niteoliva) minuta Secas, nortes y lluvias MediaOlivella spp Secas Media

PyramidellidaePyramidella spp Secas Baja

Turbonilla interrupta Secas BajaRetusidae Pyrunculus caelatus Secas Media

Ringiculidae Ringicula semistriata Secas BajaStrombidae Strombus alatus Secas y lluvias Alta

TerebridaeTerebra arcas Secas Media

Terebra concava Secas Bajafile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (237 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

Tonnidae Tonna galea Secas, nortes y lluvias BajaTurbinellidae Turbinella angulata Secas, nortes y lluvias Baja

Turridae

Bellaspira spp Secas BajaDrillia pharcida Secas Baja

Mangelia sagena Secas BajaMicrodrillia comatotropis Secas BajaNanodiella vespuciana Secas Baja

Pleurotomella spp Secas BajaPolystira albida Secas, nortes y lluvias Baja

Voluthidae Scaphella (Aurinia) dubia Secas y nortes Media

VolvulellaeVolvulella persimilis Secas BajaVolvulella taxasiana Secas Baja

Fuente: López, 1993; Vázquez-Bader, 1996 y González-Macías, 1997.

Tabla IV.2.2.14 Moluscos Escafópodos.

Phylum: Mollusca

Clase: Scaphopoda

Familia Nombre Científico Estacionalidad Abundancia

DentaliidaeDentalium ceratum Secas Baja

Dentalium occidentale Secas BajaDentalium rebeccaense Secas Media

Siphonodentaliidae Cadulus alongatus Secas BajaFuente: López, 1993.

Ø Cnidarios.

Únicamente se han registrado dos especies con abundancia poco significativa, la primera es para las temporadas de “Nortes-Secas” y la segunda para “Nortes-Lluvias” (Tabla 1.2.2.12).

Tabla IV.2.2.15 Cnidarios.


I

Phylum: Cnidaria

Clase: Anthozoa

Familia Nombre científico Estacionalidad Abundancia

Kophobelemon tenue Nortes y Secas BajaPolycladidae Renilla reniformis Nortes y LLuvias Baja


Ø Equinodermos.

Existen 5 especies de equinodermos registrados, de las cuales Luidia clathrata es la especie dominante y se presenta en las tres temporadas climáticas (Tabla IV.2.2.16).

Tabla IV.2.2.16 Equinodermos.

Phylum: Echinodermata

Clase: AsteroideaFamilia Nombre Científico Estacionalidad Abundancia

Astropectinidae Astropecten duplicatusSecas, Nortes y

LluviasMedia

Luidia clathrataSecas, LLuvias y

NortesAlta

Tethyaster grandisSecas, Lluvias y

NortesBaja

BrissidaeBrissopsis alongata

elongataSecas y lluvias Baja

Mellitidae Encope michelini Secas BajaFuente: Vázquez-Bader, 1996.

Ø Nemátodos.

En el meiobentos, los nemátodos son casi siempre el grupo más importante en abundancia, pues representan el 80% de la fauna, se les encuentra desde la zona intermareal hasta las profundidades abisales (de Jesús-Navarrete, 1993). Este mismo autor menciona que cualquier evaluación de la comunidad es incompleta si la fauna nematológica no es tomada en consideración, ya que juega un papel muy importante en la salud del fondo del mar participando activamente en la


I

dinámica béntica, además de contar con alta diversidad, tiempos de generación cortos, marcada ubicuidad y su estrecha relación con el sedimento (Gold y Herrera, 1996).Existen 107 registros para este grupo, la mayoría son al nivel taxonómico de género y todos en la temporada de “Nortes”, en los cuales los más abundantes y dominantes son: Cheironchus, Chromadorella, Dorylaimopsis, Elzalia, Halaimus longicaudatus, Halaimus gracilis, Halaimus isaishikovi, Microlaimidae paracomesoma, Ptycholaimellus, Sabatieria, Spirina, Steneridorea, Terschellingia, Terschellingia sp. A y Xylide (de Jesús-Navarrete, 1989) (Tabla IV.2.2.17).

Tabla IV.2.2.17 Nemátodos.

Phylum: Nematoda

AbundanciaNombre científico Estacionalidad

Acantholaimus Nortes BajaActionema Nortes Baja

Adoncholaimus Nortes BajaAdoncholaimus sp A Nortes Baja

Aegialoalaimus Nortes BajaAmmotheristus Nortes Baja

Aponema Nortes BajaBeldolla Nortes Baja

Calomicrolaimus Nortes BajaCamacolaimus Nortes BajaCampylaimus Nortes BajaCheironchus Nortes Alta

Chromadorida Nortes BajaChromadorella Nortes MediaChromaspirina Nortes Baja

Cobbia Nortes BajaComesoma Nortes Baja

Cyatholaimidae Nortes BajaCyatholaimus Nortes Media

Fuente: de Jesús-Navarrete, 1989.

Continuación Tabla IV.2.2.17 Nemátodos.


I

Phylum: NematodaAbundancia

Nombre científico EstacionalidadChromaspirina sp B Nortes Baja

Chromadorina Nortes BajaDaptonema Nortes BajaDemonema Nortes Baja

Desmodoridae Nortes BajaDichromadores Nortes Baja

Didelta Nortes BajaDiplopeltoides Nortes BajaDiplopeltula Nortes Baja

Dorylaimopsis Nortes Alta

Draconema Nortes BajaElzalia Nortes Media

Epacanthion Nortes BajaFiloncholaimus Nortes BajaGammarinema Nortes BajaGnomoxyala Nortes Baja

Halaimus longicaudatus

Nortes Media

Halaimus gracilis Nortes MediaHalaimus isaishikovi Nortes Media

Halanonchus Nortes BajaHypodontolaimus Nortes Media

Laimella Nortes BajaLatronema Nortes Baja

Linhomoeidae sp A Nortes BajaLinhomoeidae sp C Nortes Baja

Linhystera Nortes BajaFuente: de Jesús-Navarrete, 1989.



I

Phylum: Nematoda


Marylinia Nortes BajaMesacanthion Nortes Baja

Metacomesoma Nortes BajaMetadasynemella Nortes Baja

Microlaimidae Nortes AltaMolgolaimus Nortes Baja

Monhysterida sp A Nortes BajaMonhysterida sp B Nortes BajaMonhysterida sp C Nortes BajaMonhysterida sp D Nortes Baja

Nemanema Nortes BajaNeochromadora Nortes BajaNeotonchoides Nortes BajaOncholaimus Nortes BajaOncholaimus

skawensisNortes Baja

Oxistomina asetosa Nortes BajaOxistomina elongata Nortes Baja

Parachromadorita Nortes BajaParacomesoma Nortes AltaParalinhomoeus Nortes Baja

Paramesacanthion Nortes BajaParamonhystera Nortes Media

Parasphaerolaimus Nortes BajaParadonthopora Nortes Baja

Phanosermatidae Nortes BajaPierrickia Nortes Baja

Fuente: de Jesús-Navarrete, 1989.


I


Phylum: NematodaAbundancia

Nombre científico EstacionalidadPomponema Nortes Baja

Paralongicyatholaimus Nortes BajaProcamacolaimus Nortes BajaProchaetosoma Nortes BajaProchromadora Nortes BajaPromonhystera Nortes Baja

Pselionema Nortes BajaPtycholaimellus Nortes Alta

Pseusolella Nortes BajaPraeacanthonchus Nortes Baja

Retrotheristus Nortes BajaSabatieria Nortes AltaSacptrella Nortes Baja

Setoplectus Nortes BajaSelachinematidae Nortes Baja

Siphonolaimus Nortes BajaSiphonolaimidae Nortes BajaSphaerolaimus Nortes BajaSpilophorella Nortes Baja

Spirina Nortes AltaSteineridorea Nortes AltaSyringolaimus Nortes BajaTerschellingia Nortes Alta

Terschellingia sp A Nortes MediaThalassironus Nortes Alta

Theristus Nortes BajaFuente: de Jesús-Navarrete, 1989.



I

Phylum: Nematoda


Thorascostomopsidae Nortes BajaTrichotheristus Nortes Baja

Tricoma Nortes BajaValvaelaimus Nortes BajaVasostoma Nortes Media

Viscosia abysorum Nortes MediaViscosia alegans Nortes MediaViscosia glabra Nortes MediaViscosia sp A Nortes Media

Xyalide Nortes MediaFuente: de Jesús-Navarrete, 1989.

Ø Nemertinos.

El género Cerebratulus se presenta en las épocas de “Nortes-Lluvias”, presentando baja abundancia (González-Macías, 1997) (Tabla IV.2.2.18 Nemertinos).

Tabla IV.2.2.18 Nemertinos.

Phylum: Nemertinea

Clase: Anopla

Especie Estacionalidad AbundanciaCerebratulus spp. Nortes y LLuvias Baja


Ø Sipuncúlidos. La única especie reportada es Microura leidy, la cual se presenta en lluvias y es muy abundante (Tabla IV.2.2.19).

Tabla IV.2.2.19 Sipuncúlidos.


I

Phylum: Sipuncula Especie Estacionalidad Abundancia

Microura leidyi LLuvias AltaFuente: González-Macías, 1997.

Ø Peces.

La alta riqueza específica de los recursos pesqueros y diversidad ecológica del área de estudio está en relación con la diversidad de hábitats de la zona costera de la región, de tal forma el 75% de las especies ictiológicas dominantes dependen de los sistemas lagunares estuarinos, ya que los procesos ecológicos costeros son de gran importancia en la regulación de los ciclos de vida de las especies explotadas (Yañez-Arancibia, et al., 1994). Diversos estudios sugieren la existencia de patrones de migración o colonización de los hábitats costeros y numerosas interacciones entre los peces de la plataforma continental y los ecosistemas de aguas protegidas. Los peces en su mayor parte demersales, muestran las siguientes tendencias: a) Especies dependientes estuarinas.- Son aquellas que utilizan de alguna manera los estuarios y se definen tres patrones principales:- Se encuentran preferentemente en plataforma continental, pero utilizan lagunas y estuarios como áreas de alimentación y crianza: Harengula jaguana (sardina del golfo) y Synodus foetens (pez chile).- Se encuentran estacionalmente en plataforma, con parte del ciclo vital en lagunas, donde crecen y se alimentan: Cetengraulis edentulus (anchoveta), Stellifer colonensis y S. lanceolatus (corvinetas).- Son especies ocasionales con baja frecuencia en plataforma y gran parte de su ciclo de vida lo pasan en el interior de la laguna: Urolophus jamaicensis (raya) y Bairdeiella chrysoura (corvina). Especies relacionadas con los estuarios, pero no dependientes: Se encuentran permanentemente en la plataforma continental sin fluctuaciones evidentes: Syacium gunteri (lenguado), Priacanthus arenarius (ojón), Trachurus latham (chicharito). Presentan migraciones estacionales: Lutjanus campechanus (huachinango), Pristipomoides macrophthalmus. Especies ocasionales en la plataforma sin un patrón definido: Lagodon rhomboides (xlavita) y Aluterus monoceros (lija)


I

(Yañez-Arancibia, 1994). De esta manera, la composición ictiológica registrada en la zona de estudio ha sumado un total de 39 especies, pertenecientes a 24 familias, siendo las dominantes: Ophistonema oglinum, Synodus foetens, Bagre marinus, Priacanthus arenatus, Trachurus lathami, Selene setapinnis, Chloroscombrus chrysurus, Lutjanus sygranis, Eucinostomus argentus, Stenomus caprinus, Cynoscion mothus, Upeneus parvus y Syacium gunteri (Tabla IV.2.2.20).

Tabla IV.2.2.20 Diversidad Ictiológica.


Familia Nombre científicoCarcharhinidae Carcharhinus spp Lluvias Baja

Rajidae Raja texana Lluvias Baja

ClupeidaeHarengula jaguana Lluvias Baja

Opisthonema oglinum Lluvias AltaEngraulidae Anchoa hepsetus hepsetus Lluvias Baja

SynodontidaeSynodus foetens Lluvias Alta

Saurida brasiliensis Lluvias BajaArius felis Lluvias Baja

Ariidae Bagre marinus Lluvias AltaOgcocephalidae Halieutichthys aculleatus Lluvias Baja

ScorpaenidaeScorpaena calcarata Lluvias Baja

Scorpaena brasiliensis Lluvias Baja

TriglidaePrionotus punctatus beani Lluvias Baja

Prionotus stearensi Lluvias Baja

SerranidaeSerranus atrobranchus Lluvias BajaEpinephelus niveatus Lluvias Baja

PriacanthidaePriacanthus arenatus Lluvias Alta

Pristigenis altus Lluvias Media

CarangidaeTrachurus lathami Lluvias AltaSelene setapinnis Lluvias Alta

Chloroscombrus chrysurus Lluvias Altafile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (246 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

LutjanidaePristipomoides macrophthalmus

Lluvias Media

Lutjanus campechanus Lluvias BajaFuente: Yañez-Arancibia et al., 1994; basado de Yañez-Arancibia et al., 1986.

Continuación Tabla IV.2.2.20 Diversidad Ictiológica.

Phylum: Chordata

Estacionalidad AbundanciaClase: Piscis


Lutjanidae Lutjanus sygranis Lluvias Alta

GerreidaeEucinostomus gula Lluvias Baja

Eucinostomus argenteus Lluvias Alta

Sparidae Stenomus caprinus Lluvias Alta

Sciaenidae Cynoscion nothus Lluvias Alta

Mullidae Upeneus parvus Lluvias Alta

Polynemidae Polydactylus octonemus Lluvias Baja

Stromateidae Peprilus paru Lluvias Baja

Bothidae

Syacium gunteri Lluvias Alta

Cyclopsetta fimbriata Lluvias Baja

Cyclopsetta chittendeni Lluvias Baja

Cytharichthys spiolopterus Lluvias Baja

Soleidae Gymnachirus nudus Lluvias Baja

Balistidae Balistes capriscus Lluvias Baja

Monacanthidae Aluterus schoepfli Lluvias Baja

Tetraodonthidae Lagocephalus laevigatus Lluvias BajaFuente: Yañez-Arancibia et al., 1994; basado de Yañez-Arancibia et al., 1986.


I

Estacionalidad. La mayoría de las especies (80) se presentan en las temporadas de “Secas” y “Lluvias”, mientras que 41 especies sólo lo hacen durante la temporada de “Secas” y 21 en la de “Lluvias”. En general, se da una disminución en abundancia de las especies dominantes durante la época de secas, lo cual parece relacionarse con las presencia de condiciones más severas durante dicha época; sin embargo, especies como Cossura delta con un comportamiento oportunista que toma ventaja de la disminución en abundancia de las demás especies para desarrollarse y aumentar su abundancia en dichas condiciones (Granados-Barba, 1994; en proceso). Zonas de Reproducción. En general no existen estudios específicos que hayan sido enfocados a determinar zonas de reproducción de este tipo de invertebrados en la zona de estudio. Lo que si se sabe es que aprovechan la época favorable para dispersarse, lo cual puede ocurrir al inicio de las lluvias. Especies de Valor Comercial.

De acuerdo al Atlas Pesquero de México (1994), cinco especies de crustáceos, nueve de peces y una de moluscos representan importancia comercial para México, las cuales se enlistan en la Tabla IV.2.2.21.

Tabla IV.2.2.21 Fauna de Importancia Comercial.

Grupo Nombre Científico Nombre Común

Crustáceos

Penaeus aztecus Camarón café

Penaeus duorarum Camarón rosado

Penaeus setiferus Camarón blanco

Callinectes sapidus Jaiba azul

Callinectes similis Jaiba azul

Arius felis Bagre


I

Peces

Carcharhinus spp. Cazón

Cynoscion nothus Trucha de mar

Raja texana Raya

Bagre marinus Bagre bandera

Epinephelus niveatus Cherna pintada

Harengula jaguana Sardina

Lutjanus campechanus Huachinango o pargo del Golfo

Lutjanus synagris Pargo

Eucinostomus gula Mojarrita

Cynoscion nothus Trucha plateada o curvina

Scyacium gunteri Lenguado de playa

Cyclopsetta chittendeni Lenguado aleta manchada

Moluscos Busycon perversum Busicón relámpagoFuente: Secretaría de Pesca, 1994.

Especies de Interés Cinegético.

Existen algunas especies que se emplean para la pesca deportiva, las cuales se muestran en la Tabla IV.2.2.22, destacando por preferencia a Lutjanus campechanus (Huachinango).

Tabla IV.2.2.22 Fauna de Interés Cinegético.

Grupo Nombre científico Nombre común

Peces

Carcharhinus spp. Cazón

Ephinepelus nireatus MeroLutjanus campechanus Huachinango

Lutjanus viridis Pargo del golfo Fuente: Secretaría de Pesca, 1994.

Ø Aves.


I

Las aves están representadas principalmente por especies migratorias y costeras que en su recorrido pasan por la zona del proyecto como ejemplo se pueden mencionar golondrinas (Sterna maxima, S. caspi y S. hirundo), pelícanos (Pelecanus arithrorinchus y P. occidentalis), gaviotas (Larus atricilla y L. argenteus), fragatas (Fregata magnifecent); playeros (Calidris sp y Limnodomus grisaseus), entre otras especies (Peterson, 1994). La zona marina ocupada por las plataformas petroleras, se encuentra dentro de la ruta migratoria de diversas aves marinas, por lo que es común observarlas posando sobre sus estructuras.

Ø Reptiles.

Para el área del proyecto se reportan cinco especies de tortugas marinas, las cuales utilizan el área como una zona de tránsito para llegar a las playas de anidación y hacia Cayo Arcas para alimentarse, estas especies son: Tortuga de Carey (Eretmochelys imbricata), Tortuga Laúd (Dermochelys coriacea), Tortuga Blanca (Dermatemys mawii), Tortuga Lora (Lepidochelys kempii) y la Tortuga Cahuama (Caretta caretta), esta última considerada como endémica para el Golfo de México. Las tortugas marinas por sus hábitos reproductivos y alimenticios son especies muy sensibles a cambios en el ambiente y a la explotación excesiva.

Es importante señalar que las costas de la Sonda de Campeche son utilizadas por estas especies como zonas de reproducción, desove y alimentación. En la siguiente figura se presentan las mayores anidaciones de la Tortuga Carey y Blanca se presentan durante los meses de abril a agosto (Marquez, 1996).

Figura IV.2.2.2. Zonas de Anidación de Tortugas Carey y Blanca.


I

Ø Mamíferos Marinos.

Los mamíferos sólo se presentan migratoriamente en la zona de estudio, ya que se distribuyen a lo largo de la Sonda de Campeche. Los más comunes en la zona son los delfines tursiones, destacando la especie Tursiops truncatus, y con menor abundancia Stenella plagiodon y Delphinus spp., además de contar con algunos avistamientos del rorcual Balaenoptera edeni y de la ballena jorobada Megaptera novaengliae (Tabla IV.2.2.23).

Tabla IV.2.2.23 Mamíferos Marinos.

Phylum: Mammalia

AbundanciaEspecie Estacionalidad

Tursiops truncatus Secas y Lluvias MediaStenella plagiodon Secas y Lluvias Baja

Delphinus spp. Secas y Lluvias BajaBalaenoptera edeni Secas y Lluvias Baja

Megaptera novaengliae Secas y Lluvias Baja Fuente: Delgado, 1991.

Especies Amenazadas o en Peligro de Extinción.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (251 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

Únicamente la ballena jorobada (Megaptera novaengliae) se encuentra sujeta a protección especial, las demás especies de mamíferos encontradas en el área de estudio no caen dentro de las categorías de especies endémicas, amenazadas, raras, en peligro de extinción y sujetas a protección especial de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001.

Dentro de la zona de estudio se encuentran registradas cinco tipos de tortugas marinas: Eretmochelys imbricata (tortuga de Carey), Dermochelys coriacea (tortuga Laúd), Chelonia mydas (tortuga Blanca), Lepidochelys kempii (tortuga lora) y Caretta caretta (cahuama) (Márquez y Fritts, 1983; Escanero et al., 1990, Guzmán, 1996). Todas estas especies, están catalogadas como especies en peligro de extinción de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001. Es importante destacar que estas especies utilizan el área de plataformas únicamente como zona de transito para llegar a las playas de anidación, por lo que su estancia en estas áreas es transitoria; ver Figura IV.2.2.2 Zonas de Anidación de Tortugas Carey y Blanca.

C.2) Proporcionar Nombres Científicos y Comunes y destacar aquellas que se encuentren en estado de conservación según la NOM-059-ECOL-2001, en veda, en calendario cinegético o que sean especies indicadoras de la calidad del ambiente y CITES. Para la determinación de especies de fauna que se encuentran en peligro de extinción en el área del proyecto, se consultó la norma oficial Mexicana NOM-059-ECOL-2001, la cual agrupa y determina especies y subespecies de flora, fauna silvestre y acuática en peligro de extinción, amenazadas, raras, endémicas o sujetas a protección ambiental. En la Tabla IV.2.2.24 se indican las especies vulnerables para el área del proyecto, con base en la NOM-059-ECOL-2001. La mayoría de las especies se encuentran amenazadas en forma directa principalmente por la afectación y modificación de su hábitat.

Tabla IV.2.2.24 Número de Especies Catalogadas Bajo Estatus

de Protección Según la NOM-059-ECOL-2001.

Clase Nombre científico Nombre comúnCategoría

Chelonia mydas Tortuga blanca Peligro de extinción

Eretmochelys imbricata Tortuga de Carey Peligro de extinción


I

Reptiles Lepidochelys kempii Tortuga lora Peligro de extinción

Dermochelys coriacea Tortuga laúd Peligro de extinción

Caretta caretta Tortuga Cahuama Peligro de extinción

Fuente: NOM-159-ECOL-2001.

Vedas

El área de desarrollo del proyecto es un área determinada para las actividades de Pemex; su uso es exclusivo de explotación de hidrocarburos, por lo que se prohiben las actividades de pesca y cualquier otra diferente a la actividad petrolera.

Para las especies de moluscos (caracol y pulpo) no se presentan ambientes favorables para el desarrollo de estos organismos dentro del área del proyecto; debido a que la profundidad es de 70 m aproximadamente.

Se establecen criterios de veda de camarones basados en la ley NOM-002-PESC-1993, que establece los periodos de veda de las especies de camarón en aguas de jurisdicción federal de los Estados Unidos Mexicanos

Se establecen los criterios de veda para especies de pulpo de las aguas de jurisdicción basándose en la NOM-008-PESC-1993, para aguas de jurisdicción federal del Golfo de México y Mar Caribe.

Se establecen criterios de veda para las especies de caracol basados en la NOM- 008-PESC-1993, en aguas de jurisdicción federal de los Estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán.

Se establecen criterios de veda para la pesca de lisa, liseta o lebrancha basados en la NOM-016-PESC-1995. En aguas de jurisdicción federal del Océano Pacifico, incluyendo Golfo de California, Golfo de México y Mar Caribe (SEMARNAT, 1999).

Se debe mencionar que en esta área de estudio por definición son aplicables la normatividad mexicana, referente a pesca y a normatividad vedas, pero estas no son aplicadas dentro de la zona ya que no se permiten otras actividades a barcos, diferentes de las petroleras.

C.3) Abundancia, distribución, densidad relativa y temporadas de reproducción de las especies en riesgo o de especial relevancia que existan en el área de estudio del proyecto. En el área del proyecto las actividades normales no ponen en riesgo el tránsito de las especies protegidas de tortugas; es importante detacar que en estas áreas no se permite la pesca dentro de la zona reservada para explotación


I

y exploración de PEMEX; cabe destacar que el área donde anidan las especies de tortugas son temporales. Existen dos campamentos tortugeros en el Estado de Campeche que son Isla Aguada e Isla Del Carmen; donde los periodos de anidación de las tortugas carey y blanca, son de abril a octubre. En la Isla Aguada existen 330 nidos protegidos para la tortuga blanca y 435 para la tortuga de carey; mientras que en la Isla del Carmen existen 116 nidos protegidos para la tortuga blanca y 218 para la tortuga de carey (SEMARNAT, Instituto Nacional de Pesca; 1999).

C.4) Localización en cartografía a escala 1: 20 000 de los principales sitios de distribución de las poblaciones de las especies en riesgo presentes en el área de interés. Destacar la existencia de zonas de reproducción y/o alimentación. El área de desarrollo del proyecto se considera como “zonas de tránsito” hacia las áreas de reproducción de quelonios, en las costas de Ciudad del Carmen y Campeche.

Los sitios que son utilizados como zonas de reproducción son las costas, pero éstas se encuentran fuera del área de desarrollo del proyecto y como se menciono con anterioridad las actividades normales del desarrollo del proyecto no afectarán a estos organismos (Ver Figura IV.2.2.2. Zonas de anidación de Tortugas Carey y Blanca).

C.5) Especies de valor científico, comercial, estético, cultural y para autoconsumo.

En la Sonda de Campeche la explotación pesquera es una actividad importante en el ámbito regional el camarón, jurel y robalo son los principales recursos capturados desde hace tiempo.

El grupo más productivo es el de los crustáceos como los camarones (Farfantepenaeus aztecus, Farfantepenaeus duorarum, Litopenaeus setiferus y Xiphopenaeus kroyeri). La especie conocida como bandera (Bagre marinus), se encuentra dentro de las de mayor producción para Cd. del Carmen, así como el Balah (Dasyatis brevis) y la Jaiba (Callinectes sapidus) (SEMARNAT 1999). Las especies de importancia comercial en el área del proyecto son principalmente moluscos, crustáceos y peces. En la Tabla IV.2.2.25 se encuentra la lista de especies más representativas.


I

Tabla IV.2.2.25 Listado de Especies Marinas de Interés Comercial.

No. Nombre científico Nombre común1 Seriola dumerili Esmedregal2 Rhomboplites aurorubens Besugo3 Haemulon sciurus Rubia4 Hidrolagus colliei Ratón5 Lutjanus campechanus Huachinango del Golfo6 Centropomus parallelus Chucumite7 Lutjanus synagris Villajaiba

Continuación Tabla IV.2.2.25 Listado de Especies Marinas de Interés Comercial.

No. Nombre científico Nombre común8 Diapterus olisthostomus Mojarra blanca9 Epinephelus itajara Cherna10 Trachynotus marginatus Pampano11 Caranx crysos Cojinuda12 Mujil cephalus Lisa13 Caranx hippos Jurel14 Lobotes surinamensis Chopa15 Bagre marinus Bagre bandera16 Dasyatis brevis Balah17 Carcharhinus brevipinna Tiburón jaquetón18 Centropomus undecimalis Robalo blanco19 Sciaenops ocellata Corvina20 Scomberomorus cavalla Peto o carito21 Scomberomorus maculatus Sierra22 Rhizoprionodon terranovae Cazón de ley23 Archosargus probatocephalos Sargo24 Sarda sarda Bonito25 Xiphopenaeus kroyeri Camarón siete barbas26 Farfantepenaeus aztecus Camarón Café27 Litopenaeus setiferus Camarón blanco28 Farfantepenaeus duorarum Camarón rosado29 Callinectes sapidus Jaiba azul

Fuente: SEMARNAT, 1999.

Es importante mencionar que el área donde se ubica el proyecto no se practica la actividad pesquera, por lo que la realización de este proyecto no implica alguna afectación para la actividad pesquera.


I

D) Formaciones coralinas. De los arrecifes profundos (> 60 m de profundidad) no se tiene información, debido a que éstos se encuentran como parte del sustrato del piso marino, debido a que son ecosistemas muertos que hace años estuvieron cerca de la superficie debido al abatimiento del nivel del mar (Transgresión Holocénica; Neumann y Macintyre, 1985), como sucede en el área del proyecto.

En el Banco de Campeche los corales hermatípicos más predominantes son del género Acropora, Montastrea y Diplora. De acuerdo con el trabajo realizado a bordo del DVS “Boa Canopus” para este estudio, (embarcación que da servicio de mantenimiento a las tuberías submarinas de PEP, región Marina Noreste del 2 al 3 de agosto de 1996), y de acuerdo con las observaciones realizadas en la Sonda de Campeche las estructuras detectadas en el estudio geofísico como corales y consideradas por su extensión como una comunidad arrecifal, en realidad son estructuras inertes, es decir, sin vida, cuya composición es básicamente calcárea, pudiendo tratarse de corales fósiles, lo que permitiría especular sobre su origen y desarrollo ulterior basándose en que estos fueron incapaces de mantener una tasa de crecimiento lo suficientemente elevada, que permitiera compensar la velocidad de ascenso del nivel del mar durante la transgresión Holocénica, quedando como arrecifes sumergidos (Neumann y Macintyre, 1985). Aunque en la Sonda de Campeche existe una gran cantidad de sedimentos carbonatados, y podría pensarse en que éstos son la base para el desarrollo coralino y a pesar de que la tasa de recolonización está controlada por la coincidencia de un flujo de alcance y velocidad adecuadas desde la plataforma de Campeche hasta Veracruz que favorece el transporte de larvas en un tiempo adecuado a su capacidad de sobrevivir, los rangos de tolerancia de muchas especies de la biota coralina son muy susceptibles a condiciones extremas donde las aguas dejan de ser claras y oligotróficas aunado a las altas tasas de sedimentación, que afectan a la sobrevivencia de larvas y propágulos recién implantados, que por su reducida talla pueden ser eliminados por la dinámica de sedimentos sobre el fondo; además de que como ya se vio en términos generales no existen las circunstancias ambientales para su desarrollo, por si fuera poco los sedimentos encontrados en la zona de estudio, sean cascajos gruesos, grava, arena, cieno o fango, son inherentemente inestables debido a su falta de consolidación cerca de la interfacie sedimento-agua y por lo tanto pueden ser prontamente desplazados por la turbulencia, los agentes biológicos y la gravedad.


I

D.1) Descripción de los Diferentes Tipos de Corales Existentes en el Sitio del Proyecto. Se presentan corales de tipo de estructuras inertes de gran relieve, pero que no se consideran hermatípicos, El intento de crear una definición aplicable e inequívoca y simultáneamente en biología y geología es como intentar una paleoespecie como una especie actual (Vazquez-Gutierrez 1997). A la profundidad del área del proyecto solamente se presentan corales fósiles o bien algunos corales ahermatípicos o gorgonaceos, fauna típica del bentos profundo pero la presencia de estos no son considerados un verdadero arrecife. A falta de poder ejemplificar el desarrollo de los corales fósiles en el área del proyecto se realizará el desarrollo de la fauna acompañante presente en estos corales. Los organismos asociados a los corales fósiles en la zona del proyecto se ubican en la tomada de Vazquez-Gutierrez (1997), con la siguiente taxonomía

Phylum: Porifera Grant, 1836. Clase: Demospongiae Sollas, 1888. Subclase: Ceractinomorpha Lévi, 1953. Orden: Dictyoceratida Minchin, 1900. Familia: Spongiidae Gray, 1867. Género: Ircinia Nardo, 1833. Especie: Ircinia strobilina (Lamarck, 1816).

Ø Ircinia strobilina (Lamarck, 1816).

Es una esponja típicamente con forma de pastel, con 20 cm de alto y 23 de diámetro. Los especímenes largos pueden presentar una ligera depresión en la parte superior, como en este caso que al tratarse de un ejemplar muy pequeño era más alto que ancho. Muchos especímenes son redondeados o con masas expandidas lateralmente. Su superficie es regularmente conulosa, pudiendo presentar conulos muy agudos; sus conulos miden 2 a 15mm de alto y están separados de 5 a 15mm. Presenta ósculos de 4 a 10mm de diámetro, individualmente o en grupos. Su consistencia es dura y su color en vivo es gris negruzco en la parte superior y amarillo grisáceo cerca de la base. Su dermis es gruesa cargada con arena y contiene en mayor proporción a los filamentos.


I

Orden: Haplosclerida Topsent, 1928. Familia: Oceanapidae. Género: Oceanapia Norman, 1869. Ø Oceanapia sp.

Esponja fisular-tubular con paredes de 1 a 2mm de grosor, presenta una abertura apical de 7mm de diámetro y su color es blanco cristalino, de consistencia dura, rígida, superficie lisa y ósculos contraidos. No presenta ectosoma o retículo ectosomal pero esta constituida por una capa de 960mm promedio de grosor de espículas oxeas en empalizada con escasa espongina, se llega a separar por canales subdermales o inhalantes de 360m o menos. Presenta espículas oxeas astadas flexionadas de 214-239m de longitud por 13-15m de diámetro.

Orden: Poecilosclerida Topsent, 1928. Familia: Mycalidae Lundbeck, 1905. Género: Mycale Gray, 1867. Especie: Mycale leavis (Carter, 1881).

Ø Mycale (Mycale) leavis (Carter, 1881).

Es una esponja de incrustación masiva que mide 8 X 5 X 3 cm, su superficie es de lisa a áspera debido a que el esqueleto ectosomal esta ausente en algunos sitios. Tiene pocos ósculos pero los presentes son bastantes amplios (4 mm). Su consistencia es firme pero compresible. Es básicamente color blanco grisáceo. Presenta las siguientes espículas: Microscleras, anisoquelas de medida larga, a menudo en rosetas: 60m; pequeñas anisoquelas palmeadas de 23m de longitud en promedio; sigmas de 32m; subtiloestiles de 378 por 12 y tricodragmas de 60m de longitud por 10m de ancho frecuentemente ordenados en grupos característicos.

Familia: Microcionidae. Género: Thalyseurypon. Especie: Thalyseurypon c.f. conulosa Laubenfels, 1961.

Ø Thalyseurypon c.f. conulosa (Laubenfels, 1961).


I

Este ejemplar se encontró asociado a una ascidia, es de color violeta y es tan delgada la capa que no fue posible observar más que la reticulación y las espículas. Los datos registrados se refieren a una esponja lobular con una longitud máxima de 8 cm y un ancho total de 10 cm, sus lóbulos parcialmente fusionados son de 1 a 2 cm de diámetro y varios centímetros de alto. Su consistencia es compresible pero dura y difícil de romper. Su superficie es fuertemente conulosa, los conulos son de 3 a 6 mm. de largo, frecuentemente de 0, 5 mm de grosor y muchas veces bífidos. Los conulos adyacentes tienen de 2 a 5 mm de separación y son a menudo conectados por surcos gruesos. Posee una cubierta de piel delgada, lisa y desprendible en los conulos y áreas interconulares.

Familia: Clathriidae Hentschel, 1923. Género: Rhaphidophlus Ehlers, 1870. Especie: Rhaphidophlus juniperinus (Lamarck, 1814) .

Ø Rhaphidophlus juniperinus (Lamarck, 1814).

Esponja de forma arbustiva, aunque no forma ramas es de tipo clatrada, es de color rojo en vivo y de consistencia firme no compresible, su superficie es microhispida, tuberculada y los ósculos no son visibles. Su dermis ectosomal es muy fina, compuesta de espongina laxa y estiles delgados sin un arreglo definido. Su coanosoma esta constituido por tractos nodosos formados por espongina compacta, siendo fuertemente plumosos, su diámetro aproximado es de 60 a 180m o más.

Phylum: Cnidaria. Clase: Anthozoa. Subclase: Hexacorallia. Orden: Scleractinia. Suborden: Faviida. Familia: Astrangiidae. Género: Phyllangia. Especie: Phyllangia americana.

Ø Phyllangia americana.


I

Coral incrustante, consistiendo de un cáliz moderadamente largo de 10mm, casi circular y profundo al centro. Septos usualmente prolongados más allá de la pared del cáliz. Trabecula septal simple en un sistema de abanico, levemente inclinada por el eje de divergencia.

Márgenes ligeramente dentados con dentición septal irregular. Coralites unidos por una periteca. Cáliz más profundos que en Astrangia y columnela más rudimentaria (endeble). No es un verdadero constructor arrecifal (ahermatipico).

Phylum: Annelida. Clase: Polychaeta. Subclase: Sedentaria. Orden: Sabellidae. Familia: Serpulidae. Género: Filigrana. Especie: Filograna implexa.

Ø Filograna implexa (Berkeley, 1828). Poliqueto de cuerpo pequeño (5 mm), presenta una corona tentacular con dos grupos de cuatro radiolos cada uno, el más dorsal termina en un opérculo hendido que tapona los tubos finos que habita. Las setas capilares y geniculadas del collar tienen una expansión subdistal dentada y las notosetas torácicas incluyen capilares limbados y setas finamente dentadas. Se observan uncinos torácicos con un diente principal y de 2 a 5.

D.2). Distribución y Estructura de los Corales.

Con base en las observaciones realizadas en la Sonda de Campeche y con base a los resultados obtenidos hasta el momento, se puede concluir que las estructuras durante este estudio como corales y consideradas por su extensión como una comunidad arrecifal, en realidad son estructuras inertes, es decir sin vida cuya composición es básicamente calcárea, pudiendo tratarse de corales fósiles, lo que permitiría especular sobre su origen y desarrollo anterior basándose en que estos fueron incapaces de mantener una tasa de crecimiento lo suficientemente elevada, que permitiera compensar la velocidad de ascenso del nivel del mar durante la transgresión Holocénica, quedando como arrecifes sumergidos (Neumann y Macintyre, 1985, Citados por


I

Vázquez-Gutierrez 1997).IV.2.3 Aspectos Socioeconómicos. A) Contexto Regional.

El presente capítulo tiene la finalidad de examinar el efecto del Proyecto de la infraestructura futura del Complejo Abkatún, en el medio socioeconómico. La investigación ha consistido fundamentalmente en el análisis, procesamiento e interpretación de la información obtenida a través de la revisión de diversas fuentes bibliográficas y hemerográficas. El trabajo demográfico y estadístico ha demandado el manejo y tratamiento de cifras por INEGI: Resultados de los Censos Generales de Población y Vivienda (CGPV) y Conteo de Población y Vivienda del 2002 (CPV) y Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU) 2000. También se consideraron los indicadores de salud y estadísticas vitales elaboradas con datos de la Oficialía de Registro Civil de Cd. del Carmen y la Secretaría de Salud. Se consultaron documentos oficiales emitidos por el Gobierno del Estado de Campeche y el Municipio de Carmen y se analizaron investigaciones antropológicas, sociológicas y económicas, realizadas por instituciones educativas y particulares en la entidad y el municipio, entre otras fuentes. Otro grupo de datos se ha recopilado mediante entrevistas con elementos representativos de los sectores público, social y privado. Dicha información será utilizada para la identificación de impactos del proyecto en aspectos sociales y económicos.

Acotación de la Región de Estudio. Para fines de descripción de los factores sociales que se relacionarán con las obras del proyecto, la delimitación utilizada está referida a dos conceptos:

Área de Influencia (AI): Polígono en la zona marina donde se ubicarán las obras. Área de Estudio (AE): Caracterizada en dos escalas: Local (AEL): Comprende el Municipio de Carmen y Cd. del Carmen en el Estado de Campeche, esta última, es el centro urbano más cercano al área del proyecto y la zona donde se encuentran las instalaciones administrativas que


I

dan apoyo y servicio a la zona de plataformas que operan en alta mar. Con la infraestructura que se instalará para el proyecto, se requerirá mano de obra en el Área de Influencia de trabajadores durante las distintas etapas de las obras, éstos demandarán entre otros servicios, alojamiento y alimentación que de alguna manera es cubierto en el Área de Estudio Local. Es conocido que Cd. del Carmen por la trayectoria histórica de la actividad petrolera, por su cercanía al Área de Influencia y ser la segunda ciudad más importante del estado de Campeche, es la zona que recibirá el mayor impacto, benéfico o adverso, desde la perspectiva socioeconómica. Área de Estudio Regional (AER): Cubre el área de proyecto hasta la zona costera sur del Golfo de México entre Dos bocas, y la Isla del Carmen.

La actividad que se desarrolla en el Área de Influencia tiene una relación directa con el área de Estudio Regional debido a diversos factores entre los que destacan:

Ø Épocas de “Nortes”.Ø Existencia de rutas marítimas entre la Sonda de Campeche y Dos Bocas, Tabasco.Ø Las corrientes marinas que existen en la zona con una dirección que influye sobre la costa Sur del Golfo de México.

En este sentido, la interacción de las actividades desarrolladas en la Sonda de Campeche alcanza dicha zona; del AER, sólo se considerará la producción de hidrocarburos como actividad económica predominante.

La producción de PEMEX Exploración y Producción (PEP) – Región Marina representa casi el 80 % de la producción de hidrocarburos, por lo que la influencia del Proyecto de la infraestructura nueva del Complejo Abkatún en el ámbito social se extiende en tanto que implica una aportación para la Federación vía impuestos por parte de la paraestatal; que finalmente, esto es traducido en beneficios no sólo a nivel local, municipal o estatal, sino que también tiene efectos directos en el ámbito nacional.

A.1) Región Económica.

El área de desarrollo del proyecto será en mar abierto, en la Sonda de Campeche área utilizada para la exploración y explotación. Esta zona no se encuentra dentro de la clasificación de INEGI de regiones económicas, sin


I

embargo, Ciudad del Carmen pertenece a la zona geográfica “C”. A.2) Distribución y Ubicación.

El sitio seleccionado para la construcción del proyecto se localiza en el Golfo de México, en la llamada Sonda de Campeche, dentro del Golfo y la Bahía del mismo nombre, específicamente en el Complejo Abkatún de la Región Marina Suroeste de PEMEX Exploración y Producción, y quedará ubicada a unos 150 km al Noreste de Ciudad del Carmen, Campeche; según se muestra en el Anexo IV.1 Carta Batimétrica de la Bahía de Campeche, editada por la Secretaría de Marina escala 1:250 000 y Anexo IV.2 Carta Batimétrica editada por el INEGI escala 1:1 000 000.

A.3) Número y Densidad de Habitantes por Núcleo de Población.

En la Tabla IV.2.3.1 se presenta la población total para el Municipio de Carmen, de acuerdo con el Censo General de Población y Vivienda 2002. El Municipio de Carmen tiene una extensión territorial de 13 134,89 km2, la población existente es de 172 076 habitantes con una densidad de población de 19,30 habitantes por km2 (INEGI, 2002).

Tabla IV.2.3.1 Habitantes por sexo y Densidad de población 2002.

Municipio Hombres Mujeres Densidad (Hab./km2 )Carmen 86 219 85 857 19,30

Fuente: INEGI, 2002.

A.4) Tipo de Centro de Población.

Con base en estudios realizados por el Consejo Nacional de Población (CONAPO) en 1980, el Estado de Campeche presentaba dos grandes regiones delimitadas por sus características económicas y demográficas: la región noreste, formada por los municipios de Calkiní, Hecelchakán, Hopelchén y Tenabo; y la región de la costa interior, la cual se divide en 2 microregiones: la centro, integrada por los municipios de Campeche y Champotón y la suroeste por los de Carmen, Palizada y , a partir de 1991, Escárcega.

A.5) Índice de Pobreza.


I

No se tiene datos para el área del proyecto. Dentro de las localidades marginadas Campeche tiene el 22% del total nacional con una población de 710 028 habitantes, 10 municipios y 2 636 localidades rurales (CONAPO).

A.6) Índice de Alimentación.

No se tiene datos para el área del proyecto. Sin embargo, se cuenta con la lista de productos que conforman la Canasta Básica: maíz, arroz, harina de maíz, aceite vegetal, atún, pasta para sopa, chocolate en polvo, chiles enlatados, manteca vegetal, jabón de lavandería, detergentes, fríjol, harina de trigo, sal, sardina, galletas básicas, café soluble, leche en polvo, papel higiénico, jabón de tocador. Cada región requiere un grupo de productos complementarios, por lo que el catálogo completo de productos por región se ubica en un promedio de 190 productos, resultado de las diferencias en hábitos de consumo y preferencias en las diversas regiones del país. Considerando las diferentes presentaciones y gramajes de los productos demandados, se llega a constituir una variedad de más de 2 500 presentaciones de productos a nivel nacional (SEDESOL, 2000). El promedio del costo de la canasta básica hasta diciembre del 2000 era de $358,25 pesos (BANCO DE MÉXICO).

B) Equipamiento: Ubicación y Capacidad de Servicios para Manejo y Disposición Final de Residuos, Fuentes de Abastecimiento de Agua, Energía, etc.

El manejo, almacenamiento y disposición final de residuos estará a cargo de las compañías encargadas en el desarrollo de la infraestructura futura del Complejo Abkatún, quien cumple con la normatividad existente para ello. Así como también proporcionará las fuentes de abastecimiento de agua y energía a través de barcazas y barcos grúas.

El equipamiento urbano, determinado por el conjunto de edificios, espacios e instalaciones locales y regionales, proporciona a la población servicios básicos de bienestar social y de apoyo las actividades productivas de la región, dado que generan condiciones generales para la producción de la población y por ende para la mano de obra. Este equipamiento contempla los sistemas educativos, de salud pública y privada.

Sistema Educativo.

El sistema Educativo del municipio se sustenta, entre otros aspectos, en escuelas públicas y privadas, cuyos niveles de atención van desde el nivel preescolar hasta postgrado. La mayoría del equipamiento educativo municipal se localiza en la ciudad e incluye todos los niveles de atención; en tanto que los niveles preescolar, básico, medio básico y medio superior se distribuyen tres localidades aledañas.


I

En Ciudad del Carmen, según cifras de la SECUD (Secretaría de Educación Cultura y Deporte del Estado de Campeche, 2002) la atención se distribuía de la siguiente forma:

Tabla IV.2.3.2 Glosa estadística de instituciones

educativas existentes en Ciudad del Carmen, Campeche.

Oficiales % Particulares % Total Suma %Preescolar

Jardines de niños 17 53,13 15 46,88 32 100Primaria

Escuelas 43 79,63 11 20,37 54 100Secundarias

Generales 2 14,29 12 85,71 14 100Técnicas 5 100 0 5 100

SemiescolarizadoINEA 1 100 0 1 100

C.E.B.A. 2 100 0 2 100 Oficiales % Particulares % Total Suma %

PreparatoriasMedio superior general 1 10 9 90 10 100Medio superior técnico 3 100 0 3 100

Nivel superiorCentros universitarios 2 100 0 2 100

Particular 0 1 100 1 100Normal para profesores 2 100 0 2 100

Centros de capacitaciónC.E.B.A.T.I #50 1 100 0 1 100

Centros de computación 0 4 100 4 100Total 79 52


Sistema de Salud. El sistema de salud en el área de Estudio Local, se apoya entre otros aspectos en dos tipos de atención, la atención


I

médica científica y la medicina o alternativa (Olivera, 1993), con recursos humanos, materiales y financieros específicos.

En el municipio del Carmen el subsistema de salud de la medicina científica, se sustenta en un equipamiento sanitario de primer y segundo nivel proporcionada por instituciones del Sector Salud (SSA), unidades médicas del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS), Instituto de Servicios y Seguridad Social para los Trabajadores del Estado (ISSSTE), la SEDENA, además de los servicios de atención particular, la Cruz Roja y el hospital de PEMEX que brinda atención médica a empleados y proporciona servicio a sus familiares.

En las plataformas habitacionales de cada complejo existe una unidad de servicio médico equipadas para atender problemas menores y tratamientos de urgencia atendidas por un doctor disponible las 24 h del día.

Niveles de Atención Médica.

La atención médica es de primer y segundo grado; el primero, se refiere específicamente a la atención de casos de urgencia y consulta externa, este servicio es proporcionado a nivel municipal por 94 unidades médicas, de las cuales el 52,9 % están en el área urbana de Ciudad del Carmen según datos del Plan Municipal de Desarrollo 1995 - 1997. El segundo nivel de atención médica contempla, cirugía menor y hospitalización y cirugía; a nivel municipal existen 8 centros con estas características y en la ciudad se concentra el 87,5% de las unidades con este servicio.

La distribución del equipamiento de salud por institución y nivel de atención se presenta en la Tabla IV.2.3.3.Tabla IV.2.3.3 Infraestructura para Atención Médica Municipal.

Institución Unidades de 1er. Grado Unidades de 2do. GradoSSA 38 1

IMSS Solidaridad 5 1IMSS 4 1

ISSSTE 2 1PEMEX 38* 1

Salud pública y bienestar municipal

6

Cruz roja 1 Cruz Ambar 1

Sector Privado 3


I

Totales 8*Este es el tipo de atención del servicio médico brindado en la zona de plataformas marinas con un total de 34 unidades.

A pesar de la existencia de este tipo de equipamiento las tasas de morbimortalidad infantil han venido descendiendo, aunque se mantiene en el Área de Estudio Local por arriba de las tasas estatal y nacional.

Zonas de Recreo.

Las zonas de recreo en las localidades del municipio son básicamente canchas de usos múltiples y parques infantiles; se concentran en Cd. del Carmen la mayor parte de ellos, en este centro urbano se encuentra por ejemplo, el zoológico municipal y los balnearios Playa Norte, Manigua; entre otros.

En el Área de Influencia, como parte de la infraestructura de las plataformas habitacionales se cuenta con instalaciones, equipo y servicios para el esparcimiento del personal que consta de área de televisión con video, sala de lectura, juegos de mesa y en algunos casos se cuenta con mesas de billar y gimnasios.

Parques.

En las distintas localidades del municipio se encuentran parques recreativos, principalmente los parques centrales con juegos infantiles, los más importantes son los situados en la cabecera municipal dentro de los que se pueden mencionar los siguientes:

Ø Parque Antón de Alamitos.

Ø Parque de Jesús.

Ø Parque del Guanal.

Ø Parque Lázaro Cárdenas.

Ø Plaza histórica.

Centros Deportivos.

La infraestructura deportiva del municipio se encuentra concentrada en Cd. del Carmen, en donde existen unidades file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (267 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

deportivas, canchas para la práctica de los deportes más comunes; los principales son la unidad deportiva, la unidad deportiva infantil, el estadio Concordia y la cancha Revolución, estos son de jurisdicción municipal (Ayuntamiento Municipal, 1999). Adicionalmente, la UNACAR cuenta también con un área deportiva y por parte de PEMEX, el club petrolero. En la zona de las plataformas marinas no existe infraestructura de este tipo.

Centros Culturales (cine, teatro, museos, monumentos nacionales).

Los centros culturales existentes en el municipio se encuentran también en Cd. del Carmen, estos son 2 cines con cuatro salas, 2 teatros universitarios y el de la ciudad “Lic. Luis Donaldo Colosio”, así como también el auditorio de la UNACAR, entre otros, en el cual se presentan diversos espectáculos.

C) Reservas Territoriales para Desarrollo Urbano.

Las reservas territoriales para el crecimiento del área urbana del Municipio del Carmen, las construcciones y estilos arquitectónicos se ajustarán a lo dispuesto en el Plan Director de Desarrollo Urbano del Municipio del Carmen 1997-2000.

Tabla IV.2.3.4 Reserva Territorial por Tipo de Proyecto según Municipio.

Al 31 de diciembre de 1998 (Hectáreas).

Municipio Total Habitacional Recreación Otros a/Carmen 9,4 9,4 0 0


D) Demografía.

El crecimiento demográfico en el Municipio Carmen ha sido acelerado debido principalmente a su vinculación con las actividades económicas de explotación de recursos naturales (forestales, pesca y petróleo), lo cual favorece significativamente los aspectos económicos. Por otro lado, la oportunidad de trabajo ha aumentado la migración a Cd. del Carmen y con ello las demandas de servicios y viviendas. La explotación del chicle, del camarón y de hidrocarburos han tenidos efectos importantes sobre las condiciones de la población del municipio.

D.1) Número de Habitantes por Núcleo de Población.


I

La población de Ciudad del Carmen, obtenida en el año de 2002 fue de 172 076 habitantes según el reporte de los resultados definitivos del conteo de Población efectuado por el INEGI de acuerdo con los resultados preliminares.

Tabla IV.2.3.5 Población Total por Sexo.

Año Total Hombres Porcentaje Mujeres Porcentaje2002 172 076 86 219 50,10 85 857 49,90

Fuente: INEGI 2002.

D.2) Tasa de Crecimiento de Población.

La tasa de crecimiento de promedio anual en Cd. del Carmen se encuentra entre 5 y 7 %, hasta el año de 1980; cuyo porcentaje fue negativo; incrementándose nuevamente a mediados de la década de 1990 a 1995 con un 2,9%.

D.3) Procesos Migratorios.

La migración, ha sido una de las constantes de la dinámica poblacional producto de las actividades económicas que se desarrollan en la región, por lo que, además de observarse un crecimiento social generado por la inmigración, también se aprecia una emigración considerable.

La población que ingresa al estado proviene principalmente de los Estados de Tabasco, Veracruz, Yucatán, Chiapas y otros estados con menor aporte de población no nacida en la entidad, que sumados representaron en 1990 el 23,1% de la población total del estado (INEGI,1990). En 1980 este porcentaje fue de 15 055 (CONAPO, 1984).

Tabla IV.2.3.6 Inmigrantes al Estado de Campeche (1980-1990).

Entidad Federativa de Origen

1980 1990Absolutos Relativos Absolutos Relativos

Tabasco 15 339 24,23 36 153 29,2Veracruz 7 111 11,24 19 444 15,7Yucatán 8 710 13,76 15 730 12,7Chiapas 5 537 8,75 25 041 12,2


I

Otros 26 596 42,02 37 240 30,7Total 63 293 100 123 608 100

Fuente: CONAPO, 1996.

Respecto a la emigración del estado, tuvo un flujo en 1990 dirigido a Tabasco, Veracruz, Yucatán y Distrito Federal (Encuesta Nacional de la Dinámica Demográfica, 1992). Para 1980, los estados receptores de la población emigrante del estado fueron en el orden de importancia: Yucatán, Distrito Federal, Veracruz y Tabasco.

Tabla IV.2.3.7 Emigrantes al Estado de Campeche (1980-1990).

Entidad Federativa de destino

1980 1990

Tabasco 15,30 13,21Veracruz 18,23 9,82Yucatán 20,61 25,51

Distrito Federal 7,84Otros 45,89 43,62Total 100,00 100,00

Fuente: CONAPO, 1996.

Durante el proceso de construcción de las plataformas se creará un movimiento de migración de población hacia Cd. del Carmen, pero la magnitud de este será pequeña ya que el personal calificado requerido estará en el área, requiriendo alojamiento temporal para cambios de guardias y realización de trámites administrativos correspondientes. Convirtiéndose en el punto más importante, la confluencia de migrantes que no serán colocados en los puestos disponibles y que lejos de regresar a sus lugares de origen, se establecerán en el municipio en espera de nuevas oportunidades de empleo.

E) Tipos de Organizaciones Sociales Predominantes.

En Cd. del Carmen existen varias organizaciones y ciudadanos participantes en asuntos ambientales como son:

Ø Marea Azul, A. C. Ø Consultores Revolucionarios del Ambiente.


I

Ø La Pesca y Acuacultura, A. C. Ø La Federación de Sociedades Cooperativas de la Industria Pesquera del Estado de Campeche, S.R.L. de C.V.

Ø El Movimiento de Campesinos y Pescadores de la Península de Atasta.

F) Vivienda.

F.1) Oferta y Demanda en el Área y Cobertura de Servicios Básicos por Núcleo de Población.

El desarrollo económico y de los asentamientos humanos ha presentado una curiosa mezcla de desarrollo planeado y espontáneo hacia 1999, que en la región no ha sido del todo exitosa. La habitación y los servicios públicos municipales son insuficientes e inadecuados para satisfacer la demanda generada por el incremento poblacional.

En este ámbito, se encuentran polarizadas las situaciones sociales; por una parte, se encuentran la producción de vivienda y los servicios planeados y, por otra, existe la carencia, la insuficiencia e ineficiente vivienda. Los primeros planeados por la paraestatal PEMEX en la segunda mitad de los años ochenta, por el gobierno y por ciertos sectores privados a inicios de la década de los noventa, están destinados a trabajadores solventes y necesarios para las empresas; y los segundos se han realizados en forma espontánea, para los trabajadores transitorios, subempleados y desempleados, en los que paulatinamente se han extendido los servicios públicos municipales.

La Región Marina (RM) y el Área del Proyecto (AP), presentan una modalidad habitacional singular en todo el país, para la realización de las actividades de exploración, perforación, explotación y actividades conexas a la actividad petrolera. En estas zonas las condiciones de trabajo en área marina han impuesto la modalidad de plataformas habitacionales cuya capacidad ha ido en aumento a lo largo de 20 años favoreciendo las condiciones generales de la producción petrolera. En 1976 se establecen módulos habitacionales en las plataformas de perforación con capacidad para 44 personas, posteriormente con la construcción y operación de las plataformas de producción y compresión el personal se alojó en los barcos que se utilizaban para la instalación de equipos hasta llegar a la construcción definitiva de áreas habitacionales cuya capacidad varía pero que hoy en día cuenta con áreas destinadas a dormitorios, comedores y espacios para el esparcimiento con una capacidad de alojamiento para 200 trabajadores cada una (aproximadamente) cuyos periodos de estancia varían entre los 14 y 28 días.

En la Región Marina, los interiores de las plataformas habitacionales son de tabla-roca con acabados de formaica para los


I

muros, para los pisos se utiliza adocreto (Mortero aligerado) colocado sobre la placa de acero de la instalación y como acabado se coloca loseta asfáltica, en techos se utilizan acabados de plafón.

Frente a esta modalidad habitacional, se encuentra aquella localizada en la ciudad, que resulta importante considerar por dos factores, por un lado es punto de llegada y salida de los trabajadores ocupados en la actividad de la Región Marina; por otro también es el lugar de residencia de un porcentaje pequeño de ellos y de migrantes que si bien no se han ocupado directamente en la actividad, prestan algún tipo de servicios a ella o a sus trabajadores.

Dentro de la zona urbana de Cd. del Carmen, se contabilizaron 39 691 viviendas para un total de 179 690 habitantes, con un promedio de 4,5 habitantes/vivienda, en el año de 1995. Para el año de 1999, se contabilizaron 40 292 viviendas para un total de 170 759 habitantes con un promedio de 4,2 habitantes/vivienda.

El tipo de material que predomina en la zona urbana de Carmen es el concreto para los pisos, techos de loza y paredes de block o ladrillo; en las zonas rurales, predominan las viviendas de materiales como madera y lámina, pisos de tierra y techos de guano. Del total de viviendas para 1995, éstas se encontraron en la siguiente distribución (Tabla IV.2.3.8).

Tabla IV.2.3.8 Viviendas con Servicios de Agua Entubada, Drenaje y Energía Eléctrica de Cd. del Carmen en 1995.

Total de Viviendas

Viviendas Particulares

Habitadas

Viviendas Particulares

c/agua entubada

Viviendas Particulares c/

drenaje

Viviendas Particulares c/energía eléctrica.

39 691 39 569 26 731 28 578 34 036Fuente. INEGI,1999.

En la Tabla IV.2.3.9 se muestra la demanda de vivienda en Cd. Del Carmen, según datos de la PEA por rango de ingreso, rama de actividad.

Tabla IV.2.3.9 Demanda de vivienda 1995 – 2010.

Agente Déficit 1990 1995-1998 1998-2016 1990-2016Estrato de Ingreso VIV % VIV % VIV % VIV %

INVICAMP-FONAHPO-SECTOR SOCIALHasta 0.9 S.M. 524 19,7% 858 19,7% 5,492 19,5% 8,408 19,7%1 a 2 S.M. (A) 524 19,7% 860 19,8% 5,632 20,0% 8,551 20,0%


I

Suma 1: 1,048 39,5% 1,718 39,5% 11,124 39,4% 16,959 39,7%INFONAVIT-FOVISSSTE

1 a 2 S.M. 426 16,1% 696 16,0% 4,372 15,5% 6,742 15,8%2 a 3 S.M. 222 8,4% 362 8,3% 2,258 8,0% 3,492 8,2%Suma 2: 648 24,4% 1,058 24,3% 6,630 23,5% 10,234 24,0%

Fuente. INEGI,1999.

Continuación Tabla IV.2.3.9 Demanda de vivienda 1995 – 2010.

Agente Déficit 1990 1995-1998 1998-2016 1990-2016ESTRATO DE INGRESO VIV % VIV % VIV % VIV %

FOVI-SECTOR PRIVADO-OTROS2 a 3 S.M. (NA) 273 10,3% 447 10,3% 2,90 10,3% 4,428 10,4%

3 a 5 S.M. 402 15,1% 660 15,2% 4,33 15,4% 6,577 15,4%Suma 3: 675 25,4% 1,10 25,4% 7,24 25,7% 11,00 25,8%

Sub total interés social(1 a 3)

1,32 49,8% 2,16 49,7% 13,87 49,2% 21,23 49,7%

BANCA COMERCIAL / SECTOR PRIVADO5 a 10 S.M. 0 7,6% 335 7,7% 2,288 8,1% 3217 7,5%

Más de 10 S.M. 0 3,0% 133 3,1% 911 3,2% 1280 3,0%Sub total media

residencial0 10,7% 468 10,8% 3199 11,3% 4497 10,5%

TOTAL 2,371 100,0% 4,35 100% 28,200 100% 42,69 100%Fuente. INEGI,1999.

G) Urbanización.

G.1) Vías y Medios de Comunicación Existentes. Disponibilidad de Servicios Básicos y Equipamiento.

El área en la que localizará el proyecto, por sus características no está urbanizado. El Municipio de Carmen cuenta con una amplia red de comunicaciones que permiten arribar a él por carretera, avión y por vía marítima, según se muestra en la Tabla IV.2.3.10 Cd. del Carmen, como la localidad más importante en la Isla del Carmen (40 km de extensión por casi 3 km de ancho) concentra el mayor número de vías de comunicación en el municipio,


I

quedando comunicada a tierra en sus dos extremos por los puentes La Unidad al noreste y El Zacatal al oeste, que sustituyeron el servicio de chalanas o pangas.En la Sonda de Campeche, las vías de acceso se han establecido de manera casi exclusiva por PEP para realizar sus actividades. Como parte de importante de la actividad petrolera a la Sonda de Campeche, y en particular al área de plataformas en las que se incluirá este proyecto del Complejo Abkatún, se llega comúnmente por mar desde los puertos relacionados con esta actividad y que se encuentran situados en el Golfo de México de acuerdo con lo mostrado en la Tabla IV.2.3.10.

Tabla IV.2.3.10 Vías de Acceso Marítimas y Aéreas.

PuertoDistancia Aproximada al Sitio

de Instalación del Complejo Abkatún (km)Tampico, Tamaulipas 625

Tuxpan, Veracruz 560Veracruz, Veracruz 420

Coatzacoalcos, Veracruz 165Dos Bocas, Tabasco 150Frontera, Tabasco 105

Ciudad del Carmen, Campeche 110Campeche, Campeche 185

Progreso, Yucatán 335FUENTE: Salvat Editores, SCT. INEGI.

Por vía área desde helicóptero:

El puerto de Dos Bocas, Tabasco 150 km. Cd. Del Carmen, Campeche 110 km.

Vía Marítima. La infraestructura y transportación marítima y fluvial fue la primera en importancia hasta 1940, funcionando principalmente como cabotaje. Hoy en día, además de la Capitanía de Puerto localizada en la calle 20, se encuentra la zona ocupada por astilleros y muelles tradicionales e industrias localizadas en la zona federal de la misma calle 20; así mismo incluye la zona de industria naval del Estero Arroyo Grande, la Zona Naval destinada a la Armada de México y el Puerto Pesquero “Laguna Azul” construido en entre 1979 y 1981 para apoyar la


I

actividad camaronera que en conjunto ocupan 107,25 has.

Los muelles e industrias de la calle 20 ocupan 21 ha que se encuentran distribuidas a lo largo de 2 km de costa en donde se mezclan con otros usos. El Puerto Pesquero "Laguna Azul” y predio conexos con uso industrial suman 72,25 ha, de las cuales 80,27% corresponden al Puerto, que hacia 1992 tenía disponible (para la reubicación de las industrias de la Calle 20) el 30% de su superficie sin existir otra zona en la isla con aptitud para ampliar la oferta de este tipo de suelo, puesto que la zona de industria naval del estero Arroyo Grande con 14 ha carece de infraestructura portuaria (PDU: 1992).

Las características de la infraestructura portuaria son condición para el desarrollo del transporte marítimo, así, un área del Puerto Pesquero es utilizada para la comunicación con el AP, favoreciendo el traslado de combustibles, de personal y abasto hacia las diferentes plataformas. El transporte de estos insumos se caracteriza por la existencia de diversas embarcaciones desde pequeñas lanchas rápidas utilizadas para transportar personal y carga ligera hasta barcos abastecedores y chalanes en los que se transporta agua, diesel y carga en general.En la RM, el traslado de una plataforma a otra se lleva a cabo principalmente a través de barcos, existen de diversos tipos, tales como los barcos cementadores para el apoyo de las actividades de mantenimiento, barcos grúa para el izaje y colocación de las estructuras metálicas y equipos durante la instalación de plataformas, así como barcazas habitacionales que proporcionan alojamiento y servicios necesarios a los trabajadores, entre otros.

El resto de la infraestructura portuaria localizada en el Puerto Pesquero, se destina a las embarcaciones de altura dedicadas a la pesca del camarón (actualmente en decadencia), por lo que no se utiliza como vía de transporte de personas; esta función la cubría el muelle de la Loma con lanchas pequeñas de motor fuera de borda, situado al sur de la calle 20, mismo que a raíz de la construcción del Puente Zacatal – Carmen ha disminuido su circulación.

Vía Aérea.

El segundo aeropuerto de la ciudad se construye en 1944 (Cervera, 1991 y Bolívar, 1996). Esta área ocupada en el año de 1992 contaba con 244,45 ha de las cuales se desincorporaron 52,2 ha correspondientes a la reserva para una pista transversal para integrarse a usos urbanos, mientras que por otra parte, con la ampliación de la cabecera sur de la pista se incorporó al uso del aeropuerto 31,13 ha en la cabecera norte (PDU Carmen, 1992).

En el servicio de transporte aéreo nacional e internacional, destaca un importante flujo aéreo desde hace veinte


I

años. Actualmente se registran 50 operaciones diarias en promedio, con el 93,4% de los arribos y llegadas de la RM, en tanto que el 6,6 % restante se distribuye en vuelos nacionales irregulares con arribos y llegadas en los estados vecinos (Tabasco, Yucatán, Veracruz, Quintana Roo y Chiapas), vuelos regulares a la Ciudad de México y vuelos privados internacionales, también irregulares, procedentes de Houston, Tx, EUA, que trasladan personal. Estas operaciones las efectúan tres empresas de aerolíneas (Estación Aérea de Cd. del Carmen, 1997). Así mismo, en algunas localidades del municipio existen pistas de aterrizaje rústicas que favorecen principalmente a los sectores agrícola y ganadero.

La infraestructura aérea se completa con los helipuertos localizados en los campos petroleros, que permiten el transporte de personal y carga ligera por medio de helicópteros hacia las distintas plataformas de la región marina.

El helipuerto de Dos Bocas, Tabasco, también representa un punto de origen y destino de vuelos en helicóptero hacia la zona de plataformas. Las futuras instalaciones también contarán con este servicio para el transporte del personal durante las etapas de operación y mantenimiento del proyecto.

Durante la instalación este medio será utilizado para el traslado al sitio de personas y equipo menor, con la consecuente intensificación de tráfico aéreo nacional en el aeropuerto de la ciudad, como en los traslados en helipuertos de la Región Marina.

Vía Terrestre.

Actualmente el transporte terrestre es uno de los principales medios de comunicación en la ciudad y el municipio, a partir de la construcción de los puentes que facilitan la comunicación de Cd. del Carmen con el resto del municipio, así como con Campeche y Tabasco, principalmente.Los datos presentados en el Censo de Población y Vivienda 1995, muestran una infraestructura de la carretera municipal de Carmen conformada por 781,4 km; la distribución por tipo de carreteras se presenta en la siguiente tabla.

Tabla IV.2.3.10 Distribución por Tipo de Carretera.

Carreteras Condición kmPrincipales Pavimentadas 341,5

SecundariaPavimentadas 35,8


I

Revestidas 45,2

Caminos ruralesPavimentada 74,1Revestidas 278,6Terracerías 6,2

Fuente: CPV. INEGI, 1995.

El sistema vial del municipio del Carmen y en particular de Cd. del Carmen, está integrado por una vialidad regional, vialidades primarias, secundarias y locales. Su conformación fue condicionada por la traza del poblado original (actual centro urbano), el trazo de la Carretera Federal No. 180, la presencia de la barrera que constituye el aeropuerto y por el crecimiento físico de la ciudad con base en las colonias y fraccionamientos cuya traza no guardó continuidad.

La vialidad regional, constituida por la carretera federal No. 180 enlaza a la ciudad con el país a lo largo del Golfo de México, y recorre longitudinalmente toda la isla en dirección NW-SW, en su extremo norte entronca con el Puente de la Unidad y en el sur con la Av. Periférica, cumpliendo en este trama, con la doble función de vialidad regional y primaria hasta la zona denominada Puntilla donde se construyó en 1994 el Puente Zacatal-Carmen, para mejorar la comunicación en la Costa del Golfo (PDU Carmen, 1992).Dos aspectos subyacen al respecto, por una parte, el sistema de vialidad urbana se compone de dos estructuras con características diferentes, que corresponden a los sectores occidental y oriental en los que se encuentra dividida la ciudad por la barrera del aeropuerto, las vías de acceso para ambos sectores son, la calle 55 y la carretera federal.

Por otro lado, el crecimiento del sector oriental de la ciudad, la construcción del Puente Zacatal – Carmen y los recientes flujos migratorios en 1996 y 1997 producidos por la actividad petrolera con la instalación de población han resultado en serios cuellos de botella para el flujo vehicular.

Finalmente, esta situación genera un importante tránsito pesado sobre la Av. Periférica Sur y el tramo urbano de la carretera en el sector oriental, aún y cuando las terminales de autobuses foráneos (de primera y segunda) estén localizadas del municipio y otros estados, (Tabasco, Campeche, Yucatán, Veracruz y D.F.; entre otros).

Agua Potable.

Uno de los servicios indispensables para la población es el abastecimiento de agua potable. En el Área de Influencia, sólo las plataformas habitacionales cuentan con un sistema de abastecimiento de agua potable apoyado en la instalación de plantas potabilizadoras y tanques para el almacenamiento del líquido en el resto de las plataformas. En las fases de construcción


I

y operación del Proyecto, se tiene proyectado instalar este tipo de plantas en las futuras plataformas habitacionales.

En este sentido, el aprovisionamiento del líquido para el Área del Proyecto, no resulta un impacto directo para el Área de Estudio Local, sin embargo, sus efectos indirectos se observan en la residencia de grupos migrantes y el peso específico que ejerzan sobre el sistema municipal de agua potable del Área de Estudio Local.

Para comprender estos impactos es conveniente señalar las características del sistema. Aunque existieron obras para tales efectos desde 1953, el actual sistema de abastecimiento de agua potable de la ciudad fue puesto en operación en 1978 con posteriores ampliaciones en la línea de conducción, en los tanques de regularización y en la red de distribución y forma parte de un sistema que incluye a las localidades de Sabancuy e Isla Aguada localizadas en la parte continental al noreste de la isla. El sistema de tratamiento que recibe el agua es de cloración simple (Jhabvala, 1989).

La captación del líquido se efectúa en el área de Chicbul a 121 km al noreste de Cd. del Carmen, constituida por siete pozos profundos rehabilitados en 1988 para incrementar la capacidad a 300 caballos de fuerza (HP) y producir aproximadamente 350 l/s, sin embargo, en 1992 sólo cinco de esos siete pozos estaban en operación produciendo 250 l/s.

La línea de conducción se realiza por bombeo en cuatro estaciones principales y dos intermedias, así como los respectivos cuatro cárcamos de bombeo, una de las estaciones se encuentra en Cd. del Carmen.

Esta línea se encuentra constituida por dos tipos de tubería en los tramos de tierra y submarino, el primero tiene una zona de impacto en el tramo de dos km entre puerto Real y la Lagartera, causada por estrechez de la franja insular y las corrientes marinas del Golfo con efectos durante las temporadas de “nortes” que provocan daños y fugas (PDU:1992); el segundo no recibió mantenimiento entre 1978 y 1995, año en que fue sustituido por los efectos de los huracanes “Opal” y “Roxana”.

Los cárcamos de bombeo de las tres estaciones restantes, hacia 1992 se encontraban deteriorados presentando filtraciones, en tanto que la capacidad de bombeo de las dos estaciones intermedias rebasaba las presiones nominales del trabajo de la tubería. En cuanto a la red de distribución, ésta originalmente se encontraba dividida en tres sectores, sin embargo, dado el crecimiento urbano hacia el Sureste y Noreste del aeropuerto, la red se amplió de manera arbitraria utilizando antiguas líneas de conducción intercomunicándose toda la red y sin posibilidades de seccionarla, por lo que para reparar cualquier fuga se obliga a la suspensión completa.

Según los datos del Censo de Población y Vivienda 1995, en el Municipio de Carmen había 39 691 viviendas con 179


I

690 habitantes en todo el municipio, del total de estas viviendas el 67,61% (26 837) se localizaban en la Cd. del Carmen con 114 360 ocupantes concentrando el 63,64 % de la población municipal.

Del total de viviendas habitadas en el municipio, 67,34 % disponían de agua entubada (dentro y fuera de la vivienda y de llave pública) presentando una mayor concentración en la ciudad con 21 026 viviendas correspondientes al 52,97 % a nivel municipal y a nivel urbano representando el 78,34%.

Alcantarillado y Drenaje.

El abastecimiento de agua para cualquiera de las actividades humanas, implica necesariamente la disposición de los desechos líquidos. La Región Marina actualmente cuenta con capacidad para tal manejo a través de las plantas de tratamiento instaladas en 26 plataformas, y después del cual las aguas residuales son vertidas al mar cumpliendo con la normatividad aplicable.

Esta disposición de desechos líquidos se complementa con el desagüe de las aguas descargadas en los complejos y plataformas periféricas.

La disposición de estos desechos debe de analizarse en conjunto con las condiciones de disposición que se efectúan en el Área de Estudio Local, dado los efectos de las corrientes marinas y la cercanía de la ciudad a 85 km.

Al respecto, es conveniente subrayar dos aspectos, el primero, que la ciudad no cuenta con un sistema de alcantarillado sanitario, con este servicio sólo cuentan los fraccionamientos de Pemex y la Brisas (planta de tratamiento y cárcamo de bombeo) y las zonas habitacionales de FOVISSSTE y Arcila que en conjunto representan un porcentaje pequeño de las viviendas de la ciudad (Villegas y Solís, 1996), además de existir las plantas adicionales del sistema de salud IMSS e ISSSTE, descargando las aguas tratadas en las áreas de Manigua y la Laguna de Términos.

El resto de la ciudad funciona con fosas sépticas y letrinas, mientras que en otras partes de la ciudad se practica el fecalismo al aire libre (Jhavbala, F, 1989).

Adicionalmente, el Anuario Estadístico (INEGI, 1996) manifiesta que a nivel municipal, se encuentran en operación 2 plantas de tratamiento de aguas residuales de administración pública con capacidad de tratamiento de 6,2 l/s, además de otras 9 pertenecientes a la industria privada.

Una precisión importante es el hecho de que en el CPV 1995, el INEGI manifiesta que el 81,12% del total de viviendas file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (279 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

habitadas en la ciudad, presenta drenaje, sin embargo, en una encuesta realizada en 1995 por la UNACAR, con base en preguntas de control, se observó que la población declara tener fosa séptica que consiste en la excavación de un sólo hoyo con o sin la instalación de un tanque para la disposición de excretas (Villegas y Solís, 1996). El segundo aspecto es el manejo del drenaje pluvial, mismo que conduce superficialmente las aguas por gravedad a través de seis canales construidos bajo las banquetas, tres de ellos desaguan en la Manigua, uno en el estero, a la Caleta y el último hacia el mar.

Estas condiciones en la disposición de desechos líquidos y excretas, se agudizan en la época de lluvia debido a las características topográficas de la ciudad con cotas de nivel que oscilan entre los dos metros abajo y arriba del nivel del mar. A los problemas de nivelación de los drenajes y pavimentación en la ciudad se suman las descargas clandestinas de aguas residuales, el incremento de la población asentada en zonas bajas y de manglar, y el incremento en las mareas ocasionando desde inundaciones en éstas áreas hasta rebosamiento de fosas sépticas y letrinas (Villegas y Solís, 1996).

Disposición y manejo de desechos sólidos.

La disposición y manejo de residuos sólidos también es parte inherente de la actividad humana. En la Región Marina y Área del Proyecto, este manejo se efectúa mediante diversos mecanismos, uno de ellos es mediante la recolección y selección de la basura, incinerando in situ papel cartón y madera, otra forma consiste en la compactación de los desechos restantes enviándolos a tierra para su disposición final a través de barcos “chatarreros” que recorren periódicamente las plataformas. En el municipio no son depositados estos desechos puesto que estos son vendidos a terceros por las compañías que los recolectan.

En este sentido, la disposición y manejo de los residuos sólidos en la Región Marina y Área del Proyecto, no supone en principio, impacto alguno en el área de Estudio Local, sin embargo, los efectos indirectos por la intensificación de la actividad petrolera y el consecuente incremento de población suponen tomar en consideración como se efectúa este manejo en la ciudad.

Es importante subrayar que la disposición de desechos sólidos se efectúa muy recientemente, dado que las condiciones geomorfológicas del área de Estudio Local se caracterizan por cotas de nivel bajas. La población ha practicado


I

el relleno de terrenos bajos con este tipo de materiales, con consecuencias sobre la salud (Villegas y Solís,1996). Las formas de disposición de este tipo de desechos, son diversas, pero tres son las más importantes: los tiraderos a cielo abierto, el basurero municipal y el relleno sanitario. En el primer caso, en toda la ciudad persisten diversos tiraderos a cielo abierto que la población crea para la disposición de sus residuos domésticos, estos generalmente no están considerados por las autoridades municipales por lo cual la información de la superficie destinada para este fin no está disponible, pero habría que asociarla con la frecuencia del servicio de limpia en las colonias, el número de predios baldíos y el volumen generado diario por persona.

El sistema de manejo de residuos en el municipio se realiza a través del basurero municipal, localizado en el km 20 de la carretera Carmen - Puerto Real en donde se deposita la basura recolectada. En apoyo a este servicio, existe un centro de transferencia en el cual son separados y compactados los desechos para su disposición final.

Energía Eléctrica y otros Energéticos.

En el Área de Influencia abastecimiento de energía eléctrica se realiza a través de unidades generadoras o turbogeneradores de gas dulce, instalados en todas las plataformas. En las obras proyectadas que constituyen el Área del Proyecto, las plataformas habitacionales y las distintas áreas de trabajo contarán con este servicio permanentemente.

En cuanto a la dotación del servicio en el Área de Estudio Local en concreto en la ciudad, ésta se abastece por medio de una línea de alta tensión de 115 kVA localizada en Campeche y conectada a la Termoeléctrica de Lerma.

Hacia 1992 el sistema estaba compuesto por dos subestaciones localizadas en la ciudad con capacidad de 60 y 30 MVA, seis subestaciones reductoras con capacidad conjunta de 21 MVA, y cuatro líneas en alta tensión para alimentar el sistema de agua potable municipal, usos habitacionales e industriales y para el uso de PEMEX.

En este mismo año se presentaba un superávit en el de suministro de energía estimado en 30 MVA con a capacidad para 20 000 conexiones domiciliarias (PDU, 1992).

Sistemas de Comunicación.

Los sistemas de comunicación forman parte de las condiciones generales de producción, que como tales se encuentran encargadas del suministro de materias primas, como es el caso de la infraestructura productiva o bien, de auxiliar


I

en los procesos inmediatos de producción, tal es el importante papel que juegan los sistemas de comunicación: el teléfono, el servicio postal o de correos, telégrafo, comunicación por satélite y por microondas, entre otros (Pradilla, 1984).

-Teléfono:

El servicio telefónico se inicio en 1952 con la “Compañía Campechana de Teléfonos” que fue transferida a “Teléfonos de México” en 1968. Algunos cronistas locales apuntan que hacia 1974 se encontraban instalados en la ciudad 805 aparatos.

Hoy la cobertura del servicio, reporta en el municipio la existencia de 3 centrales automáticas, 27 agencias y 9 486 líneas telefónicas activadas, así mismo, se encuentra una central de telefonía celular con un número poco significativo de suscriptores (Cuaderno Estadístico Municipal, 1999).

El servicio telefónico en el municipio es tanto domiciliario como público, este último a través de casetas telefónicas y teléfonos con el sistema de tarjetas, cuya instalación y uso se ha incrementado a partir de 1994.

En la Región Marina y en el Área del Proyecto, la red de telecomunicaciones de PEP incluye el servicio telefónico tanto alámbrico como por microondas que comunica las instalaciones directivas, operativas y habitacionales en mar y tierra; de igual forma complementa este servicio aparatos telefónicos instalados en las plataformas.

-Telégrafo:

El servicio municipal es cubierto por la infraestructura siguiente:

3 Oficinas de red telegráfica.1 Administración telegráfica.2 Administraciones radio-telegráficas.1 Centro de servicios integrales.

-Correo:

Existen 136 oficinas postales en todo el municipio distribuidas según se muestra en la siguiente Tabla IV.2.3.11.

IV.2.3.11 Oficinas Postales (Carmen).


I

Administraciones Sucursales Agencias Expendios Total1 4 8 123 136

Fuente: Servicio Postal, 1995.

- Medios de Comunicación.

Los medios de comunicación se localizan en la cabecera municipal en Ciudad del Carmen, constituidos por prensa, radio y televisión. La prensa se caracteriza por la circulación de seis diarios regionales, cuatro de los cuales incorporan información municipal y urbana del Carmen, y seis nacionales.

Las tres radiodifusoras establecidas en la ciudad, con inversión privada local producen información para la misma, y dos de ellas mantienen enlaces diarios con programación nacional, en frecuencias de banda AM y FM.

En el caso de la comunicación por televisión, ésta funciona a través de dos repetidoras localizadas al norte de la ciudad, así como a través de servicios privados de televisión por cable. Adicionalmente en este último servicio se tiene un espacio de programación reservado a dos programas locales con una hora de transmisión para cada uno.

H) Salud y seguridad social.

En la cabecera municipal, Ciudad del Carmen, se cuenta con toda la gama de servicios de salud, proporcionados por las siguientes instituciones federales, estatales y municipales.

Ø Secretaría de Salud, SS.Ø Instituto Mexicano del Seguro Social, IMSS.Ø Instituto de Seguridad Social al Servicio de los Trabajadores del Estado, ISSSTE. Ø Hospital General de Petróleos Mexicanos, PEMEX.Ø Secretaría de Marina, SM.Ø Desarrollo Integral de la Familia, DIF.Ø Instituto de Salud Pública del Gobierno del Estado, INDESALUD.

Existen además 5 Clínicas particulares. Los distintos servicios que se brindan en las unidades médicas en el Municipio van desde las consultas externas, hasta la hospitalización general, que son atendidas por 349 médicos (87 son especialistas). En las Plataformas Habitacionales de cada complejo existe una unidad de servicio médico


I

equipadas para atender problemas menores y tratamientos de urgencia atendidas por un doctor disponible las 24 h del día; en la siguiente tabla se presenta el personal médico con que cuentan las instituciones.

Tabla IV.2.3.12 Personal Médico en las Instituciones Públicas

del Sector Salud por Régimen e Institución (1998).

Institución Seguridad Social Asistencia Social

IMSS 66 106

ISSSTE 25 5

PEMEX 107 5

SM 95 16Fuente: INEGI, 1999.

El Municipio de Carmen cuenta con 66 unidades de primer nivel (37% del Estado) y 5 de segundo (41,6%) con 142 camas censables y 127 no censables, la existencia de estas últimas, ocasionan una dilución de los recursos que se tienen para su operación ya que las no censables no entran en la presupuestación.

Tabla IV.2.3.13 Camas Censables de las Unidades Médicas

en las Instituciones Públicas del Sector Salud por Régimen e Institución.

Seguridad Social Asistencia SocialIMSS 23 INDESALUD 64

ISSSTE 10 DIF PEMEX 28

Resto de Instituciones

SM 17 Fuente: INEGI, 1999.

Se reportaron 340 enfermeras, cifra que resultan estar dentro de los indicadores aceptables, sin embargo, el problema es de su distribución ya que el mayor porcentaje se encuentra en las áreas urbanas y la disponibilidad en las áreas rurales prácticamente es nula. La Población de derechohabientes de las Instituciones de Seguridad Social según Institución son:

Tabla IV.2.3.14 Derechohabientes de las Instituciones de Seguridad Social.

Población Derechohabiente por Institución


I

IMSS 62 847ISSSTE 14 654PEMEX 31 614

SM 3 508Fuente: INEGI, 1999.

Se registraron 2,766 nacimientos vivos que corresponde a un índice de crecimiento natural de 2,1.

Características de la Morbilidad y la Mortalidad y sus Posibles Causas.

La morbilidad es debida principalmente a las infecciones respiratorias altas y a las diarreicas, seguidas de las infecciones de la piel, parásitos intestinales y las enfermedades crónico-degenerativas según datos del Plan Municipal de Desarrollo 1997-2000.

La mortalidad general fue de 676 defunciones con una tasa de 376,2 por 100 000 habitantes (estatal 393,6) y la infantil de 94 con una tasa de 34 por 1, 000 nacidos vivos (estatal 28,1). La tasa de mortalidad general es ligeramente inferior pero la infantil es importante, ocupando los primeros niveles nacionales.

Las causas de mortalidad son principalmente las enfermedades del corazón, los cánceres, los accidentes, la diabetes y las afecciones originadas en el período perinatal. La tasa de mortalidad por SIDA es la más alta del estado con tasas de 7 por 100, 000 habitantes.

Las acciones de salud a nivel rural son cubiertas en parte por PARS (Promotores Asistenciales Rurales de Salud) en casas de salud y por programas de ampliación de cobertura mediante brigadas móviles; sin embargo, ambas medidas están muy lejos de proporcionar las oportunidades de salud para abatir la necesidad de sobrevivencia.

I) Educación.

El 11,33% de la población municipal (12,614) mayor de 15 años es analfabeta y el 81% de la población de 6 a 14 años está con aptitud para leer y escribir (Plan Municipal de Desarrollo Carmen, Campeche 1997-2000). En el ciclo 1996-1997 el número de estudiantes inscritos por nivel fue de 51 278 alumnos, según datos del Plan Municipal de Desarrollo 1997-2000 (Tabla IV.2.3.15).


I

Tabla IV.2.3.15 Población de 15 años y más por condiciónde alfabetismo y sexo según grupo quinquenal de edad.

Grupo de edad TotalAlfabeta Analfabeta No Especificado

Hombres Mujeres Hombres Mujeres Hombres Mujeres15-19 años 18 922 8 770 9 104 506 509 18 1520-24 años 17 917 8 163 8 672 478 558 18 2825-29 años 15 598 7 155 7 307 436 667 14 1930-34 años 13 934 6 530 6 166 452 753 15 1835-39 años 12 296 5 807 5 164 504 793 15 1340-44 años 8 740 4 129 3 436 430 731 5 945-49 años 6 564 2 985 2 395 432 735 12 550-54 años 4 765 2 164 1 622 358 609 6 655-59 años 3 736 1 547 1304 340 538 1 660-64 años 3 069 1 280 939 338 503 5 4

65 y más años 5 764 2 197 1 603 799 1 145 11 9TOTAL 111 305 50 727 47 712 5 073 7 541 120 132


J) Presencia de Grupos Étnicos y Religiosos.

El Estado de Campeche registra la presencia de una diversidad de grupos étnicos. El más importante, por su número y por su presencia histórica, es el maya yucateco, concentrado en los asentamientos antiguos del norte de la entidad. Este grupo ocupa buena parte de la península de Yucatán y para 1990 se distribuía así: en Campeche el 11,01%, en Yucatán el 76,25 y en Quintana Roo el 12,73%. Campeche registra también presencia de población indígena guatemalteca refugiada, que se concentra en campamentos. Además, el sur de la entidad ha recibido corrientes migratorias provenientes de diversos grupos étnicos. El censo de 1990 registró la presencia de 45 lenguas, entre las que se destacan la maya peninsular, el chol, el tzeltal, el kanjobal y el mam. Las principales lenguas se presentan en la Tabla IV 2.3.16.

Tabla IV.2.3.16 Principales Grupos Étnicos Presentes.


I

Grupo Indígena Campeche CarmenMaya 69 373 4 475Chol 2 487 4 475Tzeltal 321 266

Fuente: Conteo de Población y Vivienda, 1995.

En el municipio del Carmen las religiones registradas son principalmente la católica y la protestante o evangélica.

K) Valor del Paisaje en el Sitio del Proyecto.

La zona donde se pretende desarrollar la infraestructura futura del Complejo Abkatún está comprendida dentro de la Sonda de Campeche; la cual es considerada zona exclusiva para la explotación de hidrocarburos; por lo que se encuentran estructuras como plataformas habitacionales, de compresión; entre otras.

L) Aspectos Económicos.

L.1) Principales Actividades Productivas.

En el Municipio de Carmen, el comercio y los servicios tienen el mayor efecto sobre la ocupación de la población y la economía (sector terciario), prevaleciendo sobre la agricultura, ganadería, silvicultura, caza y pesca (sector primario) y la extracción del petróleo y gas, industria manufacturera, generación de energía eléctrica y construcción (sector secundario).

Sin embargo, contrastando con lo anterior, la importancia de la industria de la extracción del petróleo y el gas natural radica no en la población que ocupa, sino en que se considera como impulsora de las demás actividades.

-Pesca:

La pesca es una de las principales actividades económicas desarrolladas en el Golfo de México, aunque ésta se lleva a cabo principalmente en la zona costera del mismo, los Estados de Campeche, Tabasco y Veracruz se encuentra dentro de los principales productores.


I

El Estado de Campeche posee el 27% de los recursos marinos del Golfo de México, su litoral tiene una extensión de 525,30 Km que representan el 17,78% de la longitud del Golfo de México.

Las pesquerías que se aprovechan en el estado se presentan en la Tabla IV.2.3.17.

Tabla IV.2.3.17 Tipo de Pesca en las Costas del Estado de Campeche.

Tipo % de volumen total de la producciónEscama 55Camarón 18

Tiburón y cazón 3Otros crustáceos y

moluscos24

Fuente. SECOFI, 1999.

En las costas de la península de Atasta y Cd. del Carmen la actividad pesquera es de tipo ribereño y de altura, los pescadores ribereños obtienen el recurso tanto en aguas interiores como en el litoral, teniendo permitido llegar hasta una distancia máxima de 22 km a partir de la costa (de 12 a 14 brazas de profundidad), por cuestiones de seguridad. Mientras que los pescadores de altura tienen capacidad para pescar hasta las aguas oceánicas, más allá del mar territorial. Los registros oficiales del número de pescadores y embarcaciones registrados para el área de interés se presentan en la Tabla IV.2.3.17.

Tabla IV.2.3.17 Registros Oficiales del Número de Pescadores y Embarcaciones.

Península de Atasta Cd. del CarmenOrganizaciones sociales 19 49Pescadores registrados 370 668

Fuente: SEMARNAP, 1999.

Según los datos reportados por INEGI (1997) en el censo realizado en octubre de 1997, la cantidad de embarcaciones existentes para las comunidades de la Península de Atasta para dicho año era de 1 147 y 675 para Cd. del Carmen, tomando como referencia estos datos y considerando 2 pescadores por lancha, se estima que la cantidad de pescadores para la Península de Atasta es de 2 294 y de 1 314 en Ciudad del Carmen.


I

De acuerdo con datos proporcionados por pescadores de la Península de Atasta, los recursos mayormente obtenidos son: camarón siete barbas, camarón blanco, bagre bandera, balah, chopa, robalo y chucumite, entre otros; los volúmenes de captura varían entre 30 y 300 k por día dependiendo de la época y de las condiciones climatológicas. Las especies de mayor producción para la Península de Atasta y Cd. del Carmen, de acuerdo con los volúmenes desembarcados (avisos de arribo), reportados por la Subdelegación de Pesca en el municipio de Carmen (1999) son:

Tabla IV.2.3.18 Volúmenes Desembarcados en Atasta y Ciudad del Carmen.

Especie Península de Atasta (t) Cd. del Carmen (t)

Camarón blanco 258,20 16,83Chopa 24,19 42,88

Gurrubata 0,73 108,51Robalo 84,14 143,16

Bagre bandera 40,34 154,82Balah 8,36 156,47

Camarón siete barbas 244,29 1 243,96Jaiba 1 209,30 1 802,41

Estas cifras incluyen el volumen sin registro oficial.

La pesca de los organismos de interés comercial está regulada por los períodos de veda aplicados a cada especie, en el caso de los que se obtienen en la zona de interés, sólo presentan veda el Camarón Blanco y Siete barbas, la época de veda para dichas especies está comprendida entre los meses de marzo a noviembre, aunque la fecha específica y la duración de la misma (3 a 6 meses) varían cada año dependiendo de elementos tales como las características físicas como por ejemplo la talla de la especie y los volúmenes de captura de la temporada anterior, además de evaluaciones realizadas por el Instituto Nacional de la Pesca durante la época de captura.

El área en la que se llevara a cabo el proyecto es un área restringida al paso de embarcaciones que no se dediquen a la actividad petrolera, por lo que la actividad pesquera no se realiza.

- Industria.


I

Extractivas: Petróleo

En la Sonda de Campeche la actividad predominante es la extracción de hidrocarburos, a partir de la explotación y terminación de los pozos exploratorios, aquéllos que resulten productores, se incorporarán a la producción nacional.

Actualmente la riqueza petrolera en la región marítima de la Sonda de Campeche, del Sureste del país, corresponde a una reserva probada de 17 100 MMB de hidrocarburo, con un valor presente neto de 10 millones de dólares en los 39 campos petroleros de la Sonda de Campeche. De ese total, 14 992,3 MMB corresponden específicamente a petróleo crudo y el resto a otros hidrocarburos como los condensados, líquidos de planta y gas seco; la reserva probada de la Sonda de Campeche, es equivalente a 16,6 veces la producción anual de petróleo crudo en el país.

Las investigaciones que llevaron a determinar el monto de reservas de hidrocarburos en la Sonda de Campeche, realizadas por PEP y el Instituto Mexicano del Petróleo, fueron auditadas por la empresa internacional de ingeniería petrolera Netherland, Sewell and Associates, Inc. (NSAI) mediante un dictamen, en el que asegura que los resultados de la investigación son razonables y han sido elaborados de acuerdo con los principios de valuación e ingeniería petrolera generalmente aceptados.

Así mismo, la importancia de esta actividad en el ámbito económico nacional se refleja en las aportaciones que la industria da al país vía impuestos fiscales, así como obras y acciones que desarrolla directamente en las regiones en las que se encuentran sus instalaciones; que al ser necesarias para la industria, benefician a terceros (carreteras, caminos, servicios).

De servicios.

La industria de los servicios tuvo auge en el Municipio de Carmen como parte del efecto de la industria petrolera, pues fue necesario crear infraestructura para atender a la demanda.

El crecimiento de esta industria se concentra en la isla de Cd. del Carmen; el servicio de hoteles y restaurantes concentran 43,2% de las unidades productivas.


I

La infraestructura de la industria de servicios en zona marina, está representada por compañías que brindan desde el servicio de alimentación para el personal y limpieza, soporte y mantenimiento a las instalaciones de PEP e incluso servicios operativos.

Esta actividad absorbe el mayor porcentaje de la PEA en el municipio, así mismo en Cd. del Carmen.

Agropecuario.

El Municipio de Carmen es una de las zonas agrícolas sobresalientes del estado además de Campeche, Champotón, Palizada y Hopelchén, los cultivos más importantes a escala estatal son arroz, maíz, sorgo, chile, naranja, melón y otros (Salas, 1996). Los principales productos son de temporal y la actividad se desarrolla con prácticas tradicionales.

La extensión de suelo usada para la agricultura es de 59,466 has que corresponde a 4,53% del total territorial del municipio y al 31,18% de la superficie total de uso agrícola estatal, información que se presenta en el Plan de Desarrollo Municipal 1997-2000.

Ganadería, Apicultura y Avicultura.

El Municipio de Carmen es el primer productor (41,87%) de ganado bovino en el Estado; el segundo productor de porcinos (16,7%); el tercer productor de ovinos (17,41%) y produce el 9,52% de ganado caprino, sí como tiene el mayor número de equinos (29%) del total del Estado. Dentro de los productos pecuarios el más importante es la leche, con el 32,71% del total estatal. La producción de aves es mínima (1,48% del Estado) sin embargo dentro del porcentaje contribuye con el 14,09% de los guajolotes.

Cuenta con el 13,47% de la población de enjambres, aportando el 5,09% de miel y 8,16% de la producción de cera del Estado.

La región de la Península de Atasta es una de las principales en explotación de la ganadería en el municipio, esta actividad es realizada de forma extensiva; los datos más actuales presentan que 513 000 ha están dedicadas a la ganadería, la existencia de cabezas de ganado bovino ascendía a 263 837 (PDM, 1997-2000).


I

La actividad pecuaria es principalmente de carácter extensivo no sólo en el municipio sino también en el estado, se crían las razas cebuínas las cuales son comercializadas para engorda.

En menor escala es desarrollada la cría de ganado porcino y ovino, siendo básicamente para autoconsumo al igual que las aves de corral, se realiza como una actividad complementaria a la agricultura.

Recursos Maderables.

La unidad de producción rural predominante es la maderable con aproximadamente 40,18%, le siguen las forestales con 24% y las de recolección con 21,70% de la producción total del Estado. Los productos son principalmente maderas tropicales preciosas y corrientes como la caoba, el cedro, y el guayacán entre otras, obteniéndose subproductos como resina barbasco, leña y otros, ocupando así el segundo lugar de producción en el Estado. En 1995 la producción forestal no maderable más importante fue el chicle con 16 toneladas representando el 7,58% de la producción estatal.

L.2) Ingreso Per Cápita.

Para 1990 la Población Económicamente Activa (PEA) de Cd. del Carmen representó el 29,2 % de la población total, con 24 486 trabajadores, de los cuales, 10,23% se ocuparon en actividades del sector primario (fundamentalmente en la pesca), 29,51% en el sector secundario y 60,26% en el terciario, incluyendo actividades no especificadas.

Con relación a 1970, la tendencia es el incremento de la PEA, observándose una tasa del 4,5% visto por sectores, el primario participa con una tasa de 0,7%, el secundario con 5,3% y el terciario 5,6%. Estos datos se presentan en la Tabla IV.2.3.19.

Tabla IV.2.3.19 Cd. del Carmen: Características de la PEA en Porcentaje.

AñoPEA PEA ocupada por actividades

% de población total absolutos Primarias Secundarias Terciarias1970 29,4% 10 189 21,4 25,30 44,601990 29,2 24 486 10,23 29,51 53,30Tasa 4,5% 0,7 5,3 5,60



I

Esta distribución de la PEA muestra la terciarización que ha experimentado la economía de la ciudad ante el decline de las actividades pesqueras, agrícolas y la falta de consolidación de las manufactureras.

De acuerdo con los datos del INEGI de 1999 destacan por ramas productivas: el 31,4% corresponde a los trabajadores agropecuarios y el 0,5% corresponde a los trabajadores del arte.

La PEA no especificada constituyó apenas el 2,5% lo que puede mostrar que la emigración de la población que no se incorporó a economía formal.

De la población ocupada en Cd. del Carmen, el mayor porcentaje de la PEA obtienen ingresos que van de 1 a 2 salarios mínimos. Si lo analizamos por sectores, más de la mitad de la población ocupada en la agricultura, ganadería y pesca obtienen entre 1 y 2 salarios mínimos.

En el sector manufacturero, en especial quienes trabajan en extracción de petróleo y gas, más de la mitad percibe ingresos de 3 a 10 salarios mínimos, el resto trabaja en la industria manufacturera (electricidad y agua), menos de la mitad percibe ingresos de 1 a 2 salarios mínimos, y quienes trabajan en la construcción, menos de un tercio recibe este ingreso.

Por otra parte, los que trabajan en el sector terciario, en especial los del comercio, servicios de restaurantes y hoteles, más de la mitad, obtienen salarios mínimos. La Población Económicamente Activa que cubre la canasta básica en Cd. del Carmen es de 43,3% (INEGI).

El estado de Campeche pertenece a la zona geográfica “C”, a está le corresponde un salario mínimo de $ 35,85 vigente a partir del 1 de enero de 2001 según datos del INEGI con base en la Comisión Nacional de Salarios Mínimos. INEGI, 2001.

M) Empleo.

Población Económicamente Activa (PEA).


I

La estructura básica del empleo en Campeche en los últimos diez años se ha modificado y existen ocupaciones que podían calificarse como “nuevas”, por lo menos para la entidad; se desarrollan alrededor de las obras públicas, la explotación petrolera o los servicios en las ciudades, por ser más atractivas económicamente y menos fatigosas.

El incremento de la producción petrolera en Campeche ha influido poco en la PEA porque la gran mayoría de los trabajadores empleados no tienen residencia definitiva en el Estado.

Sin embargo, los trabajadores campechanos que emplea PEMEX son relativamente pocos, ya que los más vienen de otros estados por períodos y regresan a sus lugares de origen.

De acuerdo con la información aportada por el INEGI, la población económicamente activa del Municipio de Ciudad del Carmen se presenta en las tablas IV.2.3.20 y - IV.2.3.21.

Tabla IV.2.3.20 Población Económicamente Activa para Ciudad del Carmen, Campeche.

Período 2000 General Hombres Mujeres

Enero 50,7 74,5 28,5Febrero 51,5 74,2 30,2Marzo 51,3 73,4 31,2Abril 52,7 77,1 30,5Mayo 53,6 75,6 33,1Junio 53,9 74,1 35,0Julio 50,9 75,5 28,3Agosto 51,9 76,7 29,2Septiembre 51,8 74,7 31,0

Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU),2000.

Tabla IV.2.3.21 Distribución Porcentual de la Población ocupada por Actividad Económica para Ciudad del Carmen, Camp.


I

Período Total

Agricultura, Ganadería, Silvicultura, Caza y Pesca

Industria Extractiva y

de la Electricidad

Industria de Transformación

Construcción Comercio Servicios

1999 Enero 100,0 5,2 8,0 4,7 10,6 18,3 42,8 Febrero 100,0 5,0 11,7 4,0 10,3 16,2 43,1 Marzo 100,0 4,9 11,7 4,0 10,0 15,7 42,7 Abril 100,0 5,6 8,9 4,0 10,3 19,4 41,8 Mayo 100,0 4,1 11,8 4,4 11,6 15,7 43,0 Junio 100,0 4,0 12,2 5,1 9,3 16,2 42,5 Julio 100,0 5,6 10,8 4,1 10,3 17,2 40,0 Agosto 100,0 5,0 12,7 4,8 9,1 17,3 41,8 Sep 100,0 4,9 11,1 5,7 8,4 15,8 43,6 Oct. 100,0 5,9 9,7 5,1 8,0 17,8 42,6 Nov. 100,0 5,6 13,3 3,6 9,8 15,6 42,9 Diciembre 100,0 5,0 12,0 4,1 9,1 18,2 39,8

2000 Enero 100,0 5,0 10,5 5,3 8,2 19,2 39,4Febrero 100,0 4,6 14,5 4,0 11,6 15,0 40,5Marzo 100,0 4,3 11,4 4,5 8,6 15,7 44,3Abril 100,0 4,7 10,5 4,9 8,8 18,8 41,8Mayo 100,0 3,1 12,0 4,3 12,5 19,5 38,0Junio 100,0 2,5 9,8 3,5 13,3 17,6 41,6Julio 100,0 4,2 12,0 5,2 9,2 19,9 38,8Agosto 100,0 4,3 11,7 3,8 13,8 18,0 37,1Sep 100,0 4,6 10,0 4,2 13,6 16,5 40,5 Fuente: INEGI, Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU), 2000,

La población ocupada por sector de actividad corresponde el 42% al sector terciario, el 33% al sector primario, el 21% al sector secundario y el 4% no está especificado.


I Al analizar en particular la evolución de la PEA en la Región Marina, encontramos que en el período de 1985 a 1994 hay un crecimiento considerable en la ocupación de trabajadores, con una tasa de crecimiento media anual del 0,05%; sin embargo, desde 1992 este incremento se ha mantenido estable sin rebasar los 10 600 trabajadores como se presenta en la Tabla IV.2.3.22, e inclusive, en 1995 el número de trabajadores que registró la subsidiaria PEP ascendió a 8 161 personas, lo que implica una reducción en el personal ocupado debido en gran medida a la reestructuración que se observó en ese año.

Tabla IV.2.3.22 Personal Ocupado RM (1984 – 1994).

Año Personal Ocupado1985 6 6281986 7 5021987 7 9801988 9 5261989 9 3781990 9 8171991 10 1121992 10 5431993 10 5071994 10 573

Fuente : PEMEX, 1995.

Cabe señalar que el centro administrativo de la industria del petróleo en la Región Marina se encuentra en Cd. del Carmen, por lo cual el personal presentado en la tabla anterior corresponde al administrativo y al operativo de la zona.

Actualmente se estima que el promedio de personal establecido en plataformas es de 6 000 personas aproximadamente, considerando no sólo a los empleados de PEMEX, sino también a los de las compañías que brindan algún servicio a la paraestatal y a las visitas que suben a plataforma diariamente.

Índice de Desempleo.

En las tablas IV.2.3.23 y IV.2.3.24 se muestran los índices de empleo y desempleo para el Municipio de Carmen, el índice más alto de desempleo general en 1999 y 2000 fue en el mes de Agosto, respectivamente.


I

Tabla IV.2.3.23 Índice de Desempleo abierto tradicional para Ciudad del Carmen, Campeche.

Período General Hombres Mujeres2000

Enero 2,2 2,4 1,5Febrero 1,8 1,9 1,5Marzo 1,7 2,2 0,8Abril 2,1 1,6 3,4Mayo 2,7 2,3 3,6Junio 2,1 2,4 1,5Julio 1,5 1,8 0,5Agosto 2,5 2,7 1,8Septiembre 2,0 2,1 1,8

Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU), 2000.

Relación Oferta-Demanda.

Se ha estimado que los umbrales de crecimiento de población en el corto, mediano y largo plazos, tendrán tasas de crecimiento 4,4%, 3,9% y 3,2% para los períodos 1998-2004, 2004-2010 y 2010-1016 respectivamente. Si la tendencia fuera ésta, el crecimiento de la población económicamente activa (PEA) El Área de Estudio Local, se estimaría para los mismos períodos con tasas de crecimiento en el orden de 5,3%, 4,1% y 3,4% respectivamente. Por lo tanto, la industria petrolera presentaría tasas de crecimiento de mano de obra de 4,0%, 2,5% y 1,6% para el mismo período.

Como se vio en apartados anteriores, la construcción y operación de la infraestructura petrolera en la Sonda de Campeche, ha atraído durante las últimas dos décadas mano de obra migrante en escalas importantes, esta tendencia será similar con las obras proyectadas para la infraestructura futura del Complejo Abkatún.

Tabla IV.2.3.24 Tasas complementarias de Empleo y Desempleo para

Ciudad del Carmen, Campeche.

Período TDAAa TPEEb TPEPc TPRGd TOPD1f TOPRMDg TOPD2h TIIDi TCCOj1999 P

Enero 1,8 1,6 2,9 3,1 4,2 3,0 14,7 17,8 23,8Febrero 1,6 1,3 1,4 1,5 3,2 2,1 9,5 12,5 18,9Marzo 1,6 2,6 3,1 4,6 3,1 2,1 11,7 13,4 19,6


I

Abril 1,4 1,8 2,2 2,7 2,9 2,3 17,5 12,3 17,3Mayo 1,7 1,4 1,6 1,9 2,6 2,2 11,5 8,8 17,2Junio 1,6 1,6 1,6 1,8 3,4 2,5 12,7 12,7 19,2Julio 1,5 1,1 1,4 1,5 2,7 1,9 8,2 10,0 16,1Agosto 2,9 2,1 2,3 2,4 2,7 3,5 11,4 10,3 15,5Sep. 1,8 1,7 2,0 2,1 3,1 2,1 14,1 10,7 13,0Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU),2000

Continuación Tabla IV.2.3.24 Tasas complementarias de Empleo y Desempleo para Ciudad del Carmen, Campeche.

Período TDAAa TPEEb TPEPc TPRGd TOPD1f TOPRMDg TOPD2h TIIDi TCCOj1999 P

Oct 2,4 1,9 2,3 2,3 4,2 3,4 12,7 11,3 16,4Nov 2,5 1,8 1,6 1,8 3,3 2,7 19,9 8,0 10,7Dic 1,1 1,1 1,3 1,7 1,8 2,0 10,9 7,1 14,3

2000Enero 2,8 2,4 3,6 3,9 3,7 3,7 13,5 8,6 12,2Febrero 2,3 1,9 1,8 1,9 3,4 2,8 10,3 6,7 13,4 Marzo 2,6 1,8 1,9 2,0 3,1 3,3 11,3 8,4 13,2Abril 3,0 2,6 4,2 4,7 4,6 4,0 18,4 8,7 14,0Mayo 3.6 3,5 4,6 5,4 4,7 4,1 17,7 8,7 12,1Junio 3,0 2,2 3,4 3,5 4,5 4,3 12,0 8,0 15,9Julio 2,2 1,5 3,6 3,6 3,3 3,3 10,7 5,7 10,4Agosto 3,1 2,9 3,3 3,8 3,7 3,3 10,0 7,9 11,5Sep 2,5 2,0 2,1 2,1 3,4 2,7 11,8 6,7 12,2Fuente: INEGI. Encuesta Nacional de Empleo Urbano (ENEU),2000

N) Competencia por el aprovechamiento de los recursos naturales

Los sectores productivos más importantes que fueron mencionados anteriormente de Cd. del Carmen, son la pesca y la producción de hidrocarburos, teniendo estas delimitadas sus áreas de influencia. Por lo que este apartado no aplica.

IV.2.4. Descripción de la Estructura y Función del Sistema Ambiental Regional.


I

Dentro de la zona de estudio del proyecto se presenta un medio totalmente marino, alejado de la zona costera 150 km hacia el noreste de Dos Bocas, Tabasco. En el polígono de desarrollo se cuenta actualmente con infraestructura petrolera del mismo activo que ha sido descrita en el Capítulo II.

Dentro del área del proyecto existen actividades que pueden causar contaminación marina por petróleo y se asocian a las siguientes actividades:

Ø Producción en Altamar.Ø Transportación Marina y Submarina.Ø Actividades de Exploración y Explotación.Ø Accidentes en las Operaciones, como ruptura de los oleoductos submarinos, derrames en las plataformas y accidentes de buques.Ø Acarreo Atmosférico de los Hidrocarburos.

En la atmósfera se presentan descargas provenientes de la quema de hidrocarburos en general (máquinas de combustión interna, quema de condensados, procesos de soldadura, manejo de gases como metano). Durante estos procesos la velocidad de dispersión de contaminantes está fuertemente influenciada por la velocidad de vientos en la zona. Dentro de los procesos de emisión de contaminantes los compuestos sulfurados presentan índices que están relacionados a la actividad antropogénica y a condiciones naturales del mar, estas pueden reflejarse en el balance natural de los compuestos de azufre.

Dentro de las actividades petroleras de la zona se presentan todas aquellas vinculadas a la exploración y explotación del recurso por medio de plataformas marinas, el transporte del mismo y los movimientos de personal y materiales. La mayor parte de estas acciones condiciona la quema y emisión de hidrocarburos a medio ambiente en general. Estos se agregan principalmente al agua y a la atmósfera. De las emisiones de gases a la atmósfera, la mayor parte de estas provienen de las producidas por el quemador, así como dispersión de condensados no quemados al agua.

Todas las acciones anteriormente mencionadas ocasionan afectaciones al medio ambiente marino, donde éste presenta fuentes diferentes de afectaciones pero invariablemente esta pasará al agua, es decir que al mencionarse como elemento integrador presentara un grado de afectación. La dinámica costera y oceánica de la Sonda de


I

Campeche, presenta factores que deben considerarse y revisten gran importancia para la concentración y dispersión de hidrocarburos presentes en agua. Las corrientes marinas superficiales representadas por la corriente de Lazo y las debidas a movimiento geostrófico, fenómenos típicos de áreas marinas someras como las surgencias, patrones de vientos y la radiación solar, determinante en las tasas de evaporación, transporte y dilución de hidrocarburos.

El sedimento que representa el hábitat de la meiofauna, la cual presenta la característica de escasa o nula movilidad y éste actúa como receptáculo de toda la materia partícula que sé suspenciona temporalmente en al agua, al presentarse una sedimentación los elementos puede ser modificado por varios factores y el efecto de esta modificación puede mostrar diferentes grados de afectación desde una simple turbidez del agua hasta adicionar elemento contaminantes al medio.

Dependiendo de las corrientes presente en la zona de un posible derrame, las propiedades físicas de un contaminante, pueden establecer una nueva zona de sedimentación afectando nuevas áreas. Independientemente de las posibles afectaciones de un contaminante este llegará finalmente al sedimento. Algunos contaminantes dispersos en el aire, al enfriarse se condensan y se precipitan al mar y conjuntamente al sedimento. Por otro lado la emisión de ruidos emitido por la maquinaria utilizada en las diferentes operaciones; representaran diferentes tipos de grados de afectación y los diferentes niveles que se alcancen, estos ruidos representaran afectaciones a la población laboral de plataformas y barcos. Los niveles que se presentarían representarán afectaciones si no se usan las medidas de protección adecuadas dentro de los sitios de trabajo. Las afectaciones a flora y fauna por las actividades desarrolladas en la construcción de anteriores proyectos, se manifestaron en disminuciones de la población y en alteraciones en el comportamiento de las especies, se han considerado afectaciones a flora, representada esta por especies de algas y fitoplancton al integrase al medio, elementos contaminantes que perturbaron la transparencia de la columna de agua o agregaron elementos tóxicos al medio.

Las afectaciones que se presentaron a la fauna estuvieron en relación con la capacidad de la movilidad de los organismos. Las afectaciones mayores se presentaron de acuerdo con el sustrato que habitan a su movilidad, y a la capacidad de desplazamiento de cada organismo. Aquellos que no presenten capacidades sesiles, fueron mayormente afectados. Parte del necton que presentó afectaciones fueron solamente durante la etapa de instalación y construcción, ya que durante la etapa de operación, por las características de diseño de las plataformas estas no significaron obstáculos para su libre transito.


I

Es de mencionarse también que el tendido de ductos causará afectaciones al sedimento durante la instalación ya que se removerá este para el enterrado de ductos. Durante este proceso las afectaciones se darán hacia dos componentes el agua y el sedimento. Como conclusión se establecen como componentes relevantes al aire, sedimento, agua y ruido, los cuales se consideran como aquellos que pueden afectar mayormente la calidad del ambiente, por el tipo de actividades a desarrollar en este proyecto.

IV.2.5. Análisis de los Componentes, Recursos o Áreas Relevantes y/o Críticas.

Debido a la importancia de tener mayor conocimiento de la zona se han realizado diversos estudios marinos generales principalmente de geomorfología, geofísica, física, química, así como estudios prospectivos y cuantitativos en las comunidades biológicas existentes en la zona. Estos estudios en conjunto han contribuido a la detección de: yacimientos de recursos petroleros, zonas de productividad pesquera y al conocimiento científico de la zona marina del Golfo de México. Es de mencionar que parte de la descripción de todos los tópicos relacionados con el área de estudio se realizarán por descripción de puntos cercanos, pero fuera del área de desarrollo, tomando en cuenta la homogeneidad y similitud de condiciones en la zona marina de la Sonda de Campeche. Se consideraron cuatro componentes como relevantes presentándose siendo agua, sedimento, aire y ruido de los cuales se presenta información referente a sus características presentes en la región. Con respecto a la calidad de agua y sus propiedades químicas, estas presentan algunas tendencias fuertemente marcadas, como es el caso de la temperatura y la salinidad en los cuales, al aumentarse la profundidad, disminuye la temperatura y las concentraciones de sales. Otros patrones se presentan en cuanto al pH, el cual se hace más ácido al aumentar la profundidad y los valores de nitrógeno total aumentan.En el agua de mar de la zona se presentan datos de salinidad con un valor máximo de 36,87 y un mínimo de 29,90 el valor medio de salinidad fue de 35,62. El cambio vertical de este parámetro para los transectos no fue homogéneo con respecto a la profundidad. El cambio vertical de este parámetro fue heterogéneo ya que se mostraron núcleos salinos a diferentes profundidades con valores diversos. Los valores de temperatura, han permitido detectar una disminución


I

conforme aumenta la profundidad y una fluctuación entre los 15, 23 °C y 29,02 °C. En las estaciones de menor profundidad la temperatura superficial tiende a ser similar al resto de la columna, debido a que ha menor profundidad existen procesos de mezcla muy dinámicos que homogeneizan las condiciones de la columna de agua. (Nowlin y McLellan 1967, Citado en Pemex-UNAM, 1998). La concentración de O2 promedio encontrado para las campañas SGM es mayor a 3 mL/L. Los valores obtenidos en

esta campaña son semejantes a los reportados en otros cruceros oceanográficos. La concentración del oxígeno disuelto en las diferentes profundidades, en general observa un máximo para algunas estaciones alrededor de los 50 m; esto se debe probablemente a la actividad fotosintética (Pemex-UNAM, 1998). La disminución del pH, respecto a la profundidad, es debida a la oxidación de la materia orgánica. La profundidad del mínimo de pH fue variable y debido a la profundidad de la zona de estudio, este parámetro mostró un valor máximo de 8,3 y un mínimo de 7, 6 el valor medio de pH fue de 8,1. El nitrógeno de nitritos (N-NO2) está por debajo de 1mmol/L, la concentración más alta fue de 2,0mmol/L. Los

nitratos presentaron con un valor promedio menor (9,64mmol/L). Por otro lado, se observó un aumento en todos los nutrientes derivados del nitrógeno (NO2 y NO3) entre 30 m y 50 m debido a la regeneración de éstos.

En la superficie, se observó una baja concentración de nutrientes, después un aumento debido a la regeneración, posteriormente se observó una disminución como consecuencia de la actividad biológica, seguida de un segundo aumento en concentración alrededor de los 200 m (Sverdrup et al., 1970; Riley y Chester, 1989; Spencer, 1975).

El ión nitrito está presente en concentraciones menores que las otras formas de nitrógeno inorgánico combinado. La concentración está dentro del intervalo reportado para la concentración promedio en agua de mar que es de 0,01-3 mmol/L. Las concentraciones encontradas del ión amonio son mayores que el intervalo reportado para el agua de mar (0,03-3,75 mmol/l) y mayores que las otras formas de nitrógeno inorgánico combinado; esto es debido a que el crecimiento del fitoplancton ha removido la mayor parte del N-NO3 (Pemex-UNAM, 1998).

Los fosfatos así como los nitratos disueltos en el agua de mar, conocidos conjuntamente como sales nutritivas, tienen una gran importancia sobre todo desde el punto de vista biológico, dado que son elementos indispensables para


I

la síntesis orgánica en el mar y de ellos depende en buena medida la vida en las aguas. La mayoría de las concentraciones de fosfato se encuentran por debajo del valor promedio reportado para el agua de mar 3,0 mmol/l (Sverdrup et al., 1970, Millero, 1996). En las estaciones la mayor concentración de fósforo inorgánico se encuentra entre los 75-200 m.

A pesar que la región se encuentra bajo la presión de intensas actividades relacionadas con la industria petrolera y de tráfico marítimo, es notable la ausencia del grupo de los naftalenos y sus derivados mono, di y de trimetilados, los cuales son buenos indicadores de aportes recientes de petróleo crudo. La ausencia de estos compuestos, puede ser el resultado de su solubilidad relativa, así como de procesos de evaporación ocasionados por la intensa radiación solar y las altas temperaturas que predominan en la región (Botello et al, 1996). También se presentan considerables condiciones físicas (corrientes, vientos, temperatura) y químicas (oxígeno disuelto, pH, sedimento) propias de la Sonda de Campeche que afectan esta concentración (Botello et al, 1996). Se presentan los niveles de hidrocarburos en agua en la Tabla IV.2.3.25.

Tabla IV.2.3.25 Hidrocarburos en agua en la Sonda de Campeche.

Hidrocarburos Presentes en la Zona

Hidrocarburos en agua Desde 2- 6 µ/l hasta >20 µ/l Fuente Botello, 1996.

En la Sonda de Campeche (Celis, et al, 1987, tomado de Botello, et al 1996) encontró niveles de concentración de hidrocarburos a 10 ppb, para esta área, presentándose niveles por debajo de este límite en el 50% de los sitios de muestreo, la zona del Caribe Mexicano con el nivel más alto de 15 ppb. Los resultados de concentración de metales traza en agua y sedimentos obtenidos durante varias campañas oceanográficas de los cuales se analizaron los siguientes metales: Ag, Al, As, Ba, Cd, Co, Cr, Cu, Fe, Hg, Mn, Ni, Pb, V, Zn. La presencia de los metales durante este análisis fue en el orden siguiente de concentración fue Ba > Zn > Ni > Cu > Cd > Fe > Mn > V > Cr > Al > Pb > Co > Ag > As > Hg. En general, las concentraciones de metales en superficie fueron menores a las de fondo debido a que la mayor parte de ellos a excepción del Al, Cr, Hg, V y Pb, son elementos de tipo nutriente, ya que son utilizados por diversos organismos del medio ambiente, lo cual origina que las concentraciones en superficie se mantengan bajas. La distribución horizontal permitió también, observar


I

núcleos de mayor concentración en la zona Oeste para los siguientes elementos: Al, As, Ba, Co, Mn y Ag, así como, de baja concentración para los elementos Cd, Cu, Ni y Pb. En la zona Este, se observaron núcleos de alta concentración para el Al, As (el cual es extenso y abarca toda la costa de Campeche), Cd y Pb; también se observó para esta zona, que el As, Ba, Mn y Pb presentaron mayor concentración respecto a la zona Oeste, debido a la actividad petrolera. La distribución horizontal del níquel fue la más homogénea. (Pemex-UNAM-1998). En la zona de desarrollo del proyecto, se han encontrado hidrocarburos de origen biogéno en los sedimentos marinos presentes a partir de microorganismos, descomposición de plantas marinas y terrestres, y por erosión de rocas sedimentarias en las cuales fueron generados previamente, al igual que en la Sonda de Campeche en general (Botello, 1991). Los tiempos de residencia de los hidrocarburos fósiles en los sedimentos pueden ser de 3 a 10 años, según la velocidad de degradación de éstos (Moore y Dwyer, 1974; citados en Botello et al, 1996). Por las condiciones de las zonas tropicales, se puede considerar que los tiempos de permanencia de los hidrocarburos en los sedimentos sean menores ya que condiciones como temperaturas altas, concentraciones de nutrientes en el medio, oxígeno y tipo de sustrato, así como bacterias, inducen procesos de altas tasas de biodegradación. También las tasas de oxidación fotoquímica en estas zonas tropicales son altas (Botello et al, 1996).

Se observó al comparar las concentraciones de superficie (S) y fondo (F) de plata se encuentra por arriba del valor promedio del agua de mar en aproximadamente un orden de magnitud, lo cual ha sido ocasionado por los aportes fluviales y las actividades petroleras. La concentración de Ba, en fondo y superficie se encontró dentro del valor promedio reportado para el agua de mar, no obstante las actividades de perforación que se desarrollan en la zona.

La concentración de cadmio, se encontró cercana al valor promedio reportado para el agua de mar y en varias estaciones es inferior a este valor. Contrario a lo que se esperaría, la concentración de Ni, fue menor al valor promedio reportado para el agua de mar, la variación en fondo y superficie fue ligeramente heterogénea, ocasionada por las actividades petroleras.

Finalmente la concentración de Pb, se encontró por arriba del valor promedio reportado para el agua de mar, principalmente las muestras de fondo, lo cual se puede deber a las actividades de perforación. Las concentraciones que se reportan no son consideradas como tóxicas debido a que se encuentran por debajo de los límites señalados como tóxicos en normas nacionales y respecto a las concentraciones reportadas para otras zonas marinas (Pemex-UNAM, 1998).


I

Botello 1996, obtuvo los siguientes resultados de análisis de hidrocarburos alifáticos y aromáticos en sedimento de la zona. Se presentan los siguientes niveles de hidrocarburos presentes en la zona, sedimentos en la Tabla IV.2.3.26 se presentan niveles de hidrocarburos totales sedimento en la Sonda de Campeche.

Tabla IV.2.3.26 Hidrocarburos Totales presentes en Sedimento de la Sonda de Campeche.

Hidrocarburos totales en la zona.

Hidrocarburos en sedimentos 43,3 ppm.

Fuente (Botello et al, 1996).

En los sedimentos se presentan diferentes concentraciones de metales, no se detectó la presencia de Cu, Cd, V y Pb, mientras que el bario considerado como un elemento que permite detectar un aporte antropogénico (Holmes, 1981). Los valores más altos de Ba se encuentran en las zonas inmediatas a las plataformas de explotación petrolera localizadas frente a la Laguna de Términos, y a partir de éstas se observa un gradiente decreciente (Rosales, et al., 1992). La barita (BaSO4) se usa abundantemente en los lodos de perforación, por lo que es introducida a

los sedimentos por las actividades de exploración y explotación petrolera.

La calidad atmosférica de la región, se interrelaciona con índices como la dispersión de contaminantes como: características meteorológicas del ambiente, la velocidad del aire, la superficie del área contaminada, así como de las características físicas y químicas de las emisiones.

Con relación al H2S, que puede ser producto de la naturaleza como de origen antropogénico, en la zona del Golfo

de México es posible que tenga dominancia de los aportes naturales producto de la naturaleza biogénica del mar; Sin embargo, existe la posibilidad que emisiones de las actividades petroleras que se desarrollan en el Golfo, especialmente frente a las Costas de Campeche y Tabasco, pueden incorporarse al balance natural de este compuesto de azufre.

Con relación a los niveles de ozono estos se presentan en niveles altos durante la tarde, presentándose niveles más bajos durante la noche, reflejándose directamente la contribución de la actividad petrolera de las plataformas marinas ya que por la noche la actividad biogénica puede considerarse casi nula; Ver Tabla IV.2.3.37, la importancia mayor de este compuesto es que se le considera como precursor de lluvia ácida.


I

Tabla IV.2.3.27. Medición de contaminantes promedio para el Área de Proyecto.Contaminantes del Aire

Masa promedio 14.4 µg/m3Ozono 0,95 ppmH2S 2,65 ppb

DMS 237 mg DMS/lAerosoles Primarios (día)

*SO4 12,14 µg/m3

*NO3 22,2 µg/m3

PST 50,5 µg/m3% SO4 en PST 34,5

% NO3 en PST 7,0Fuente: Bravo-Alvarez et al.1996; *Promedio para todo el Golfo de México.

Como ya se mencionó anteriormente los niveles de ozono de la zona de actividad petrolera fueron relativamente bajo, si estos son comparados con niveles de concentración del mismo contaminante en las ciudades consideradas como áreas contaminadas. Los registros de ozono quedaron siempre por debajo de 8 ppb, se puede señalar que la calidad de aire de la cuenca atmosférica del Golfo de México con respecto al Ozono es buena, prácticamente dentro de los niveles de concentración de fondo O3. Los valores típicos en ambiente urbanos se encuentra entre 50 y 400 ppb.

En estudios realizados por PEP se analizó el componente ruido laboral dentro de las plataformas, como resultado de este análisis se determinaron los niveles de ruido dentro de las plataformas. También se obtuvo el mapa de los niveles de ruido presentes en cada nivel de los diferentes tipos de plataformas, es de mencionarse que estos niveles sonoros se presentan dentro del ambiente laboral de las plataformas y es de mencionarse que estos niveles se aplican durante la fase de operación de las plataformas. Se tomaron lecturas de cuatro plataformas tipo siendo estos perforación, enlace, habitacional y producción. La plataforma que presentó la máxima zona de ruido intolerable (98,4-120,4 dB), fue en el segundo nivel de la plataforma perforación en el área de tanque de separación 1ra etapa y el rectificador 1ra etapa (PEP2, 1999).

IV.3. Diagnóstico Ambiental Regional.


I

De la zona de desarrollo del proyectos de presenta un ecosistema típico marino con una profundidad promedio de 85 m, con corrientes de 2,1 km/día hacia el Noroeste, sobre la línea de costa, la cual presenta anillos llamados anticiclónicos por su rotación con corrientes variables. La actividad predominante en el área de desarrollo del proyecto son aquellas destinadas a la actividad petrolera con marcada tendencia hacia la exploración y explotación de recursos petroleros y sus subactividades como la transportación marina de materiales, insumos y personal hacia las plataformas (Botello, 1996).

La zona de desarrollo de proyecto presentó niveles de hidrocarburos en agua de 11 ppb (Botello 1996), siendo la norma de la UNESCO, de 10 ppb. Dicha cantidad resulta considerable si se considera que este límite se considera para áreas superficiales no contaminada (UNESCO, 1976).

Celis et al 1987, presenta variados niveles dentro de la zona de la Sonda de Campeche en general que se presentan desde 2-6 hasta >20 m / L, considera que los niveles presentes pueden ser sobreestimados o subestimados y se encuentran influenciados por la actividades petroleras de la Sonda. Considera también que los niveles actuales de hidrocarburos tanto en al Sonda de Campeche como en el Caribe Mexicano presentan influencia de la actividades portuarias de los buques tanque que atraviesan la región del Gran Caribe.

Los niveles de hidrocarburos en sedimento presentan niveles de 43,3 ppm incluidos hidrocarburos antropogénicos y biógenos. El límite permisible para zonas no contaminadas de la UNESCO (UNESCO 1976) es de 70 ppm, se considera que en la actualidad existen hidrocarburos antropogénicos (pirolíticos y petrogénicos) (Botello, et al 1996).

Dentro de la Sonda de Campeche, se presentan condiciones que pueden afectar la calidad del aire ambiente de la región, en la actualidad se presentan como fuentes emisoras de gases en las plataformas marinas de producción petrolera son los equipos de combustión interna y la quema de gases. En general las emisiones producto de estas actividades son las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOX), dióxido

de azufre (SO2) monóxido de carbono (CO), ozono y partículas suspendidas totales (PST). Se cuenta con muestreos

de emisiones de equipos en la Región Marina Suroeste (ABKATUM-A, ABKATUM-D POL-A, ABKATUM-N como instalaciones costa afuera y la Terminal Marítima de Dos Bocas como instalación terrestre), (IMP, 1997). En éstos complejos se analizo la descarga de emisiones de grúas, hornos de calentamiento, incineradores, modelos


I

de compresión, motobombas, motocompresores, motogeneradores, quemador, rehervidor, turbobombas, turbocompresores y turbogeneradores siendo estos los siguientes resultados.

Tabla IV.2.3.27 Emisión de Gases por Complejo en la RMSO.

ComplejoEmisión total por complejo (kg/h)

Concentración total por complejo (ppm)

NOx Max. SO2 Max. NOx Prom. SO2 Prom. NOx Prom. SO2 Prom.

ABKATUM-A 6,45 162,83 5,86 41,79 1740,41 5941,10ABKATUM-D 3,48 323,40 3,09 120,93 565,21 4087,46POL-A 3,45 164,15 3,12 33,68 736,61 4435,41ABKATUM-N 50,40 3,92 11,81 1,53 732,31 5169,70TMDB 2,15 28,93 0,41 2,51 1298,53 4982,11SUMA 65,93 683,23 24,28 200,45 5073,07 24642,78

Como conclusiones en general se obtuvo que ninguno de los equipos de combustión interna localizados en los complejos, rebasa los límites máximos permisibles de NOx y SO2 establecidos en la norma NOM-085-ECOL-1994,

sin embargo se debe considerar el aporte total de contaminantes de todos los equipos.

De las emisiones de ruido se presentes durante las fases de operación de las plataformas tipo se concluye que los niveles de producción de ruido fueron en áreas locales de las plataformas y éstas se presentaron en niveles de ruido diferentes. Se presentan los niveles máximos y mínimos en las plataformas tipo.

Tabla IV.2.3.28. Producción de Ruido en Plataformas Tipo en la Sonda de Campeche.

Plataforma tipoNiveles (dB)

Área de ruido máximoNivel 1er Nivel 2do Nivel 3er Nivel

PerforaciónMáx. 97,7 - 104,1 98,4 -120,4 104 -114,8

Tanque de balanceMín. 78,2 - 89,1 ND ND

ProducciónMáx. 100-104 98 -100 95,4 - 97

Separador de líquidosMín. 75 85 85

Enlace Máx. 95,2 - 103,3 100,1 -108,7

Turbobombasfile:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (308 of 413) [28/04/2010 13:55:52]

I

Mín. 88,4 76,1 - 89,2

HabitacionalMáx. 99-105 Turbobombas-

moto-generadorMín. 85 Se establece que la mayoría de ruidos en plataforma que alcanzan niveles intolerables son producidos por maquinaria de combustión interna, pero en este estudio el nivel máximo alcanzado se presentó en el tanque de separación y el rectificador de primera etapa. (PEP2, 1999).

La Sonda de Campeche es una de las 2 zonas más importantes para la producción primaria. Los valores de densidad de fitoplancton expresado en célula/l en la Sonda de Campeche, efectuando por Licea, de acuerdo con la profundidad. Las diatomeas que forman parte del fitoplancton constituyeron el grupo dominante en las áreas aledañas a la costa: llegan a representar hasta el 100%. La proporción de diatomeas fue disminuyendo conforme hubo un alejamiento respecto a la línea litoral, hasta alcanzar porcentajes tan bajos como 1,0% en algunos lugares.

En un trabajo de la Comisión Intersecretarial de Investigación Oceanográfica en México, se realizó el Análisis Cualitativo y Cuantitativo de 57 muestras de Sedimento, procedentes de la plataforma Continental de la Sonda de Campeche. Identificándose 57 especies de pelecípodos, 35 de gasterópodos y 5 de escafópodos.

Según FAO el rendimiento potencial estimado de todas las especies de la zona, exceptuando los peces pelágicos de altamar, es del orden de 5,3-6,9 millones de ton y el rendimiento potencial de peces demersales se calcula en 2,5 millones de toneladas de las cuales más del 50% se encuentra en el Golfo de México. Para 1999 en el estado se obtuvieron 50 930 toneladas de la captura peso vivo según las principales especies considerando 23 especies comerciales más una clasificación considerada como otras y otra clasificación de sin registro oficial. Se debe mencionar que estas capturas representan a todo el estado y las zonas de captura esta fuera del área de desarrollo de la actividad petrolera.

IV.4. Construcción de Escenarios Futuros.

El proyecto de integración de los Campos Abkatún, Campo Caan, Campo Taratunich y Campo Kanaab, es el más importante para el activo con el propósito de asegurar la recuperación óptima del valor de las reservas. Se ha planteado la perforación de cinco pozos, la construcción de la infraestructura para la explotación de la reserva remanente, la conclusión de la optimización del manejo superficial de hidrocarburos, el cese del envío de gas a la atmósfera, el mejoramiento de los mecanismos de producción por medio de sistemas, y la implantación de un


I

proceso de mantenimiento de presión por medio de inyección de un gas.

También el proyecto está siendo complementado mediante la adquisición de información sísmica tridimensional (PEP, 2002).

Cambios a corto plazo (hasta cinco años).

La base de cambio del sistema principalmente radicará en las actividades antropogénicas, las cuales presentan una tendencia a aumentar dentro de la zona de explotación y producción de PEMEX. Una de las áreas que según programas de desarrollo irán en aumento será la Petrolera de Exploración y Producción.

Los procesos migratorios han establecido tipo de población con características propias del crecimiento, CONAPO calcula un incremento a 233,802 habitantes para el Municipio de Cd. del Carmen (CONAPO, 2000). La creciente actividad de la zona en general seguirá siendo fundamental para la economía nacional, siendo también una pieza clave en el desarrollo poblacional de la región. Para el medio ambiente en general, la industria petrolera continuamente busca ejecutar sus procesos más eficaces y con mejores tecnologías que sean compatibles con el ambiente. Las combinaciones de efectos sobre el medio deberán demostrar características de una zona petrolera con alta influencia de corrientes marítimas y de vientos, los cuales se encargarán de la dispersión de contaminantes emitidos a la atmósfera.

Cambios a mediano plazo (de 6 a 15 años).

La aplicación el aprovechamiento de los recursos petroleros deberá estar de acuerdo con el plan de desarrollo vigente. Las perspectivas de desarrollo de la actividad petrolera en la zona presentarán grandes oportunidades de incrementarse, dependiendo de las necesidades de hidrocarburos nacionales e internacionales. Los proyectos de producción serán aprovechados al máximo, contrarrestando la declinación de los campos, con la inyección de nitrógeno, adecuando el ritmo de extracción de la reserva de acuerdo con los niveles de producción. Desde el punto de vista de perforación exploratoria, se presentará la tendencia de continuar el esfuerzo de incorporar nuevas reservas provenientes de del descubrimiento de yacimientos nuevos (PEP, 1999).


I

El factor social presentará cambios poblacionales debido al incremento de movimientos migratorios normales y a las tendencias de emigración a las zonas costeras. (INEGI, 1990).

Según las predicciones del CONAPO en la zona se reportará un incremento poblacional de 278 593 habitantes en el municipio para el 2010, el cual deberá ser satisfecho de servicios básicos y otros servicios anexos. También dentro del Estado se presentarán incrementos poblacionales principalmente en los municipios costeros incluida la capital del Estado de Campeche (CONAPO, 2000). En el aspecto ambiental persistirá las emisiones a la atmósfera por parte del quemador de proceso, cuyas emisiones dependerán de la producción del pozo de extracción; es importante destacar que las emisiones a la atmósfera por parte de dicho quemador serán mínimas ya que los quemadores instalados por PEP son del tipo ecológico y su finalidad es la disminuir al máximo las emisiones a la atmósfera. Por otra parte la generación de residuos peligrosos y no peligrosos, habrá disminuido de manera significativa puesto que en las únicas operaciones donde éstos se generarán será en los procesos de operación del módulo de compresión y en menor grado en la operación del equipo de servicios auxiliares en el módulo habitacional. Respecto al hábitat que existe en la zona del proyecto, se considera que para este tiempo las comunidades de flora y fauna habrán recuperado sus índices de diversidad y abundancia; creando nuevos hábitats en las inmediaciones de las subestructuras del módulo de compresión y del módulo habitacional; así como de la línea del gasoducto.

Cambios a largo plazo (de 16 años en adelante). La zona en general presentará aspectos de desarrollo de la industria petrolera en los cuales, algunos ya abran alcanzado su máximo de producción comenzando en algunos casos a decaer pero todavía la influencia será importante sobre la economía nacional e internacional. Gran parte de la infraestructura de apoyo estará cerca de ser removida acercándose al final de su vida útil, siendo remplazada por infraestructura nueva y con mejores tecnologías de construcción y operación. El proyecto


I

que posiblemente se encuentre en desarrollo para estos años será el de Campeche Oriente, dependiendo del tipo de pozos que resulten y cuales sean sus características, el desarrollo de este proyecto presentará dos bases importantes para su desarrollo, la perforación de 200 a 500 m de profundidad y la optimización de tecnologías para el desarrollo en áreas ecológicamente sensibles (PEP, 1999). En el año 2020, el aspecto social económico será uno de los medios que probablemente tenga un crecimiento mayormente acelerado, según tendencia de crecimiento en el estado se presentará una población total en el Estado de Campeche de 934 105 y una tasa de crecimiento de 8,01 habitantes, en los cuales las tasas de migración y emigración seguirán presentando una alta influencia en la población total (CONAPO, 2000). Se contempla que el único factor persistente en el medio ambiente serán las emisiones a la atmósfera provenientes del quemador de proceso, como se menciono anteriormente dicho quemador deberá ser integrado a un programa de mantenimiento preventivo y correctivo para disminuir las afectaciones al medio físico.V. IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES, ACUMULATIVOS Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL.

En este capítulo se analizarán e identificarán los posibles impactos ambientales, que ocasionará el proyecto denominado “Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral” durante cada una de sus etapas.

V.1 Identificación de las Afectaciones a la Estructura y Funciones del Sistema Ambiental Regional.

V.1.1 Construcción del Escenario Modificado por el Proyecto. Las obras contempladas en la presente Manifestación de Impacto Ambiental, se localizarán en la Sonda de Campeche, al Sur del Golfo de México. La principal actividad que se desarrolla en esta área es la extracción de hidrocarburos que conlleva a explotación, producción, transportación, distribución y comercialización de dichos hidrocarburos. Las actividades que contemplan el proyecto en sus distintas etapas, Instalación, Operación, Mantenimiento y Abandono del Sitio, se adaptarán a las políticas de calidad recomendadas por PEP, acordes con las instalaciones existentes en la zona.


I

Con base en el desarrollo del Capítulo IV, en donde se describió el escenario ambiental actual, se puede apreciar un ecosistema estable y que ha compartido espacios con instalaciones de la industria petrolera por más de 25 años, similares a las obras que se instalarán y que han sido descritas en el Capítulo II de la presente Manifestación de Impacto Ambiental; de esta forma se aprecia que los constituyentes de los elementos ambientales que se podrían ver afectados con las actividades del proyecto son:

Ø La vegetación marina presente, cuyo componente principal es el fitoplancton constituido por microalgas.

Ø La fauna, representada por especies marinas del zooplancton, bentos y nectón.

Las diferentes obras contempladas en cada uno de los campos integrales; así como los equipos, estructuras y dispositivos han sido diseñados con las recomendaciones de calidad, seguridad y protección al ambiente, establecidos en los códigos y normas, se espera que el escenario ambiental actual no se modifique por la realización del proyecto, ni existan cambios importantes en el ambiente. El compromiso de PEP es la operación de sus instalaciones, sin afectar el entorno ambiental, inculcando una conciencia y responsabilidad a su personal y a las compañías contratistas, en materia de seguridad industrial y de protección ambiental.

La zona donde se pretende instalar la nueva infraestructura corresponde a un área modificada por la actividad petrolera, encontrándose actualmente Plataformas de Perforación, Plataformas de Producción, Plataformas de Compresión, Plataformas de Enlace y Plataformas Habitacionales correspondientes a los Campos Abkatún, Caan, Kanaab y Taratunich; Ver Figura V.1.1.1 Localización de Campos en la Sonda de Campeche.

Entre las estructuras a instalar se encuentran: Perforación de cinco pozos, instalación de un Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A, instalación de un Tetrápodo para Módulo de Compresión y Servicios Auxiliares a 100 m de Caan-A, instalación de un Gasoducto de 11,6 km y 16” de diámetro de Abkatún –A hacia Caan-A; así mismo se considera la instalación de Trípodes de apoyo y Puentes de Enlace. Tabla V.1.1.1 presenta las obras mencionadas en cada uno de los campos integrales; así como la superficie requerida por éstos.

Tabla V.1.1.1 Descripción de Obras y Superficies.

Campo Abkatún




I

Plataforma de Perforación (Abkatún-B) Octápodo 1 0,001240 0,001240Reparación Pozo (Abkatún-H) Octápodo 1 0,001274 0,001274Taponamiento de Pozos Octápodo 16 0,001240 0,01984Soporte para Puente de Enlace Trípode 3 0,0003 0,0009Puente de Enlace --- 1 0,001485 0,001485


Instalación Módulo de Compresión Tetrápodo 1 0,001 0,001Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A

Octápodo 1 0,000966 0,000966

Plataforma de Perforación (Caan-A) Tetrápodo 1 0,000966 0,000966Puente de Enlace --- 1 0,0003 0,0003Gasoducto 11,6 km Longitud X 0,013 km Derecho de Vía 0,1508

Superficie Requerida Campo Caan 0,154032 Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

Continuación Tabla V.1.1.1 Descripción de Obras y Superficies.

Campo KanaabPlataforma de Perforación (Abkatún-H) Octápodo 1 0,001274 0,001274

Superficie Requerida Campo Kanaab 0,001274Campo Taratunich

Plataforma de Perforación (Taratunich 201)

Trípode 20,000441 0,000882

Reparación Pozo (Taratunich-TD) Trípode 3 0,000169 0,000507Superficie Requerida Campo Taratunich 0,001389

Superficie Total 0,189534 Fuente: PEP, Región Marina Suroeste, 2002.

V.1.2. Identificación y Descripción de las Fuentes de Cambio, Perturbaciones y Efectos.

Considerando la zona donde se realizará el proyecto, los elementos del ambiente que pueden verse afectados por alguna de las acciones del proyecto son:


I

Elementos Ambientales.

Ø Atmósfera.Ø Medio Acuático.Ø Sedimento Marino.Ø Biota.Ø Medio Socioeconómico.

El desarrollo de este proyecto se llevará a cabo en tres etapas que son:Preparación e Instalación; Operación y Mantenimiento; y finalmente la etapa de Abandono del Sitio.A continuación se describen en forma general las Fuentes de Cambio (actividades del proyecto) que se realizarán en las diferentes etapas del proyecto, arriba mencionadas, y que pueden causar algún impacto sobre los componentes ambientales indicados en la Tabla V.3.1.1 y Tabla V.3.1.2. Fuentes de Cambio.

Ø Emisión de gases de combustión por el uso de motores de combustión interna y operación del quemador.

Los gases de combustión serán generados por el movimiento de las embarcaciones requeridas en la instalación, perforación, operación, mantenimiento y abandono del sitio; así como por los generadores de energía eléctrica, y otros equipos accionados por motores de combustión interna (grúas de pedestal y bombas contra incendio).

Las emisiones por la operación del quemador se presentarán cuando se realice la medición de un pozo y por alguna razón la producción no se pueda integrar con el resto y requiera quemarse, también puede presentarse durante la perforación de pozos cuando se requiera quemar fluidos de control o hidrocarburos obtenidos durante la estimulación de los pozos.Ø Emisión de ruido por funcionamiento de maquinaria y equipo.

La emisión de ruido por equipo y maquinaria será generada por el funcionamiento de la misma, alguna de esta maquinaria operará en forma continua mientras que otra lo hará de manera intermitente. Ø Descarga de aguas negras y aceitosas.

Las aguas negras se generarán por actividades propias del ser humano (regaderas, sanitarios, lavandería, cocina), y las


I

aguas aceitosas son generadas principalmente durante el aseo de las cubiertas de las plataformas y en el mantenimiento de equipos. La descarga al mar de estas corrientes se realiza previo tratamiento mediante el empleo de platas de tratamiento paquete que cumplen con las normas ambientales vigentes.

Ø Descarga de desechos sólidos.

Los residuos sólidos pueden ser clasificados en peligrosos y no peligrosos basándose en el listado, características y límites permisibles señalados en la Norma NOM-052-ECOL-1993. Todos los residuos sólidos generados, a excepción de los alimenticios, serán almacenados temporalmente en recipientes para su envío a tierra y posterior tratamiento, por tanto la descarga de estos desechos al mar únicamente se presentaría de forma accidental.La presencia de residuos sólidos peligrosos en el mar puede alterar la turbidez del agua por la introducción de particulados que permanezcan en suspensión. Los residuos no peligrosos no alterarían la calidad del agua ni el comportamiento de las especies presentes por alguna acción física o química, ya que no serían integrados a la bióta pero tendrían un efecto desde el punto de vista estético y contrario a la política ambiental de PEP.

Ø Derrame de recortes de perforación (este incidente solo se presentaría durante la perforación de pozos).

Los lodos de perforación, usados durante la perforación de los pozos, se utiliza principalmente para mantener la estabilidad del agujero que se perfora y acarrear los recortes de formación a la superficie. Los fluidos se almacenan en las plataformas para su reuso, los recortes también se almacenan temporalmente para su envío a tierra y posteriormente a tratamiento.

Ø Derrame de hidrocarburos.

Puede presentarse derrame de hidrocarburos en los casos remotos y extremos de: Pozos fuera de control, ruptura de la tubería por sobrepresión, accidentes de anclado o por fallas de los soportes de los cruzamientos (sacos de arena cemento) y por derrame accidental en el vaciado de pozos durante la etapa de abandono del sitio.Ø Derrame de productos usados durante el mantenimiento.

Durante el mantenimiento de las estructuras y la parte superficial del gasoducto de transporte se manejan sustancias y compuestos como: recubrimientos, solventes, grasas, aceites lubricantes y pinturas, que pudieran derramarse accidentalmente.

Ø Tendido de gasoducto.


I

Para evitar que cualquier fenómeno en el fondo del mar llegue a afectar al gasoducto, se procede a excavar una zanja con un dispositivo denominado “arado”, el cual corta la zanja y la limpia, saca el lodo debajo de la tubería, entierra ésta e inmediatamente acumula el lodo sobre la misma para cubrirla, este procedimiento se realiza a todo lo largo de la trayectoria del gasoducto. Debido al movimiento que se realiza sobre el lecho marino removiendo sedimentos, se puede afectar de forma temporal la turbidez en el lugar en que se trabaja en ese momento, modificando las condiciones de luminocidad en forma instantánea.

Ø Cimentación de plataformas. La cimentación de las plataformas se realiza mediante martillos que golpean la parte superior de los pilotes hasta el enterramiento deseado, provocando por el golpeteo que el sedimento marino de los alrededores se remueva ligeramente.

Ø Anclado de embarcaciones.

Las embarcaciones requeridas en la Instalación y Abandono del Sitio para el transporte de materiales, personal e insumos, requerirán en algunos casos anclarse para fijar su posición para maniobrar, cargar y descargar. No así en la etapa de Operación y Mantenimiento en la que por seguridad las operaciones de este tipo se llevan a cabo controlando las embarcaciones con sus medios de propulsión.

Ø Descarga de agua de prueba hidrostática.

Se utiliza agua de mar para realizar esta prueba en el gasoducto de transporte; así como en los equipos y tubería superficial, misma que se regresa al mar una vez concluida la prueba hidrostática. Dado que las condiciones del agua de mar no se modifican se considera un cambio Poco Significativo, debido a partículas desprendidas del interior de las tuberías.

Ø Ingresos por ventas.

Cuando se realice la comercialización de los hidrocarburos extraídos de los Campos Abkatún, Caan, Kanaab y Taratunich se generarán ingresos captados por la venta de los mismos.

Ø Generación de empleo.


I

Durante la Instalación, Perforación y Abandono del Sitio se producirá una demanda baja de mano de obra en forma temporal, la cual será cubierta con personal especializado llevado por las compañías contratistas.

V.1.3 Estimación Cualitativa y Cuantitativa de los Cambios Generados en el Sistema Ambiental Regional.

La estimación de los cambios generados en el sistema ambiental se realizará de manera cualitativa considerando los siguientes criterios:

Ø Volumen o cantidad de material (emisiones a la atmósfera, líquidos o sólidos) que se pondrá en contacto con los elementos del ambiente.Ø Duración del evento que genera el impacto (fuente de cambio).Ø Las diferentes especies (biota) presentes y su abundancia en la zona.Ø En el aspecto socioeconómico, afectación a uno o más estados del país.Ø Medidas de mitigación naturales y operativas para cada actividad.

Se analizará cada etapa de ejecución del proyecto por separado, y en cadauna de ellas todos los Elementos Ambientales y el efecto que cada Fuente de Cambio (actividades del proyecto) tendrá sobre los mismos. El cambio oImpacto de cada actividad sobre cada elemento ambiental se calificará conrespecto a:

Ø Naturaleza.Ø Magnitud.Ø Duración.Ø Reversibilidad.Ø Importancia.

Cada uno de estos aspectos tiene diferentes niveles, los cuales tienen una codificación, y cuya definición nos habla de diferentes afectaciones en sentido positivo o negativo, en el tiempo y en el espacio. Analizando la interacción entre la actividad y el elemento ambiental se le puede asignar un nivel para cada uno de los aspectos listados arriba, lo que da la clasificación de dicho impacto. En el siguiente apartado en el punto se describe con mayor detalle los aspectos considerados en la calificación de los impactos.

V.2. Técnicas para Evaluar los Impactos Ambientales.


I

La valoración de los impactos en el ambiente depende de una adecuada identificación de los cambios potenciales al entorno, por lo que se hace necesario conocer los objetivos, así como todas las actividades que se realizarán en cada una de las etapas del proyecto.

Es indispensable conocer el estado actual de las características físicas, biológicas, sociales y económicas del área del proyecto, además de las restricciones ambientales, el ordenamiento ecológico, la vinculación con los planes de desarrollo federal, estatal y municipal. Con respecto al uso del suelo de los sitios involucrados, ya que esto constituye la base para la elaboración de la matriz de interacción proyecto-ambiente, donde el análisis de estos aspectos proporcionará los elementos necesarios para la identificación, evaluación e interpretación de los impactos al medio.

Las perturbaciones generadas en el medio marino y terrestre pueden seguir varias rutas de acuerdo con la naturaleza de la obra, el impacto y las características del ambiente, por lo que se deben seleccionar las técnicas de identificación de impacto ambiental más adecuadas.

Las Técnicas Determinadas para la Evaluación de este Proyecto son:

Ø Técnica de Listado Simple o Check List.

Ø Matriz de Interacción Proyecto-Ambiente (Matriz Leopold).

V.2.1 Técnica de Listado Simple.

Con esta técnica se realiza una identificación general de los impactos, las acciones de la obra que afectarán y los factores ambientales afectados identificados. Para desarrollar esta técnica se realizan reuniones con el grupo de trabajo que interviene en el estudio para analizar cada una de las acciones del proyecto y determinar los impactos potenciales (positivos y negativos) a los diferentes factores ambientales. Esta técnica consiste en la construcción de dos tablas:En la Tabla V.3.1.1 se indican las acciones que la obra requiere para su desarrollo y enlace con los factores ambientales.


I

Ø En la primera columna se indican las diferentes etapas en las que se subdivide el proyecto.Ø En la segunda columna se colocan las actividades que se llevarán a cabo para desarrollar todo el proyecto, las cuales se agrupan de acuerdo con su naturaleza, a fin de hacer manejable la tabla sin que pierda su representatividad y objetividad.Ø En la tercera y cuarta columnas, se evalúan si las actividades impactarán uno o varios componentes ambientales.Ø Finalmente se hace una breve discusión de la tabla.

En la V.3.1.2 se analizan los factores ambientales:

Ø En la primera columna se listan los factores ambientales que pudieran ser modificados.Ø En la segunda columna se colocan los componentes de cada uno de los factores que puedan sufrir alteración.Ø En la tercera y cuarta columna se determinan si los componentes ambientales tienen o no, relación con la obra.Ø Por último, se hace una breve discusión de la tabla.

Las acciones de la obra que afectarán y los factores ambientales afectados identificados a partir de esta técnica se emplean para la segunda evaluación (Matriz de Interacción).

V.2.2. Matriz de Interacción Proyecto-Ambiente (Matriz Modificada de Leopold).

El empleo de la matriz de interacción proyecto-ambiente, obedece fundamentalmente a la facilidad que se tiene para manejar las diferentes acciones de la obra con respecto a los diversos componentes ambientales del área del proyecto. De esta manera se pueden identificar y evaluar adecuadamente las interacciones resultantes y, posteriormente, determinar los impactos ambientales. Esta matriz se basa en la Técnica de Listado Simple, descrita anteriormente, de la cual se tomaron en cuenta los componentes ambientales y las acciones de la obra que podrán tener impacto. La técnica consiste en interrelacionar las acciones de la obra (columnas), con los diferentes factores ambientales (filas). Posteriormente, se describen cada una de las interacciones de acuerdo con los siguientes criterios:

Ø Naturaleza del Impacto.Ø Magnitud.


I

Ø Duración.Ø Reversibilidad.Ø Importancia.Ø Minimización.

Los criterios de evaluación se describen a continuación:

1. Naturaleza del Impacto. Se analiza si la acción del proyecto deteriorará o mejorará las características del componente ambiental, esto es, si el impacto será:

Ø Benéfico (+).Ø Adverso (-).

2. Duración del Impacto. Se considera la permanencia del impacto con relación a la actividad que lo genera, de acuerdo con los siguientes criterios.

Ø Temporal: El efecto del impacto dura el mismo tiempo que la actividad que lo genera y hasta un año después de que termine la actividad.Ø Prolongado: El efecto del impacto dura más tiempo que la actividad que lo genera (de uno a diez años).Ø Permanente: El efecto del impacto permanece en el componente ambiental afectado por un tiempo mayor a diez años.

3. Reversibilidad: Se evalúa si la alteración causada por los impactos generados por la realización del proyecto sobre el medio natural puede ser asimilada por el entorno debido al funcionamiento de procesos naturales de la sucesión ecológica y de los mecanismos de autodepuración del medio.

En función de estos criterios los impactos se consideran:

Ø Reversible: Cuando las condiciones del componente ambiental se restablecen al término de la acción. Ø Irreversible: Cuando el componente ambiental no recupera sus características originales.

4. Magnitud: Extensión del impacto con respecto al área de influencia a través del tiempo, expresada en términos cuantitativos, se consideran los siguientes aspectos:

Ø Puntual: El efecto se presenta directamente en el sitio donde se ejecuta la acción y dentro de los 230 015 km2 que correponden al polígono que abarca la superficie total correspondiente al proyecto.


I

Ø Local: El efecto se presenta fuera del área del proyecto y hasta 10 km.

Ø Regional: El efecto se presenta a más de 10 km del sitio donde se ejecutará la acción y dentro del área de influencia del proyecto.

5. Importancia: Se evalúan cada uno de los impactos detectados considerando los valores de los criterios anteriormente descritos y se asigna una calificación al impacto de acuerdo con los siguientes valores cualitativos.Ø No Significativo (1).

Ø Poco Significativo (2).

Ø Significativo (3).

6. Minimización del Impacto. Se consideraron los siguientes dos parámetros:

Ø Mitigable: El impacto puede ser minimizado mediante la aplicación de medidas correctivas sobre las acciones necesarias para el desarrollo del proyecto.

Ø No Mitigable: El impacto no puede ser minimizado mediante medidas correctivas.

Para manejar adecuadamente los diferentes criterios antes mencionados se construirá una matriz de interacción proyecto-ambiente de la siguiente manera:

1. En los renglones de la matriz se indican los factores ambientales y sus componentes, los cuales se obtuvieron aplicando la Técnica de Listado Simple.

2. En las columnas se colocan las acciones de la obra identificadas con la Técnica de Listado Simple.

V.3 Impactos Ambientales Generados.

V.3.1 Identificación de Impactos.


I

Técnica del Listado Simple.

En la Tabla V.3.1.1 se muestran las tres etapas para llevar a cabo el proyecto, las cuales son: Instalación de plataformas y ductos; Operación y Mantenimiento y finalmente Abandono del Sitio. Asimismo se listan las actividades que la obra requiere para su ejecución y las que podrían alterar a uno o varios de los componentes ambientales.

En la Tabla V.3.1.2 se encuentran los factores ambientales y sus componentes específicos que podrían ser afectados por las acciones de la obra. De acuerdo con la Técnica de Listado Simple se identificaron en total 7 factores ambientales con 31 componentes susceptibles de ser modificados. El análisis indica que 15 (48,38%) de los componentes ambientales podrían tener impactos potenciales, mientras que los restantes 16 (51,62 %) no serán alterados por las acciones de la obra.

Tabla V.3.1.1 Listado de las Etapas y Actividades que podrían causar Impactos Ambientales durante el desarrollo del Proyecto.

Etapa ActividadImpacto

Si No

Instalación

MódulosConstrucción de Subestructura y Superestructura XInspección del Sitio XColocación de la Subestructura X Colocación de la Superestructura X Instalación de Equipos y Puentes de Enlace en Módulo X

DuctosSoldadura de Tuberías X Inspección Radiográfica XTendido de Líneas X Refuerzos en la Tubería X Corrida de Diablos XPrueba Hidrostática X Enterrado de Tubería X Acolchonamiento en Cruces X Uso de Embarcaciones, Maquinaria y Equipo X Contratación de Personal X


I

PerforaciónTraslado Plataformas Móviles X Ubicación Plataformas Móviles X

Operación y Mantenimiento

Operación Plataformas de Perforación X Reparación de Pozos X Operación y Mantenimiento Módulo de Compresión X Operación y Mantenimiento Módulo Habitacional X Operación y Mantenimiento Gasoducto X Mantenimiento de Puente de Enlace X Uso de Embarcaciones X

Abandono del Sitio

Desmantelamiento de superestructuras de módulos y equipo X Desmantelamiento de Subestructuras X Desmantelamiento de Gasoducto X Uso de Embarcaciones, Maquinaria y Equipo X Taponamiento de Pozos X

Tabla V.3.1.2 Listado de Factores y Componentes Ambientales que podrían ser alterados por la Instalación Proyecto.

Factor Ambiental Componente AfectaciónSi No

AireCalidad del aire X Visibilidad XOlores X

Ruido Niveles de Ruido X

Sedimento Marino Características Fisicoquímicas X Procesos de Sedimentación X

Agua Marina

Afectaciones al Relieve X Calidad X Turbidez X Usos X

Flora Marina

FitoplanctonDiversidad XAbundancia XDistribución X

ZooplanctónDiversidad XAbundancia X


I

Fauna Marina

Distribución X Necton

Diversidad XAbundancia XDistribución X NOM-059-ECOL-2001 X

BentosDiversidad XAbundancia XDistribución X NOM-059-ECOL-2001 X

Socioeconómico

Empleo X Economía Nacional X Calidad y Estilo de Vida XDemanda de Servicios X Actividad Pesquera XSalud Laboral XPatrones Culturales X

MATRIZ IDENTIFICACIÓN IMPACTOS AMBIENTALES

ARCHIVO EXCEL

INSERTARMATRIZ IDENTIFICACIÓN IMPACTOS AMBIENTALES

ARCHIVO EXCEL

INSERTAR

Con base en los resultados de la Tabla V.3.1.3 Matriz de Leopold Modificada de Identificación de Impactos Ambientales y su Análisis, se detectaron un total de 130 interacciones potenciales del proyecto sobre factores ambientales, de los cuales 41 (31,54 %) son benéficos y 89 (68,46 %) adversos. En la tabla V.3.2.4 se muestra el total de impactos benéficos y adversos


I

que se podrían presentar durante el desarrollo de presente proyecto.

Tabla V.3.2.4 Total de Impactos benéficos y adversos por etapa de proyecto.

Etapas del proyecto

Impactos

Benéficos Adversos TotalCantidad % Cantidad % Cantidad %

Etapa de Preparación e Instalación 15 11,55 53 40,77 68 52,32Operación y Mantenimiento 21 16,15 20 15,39 41 31,54Abandono del Sitio 5 3,84 16 12,30 21 16,14

Total 41 31,54 89 68,46 130 100

La etapa que presenta un mayor número de impactos es la Preparación e Instalación de Módulos, Gasoducto y la Perforación de Pozos con un 52,32 %, seguido por la etapa de Operación y Mantenimiento con un 31,54 % y por último la etapa Abandono del Sitio con un 16,14 %.

Etapa de Instalación de Módulos y Gasoducto.

La Gráfica V.3.2.1 muestra que durante la etapa de Preparación e Instalación las acciones que más impactos adversos podrían generar sería las de tendido y enterrados de tubería (38 %), colocación de la subestructura (38 %) y la ubicación de plataformas (24 %) principalmente.

Gráfica V.3.2.1 División Porcentual de Impactos Adversos por Acción del Proyecto (Preparación e Instalación).

La Gráfica V.3.2.2 muestra los componentes ambientales afectados por las acciones que se desarrollarán para la instalación de plataformas, gasoducto y la preparación de las plataformas móviles, siendo alterada la calidad del aire (24 %) y el nivel sonoro con un 22 %, en este caso la afectación tiene relación con las actividades de colocación de subestruturas y tendido y enterrado de tubería; así como la instalación de las Plataformas Móviles. Otros de los componentes que resulta afectado es la calidad del agua marina (22) %.

Gráfica V.3.2.2 División Porcentual de Impactos por Componente Ambiental (Preparación e instalación).

El 32 % de impactos en factores socioeconómicos corresponde a impactos benéficos en cuanto a empleo.


I

La mayoría de los impactos adversos que se presentarán serán temporales, no significativos, reversibles, mitigables y puntuales. Los impactos benéficos en el factor socioeconómico serán significativos, prolongados y de efectos regionales.

Etapa de Operación y Mantenimiento. El mayor número de impactos adversos identificados tendrán lugar durante esta etapa, principalmente por la operación de las Plataformas de Perforación con un 33 %, Reparación de Pozos con un 21 %, Operación de Módulo de Compresión con el 25 % y finalmente por el uso de Embarcaciones con un 21 %; sin embargo se generarán impactos benéficos, temporales, significativos y regionales por la operación del Activo Abkatún. En la gráfica V.3.2.3 se muestra el total de impactos por acciones de las obras durante la etapa de operación y mantenimiento.

Gráfica V.3.2.3 División Porcentual de Impactos Adversos por Acción del Proyecto (Operación y Mantenimiento).

Los componentes ambientales que resultarían afectados durante esta etapa serán: Calidad de Aire (18 %), Niveles de Ruido (27 %), Calidad del Agua (23 %). Los impactos adversos en su mayoría son no significativos, temporales, mitigables y reversibles. Cabe señalar que durante esta etapa se presentarán importantes impactos benéficos en los aspectos socioeconómicos como la economía nacional (32%) y demanda de servicios.

Gráfica V.3.2.4 División Porcentual de impactos por componente ambiental (Operación).Etapa de Abandono del Sitio Durante esta etapa las acciones que provocan afectaciones adversas al ambiente es el Desmantelamiento de Superestructura de Módulos y Desmantelamiento de la Subestructura con un 32 %, uso de embarcaciones con un 18 %, desmantelamiento de Gasoducto con un 18 % y finalmente el Taponamiento de Pozos con un 32 %. Los componentes ambientales durante esta etapa para la calidad del aire, niveles de ruido y economía nacional representan un


I

35 %, 29 % y 36 respectivamente.

Balance Global. De acuerdo a la Matriz de Identificación y de Evaluación de Impactos Ambientales para las obras de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral se obtuvieron 130 interacciones de las cuales 31,54 % (41) representan los impactos benéficos, mientras que el 68,46 % (89) corresponden a los impactos adversos identificados para las presentes obras. De este 68,46 % de impactos adversos al 49,22 % (64 interacciones) se les puede aplicar medidas preventivas para mitigar o disminuir los impactos ambientales al proyecto; dichas mediadas de mitigación consisten en buenas practicas de ingeniería, aplicación de los programas y procedimientos con los que cuenta Pemex Exploración y Producción; así como el cumplimiento de las Normas Oficiales Mexicanas y demás aplicaciones ecológicas que regulen las actividades contempladas en cada uno de los rubros de la presente manifestación de impacto ambiental.El restante 19,24 % (25 interacciones), no se les puede aplicar medidas de mitigación ya que son impactos que ocasionarán un cambio significativo en la dinámica del ecosistema marino. De éste 19,24 % se consideran impactos adversos temporales debido a que una vez concluidas las obras ya sea de preparación, construcción, operación y abandono los factores ambientales volverán a recuperar sus condiciones originales Ver Gráfica V.3.2.7.

Cuadro de texto: Temporales

V.3.2 Evaluación de los Impactos Ambientales.

El análisis y discusión de los impactos ambientales identificados se realizó por factor ambiental de acuerdo con la Matriz de Leopold Modificada de Identificación y Evaluación de Impactos Ambientales.


I

Una vez identificados los impactos ambientales, se procederá a describir únicamente los más relevantes para cada etapa del proyecto según el orden de importancia que tiene cada uno de ellos (componente ambiental y actividades del proyecto) basándose en los resultados de la matriz de interacción y en función de los criterios de evaluación establecidos. A continuación se describen los impactos ambientales identificados para cada una de las siguientes etapas: Etapa de Preparación y Construcción, Etapa de Operación y Mantenimiento y finalmente para la Etapa de Abandono; para cada uno de los Campos Integrales. CAMPO ABKATÚN INTEGRAL. Las obras contempladas para este campo son las siguientes:

Ø Perforación Pozo 57D.Ø Reparación Pozo 223.Ø Taponamiento de 16 Pozos.Ø Instalación de un Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B.

A continuación se describen los impactos identificados para las obras integrales de este campo de acuerdo a las etapas que constituye el proyecto. ETAPA DE PREPARACIÓN Y CONSTRUCCIÓN. “Perforación de Pozo 57D, Reparación Pozo 223, Taponamiento de 16 Pozos” Para esta etapa se utilizara el equipo empaquetado No. 4044 (Octápodo Abkatún-B) para la perforación del Pozo 57D; mientras que para la reparación del Pozo 223 se utilizará el equipo empaquetado No. 4043 (Octápodo Abkatún-H). Por otro lado durante el taponamiento de los pozos éste se llevará de acuerdo a los conductores de los cuales procedan los pozos a taponar. Las estructuras de apoyo (Octápodo Abkatún-B y Abkatún-H) brindan todos los servicios y deberán de contar con sistemas anticontaminantes como son: planta de tratamiento de aguas negras, planta de tratamiento de aguas aceitosas, planta de ósmosis inversa para la desalinización de agua de mar. Además de contar con incinerador de residuos no peligrosos, triturador de alimentos, reciclaje de chatarra por medio de barcazas, compactadora de residuos y se da mantenimiento continuo


I

a toda la maquinaría de combustión interna. De acuerdo a lo mencionado anteriormente durante la etapa de preparación y construcción no se llevará a cabo actividad alguna, por lo que no se presentará ningún impacto generado sobre los atributos ambientales por el desarrollo de estas obras.

“Instalación de un Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B”. Para esta actividad se requerirá de chalanes para el transporte de los trípodes y de los puentes de enlace, así como de barcos grúa, remolcadores, barcos de transporte de materiales y de personal. Se contempla la instalación de tres trípodes de apoyo y un puente de enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B con una longitud de 495 m. A continuación se hace una descripción de los impactos ambientales identificados, donde se describe el factor ambiental afectado y las acciones del proyecto que lo modifican. Factor Ambiental. Aire.

Ø Calidad. Acciones del Proyecto.

Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo. Impacto Identificado. Los impactos identificados que afectan a la atmósfera durante esta etapa se consideran poco significativos, mitigables, temporales, reversibles y locales; esto se debe a que durante las maniobras de colocación de trípodes y puentes de enlace se emitirán emisiones producto de la combustión de los motores de dichas embarcaciones, las cuales desaparecerán al término de esta actividad.


I

Factor Ambiental. Ruido.

Ø Nivel. Acciones del Proyecto.

Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo. Durante el incado de pilotes y asentamiento de la subestructura se incrementaran considerablemente los niveles de ruido del entorno ocasionando un impacto significativo, mitigable, temporal, reversible y local.Factor Ambiental. Agua Marina.


Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo. La calidad del agua durante esta etapa sufrirá un impacto significativo, mitigable, temporal, reversible y local como resultado de las actividades al momento de realizar la colocación de la subestructura en el fondo marino y por las actividades complementarias como son soldado de estructuras, colocación de superestructura, colocación de puente e interconexiones. Factor Ambiental. Medio Biótico.


I

Ø Abundancia. Acciones del Proyecto.

Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo.Con la limpieza del fondo marino como parte de la preparación del terreno para asentar la subestructura se modificaran los refugios existentes para los organismos séciles que no tendrán la oportunidad de migrar hacia otros sitios por presentar baja movilidad por lo que se considera un impacto significativo, no mitigable, temporal, irreversible y local. Es importante destacar que la flora y fauna nativa del sitio ha sido desplazada constantemente por las diversas actividades que se llevan en este sitio, por lo que la existente se caracteriza por tener adaptaciones a los diferentes hábitats existentes en la región. Factor Ambiental. Medio Socioeconómico.

Ø Empleo. Acciones del Proyecto.

Ø Instalación de Puentes de Enlace y Trípodes de Apoyo. Con la puesta en marcha del presente proyecto se generarán nuevas fuentes de trabajo, por lo que se considera significativo, temporal, reversible y regional; la estancia que se empleará al personal que participa depende fuertemente del tiempo que duren las actividades que se contemplan para la obra civil.ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.

Durante la etapa de operación las actividades a desarrollar se basarán en la Perforación del Pozo 57D, Reparación del Pozo 223 y Taponamiento de Dieciséis Pozos. “Operación de Plataformas de Perforación, Reparación de Pozos y Taponamiento de Pozos”. Factor Ambiental.


I

Aire.

Ø Calidad.Ø Olores.

Acciones del Proyecto.

Ø Operación de Equipos de Perforación.Ø Reparación de Pozos.

Impacto Identificado.

Durante la Perforación del Pozo 57D y la Reparación del Pozo 223; se tendrán emisiones de gas amargo con mezcla de ácido sulfhídrico producto de la perforación y extracción del crudo alterando las condiciones originales en la calidad del aire en el sitio del proyecto.

Durante la etapa de operación se utilizará gas y diesel básicamente como combustibles para el funcionamiento de los diferentes equipos con los que contarán los equipos de perforación, la combustión provocará emisiones contaminantes a la atmósfera, compuestos principalmente por NOx, CO, SO2 y Partículas Suspendidas Totales (PST).

En esta misma etapa existirá una fuente de emisiones a la atmósfera producto del quemador que será instalado en las plataforma de perforación los cuales serán los encargados de quemar el gas, produciendo óxidos de nitrógeno (NOx) y dióxido de azufre (SO2) principalmente.

El impacto se calificó como adverso no significativo, ya que al elevarse la cantidad de gases y partículas contaminantes en la atmósfera se modificará la calidad del aire en la zona; sin embargo dadas las características de dirección y velocidad de los vientos marinos estas no ocasionaran un desequilibrio ecológico por un efecto de dilución. El impacto por la operación de los diferentes equipos auxiliares y quemadores se evaluó como temporal, ya que los mismos operarán durante la vida útil del proyecto, a excepción cuando se realicen las actividades de mantenimiento o libranza. Durante el mantenimiento de equipos empaquetados se llevarán a cabo actividades como el sandblasteo, esmaltado,


I

pintura, soldadura, oxicorte, entre otras, los equipos utilizados para realizar estas acciones emitirán gases y partículas que pueden contaminar el ambiente.

Para las actividades de mantenimiento, el impacto se evaluó como temporal e intermitente ya que la generación de contaminantes será solamente durante la realización de las actividades, las cuales tendrán un estricto control de de los materiales empleados para evitar la contaminación al medio marino. El impacto se evaluó como reversible ya que al término de la vida útil del proyecto se eliminará la generación de emisiones provocadas por la combustión de gas natural y el diesel, aunado a esto el viento será un factor determinante para que la calidad del aire restablezca sus condiciones originales. Para las actividades de mantenimiento el impacto se evaluó como puntual ya que las emisiones se generarán en los barcos que se utilizarán como servicios de apoyo así como en la maquinaria y equipos que se utilizarán para realizar las diferentes actividades. De acuerdo a estudios realizados en los complejos Abkatun-A, Abkatun-D, Abkatun-N y POL-A indican que las emisiones generadas por los diferentes equipos de las plataformas se encuentran dentro de los límites permitidos en la normatividad ambiental (NOM-O85-ECOL-1994), cabe destacar que esta norma regula la emisión de gases provenientes de fuentes fijas y que puedan alterar la calidad del aire ambiental, con base a dichos resultados se demuestra que este tipo de actividades no ocasionan un desequilibrio ecológico.Derivado de dicho estudio se concluye que en ningún momento las concentraciones de SO2 emitidas por los quemadores

rebasan los límites máximos permitidos en la NOM-022-SSA1-1993, esta afirmación es válida tanto para la dispersión de 24 h como para la anual.

De acuerdo con lo anterior se evaluó el impacto como no significativo para la operación de equipos de perforación y poco significativo para la operación de quemadores.

Las emisiones generadas por el mantenimiento y el uso de embarcaciones se evaluaron como no significativo, considerando que la maquinaria y equipo se encontrará en condiciones óptimas de operabilidad y que además contarán con sistemas anticontaminantes.

Aunado a esto, estos gases se producirán en áreas abiertas donde los mismos serán diluidos y dispersados inmediatamente después de generarse.


I

Factor Ambiental.

Ø Ruido (Niveles). Acciones del Proyecto.

Ø Operación de Equipos de Perforación.Ø Reparación de Pozos.

Impacto Identificado. Durante la etapa de perforación del Pozo 57D y la Reparación del Pozo 223 se incrementara de manera significativa los niveles de ruido en el área del proyecto producto de las diferentes etapas de perforación; así mismo en la operación de los diferentes equipos como las turbobombas, turbocompresores, motobombas, entre otros, localizados en los diferentes niveles de los equipos de perforación, así como los equipos con lo que cuentan las diferentes embarcaciones serán una fuente constante de generación de ruido. El impacto se evaluó como adverso poco significativo ya que algunos equipos como lo son las turbobombas y turbocompresores producirán ruido continuo equivalente o superior a los 90 dB, el cual podría ser un factor de afectación para los trabajadores por ser éstos los receptores directos en los sitios donde se genere durante sus jornadas laborales. Los equipos y maquinarias de las plataformas operarán durante los 365 días del año en forma constante, sólo pararán cuando se realice el mantenimiento de los mismos, por lo tanto el impacto se evaluó como temporal durante la vida útil del proyecto. El impacto para este componente se evaluó como reversible en las áreas donde se estarán generando continuamente niveles de ruido superiores a 90 dB, es importante que el personal que labora en estas áreas cuente con el equipo de protección auditiva de acuerdo a lo establecido por la Secretaría del Trabajo y Previsión Social.Durante la operación de la plataforma de perforación el ruido estará circunscrito al área que ocupará cada plataforma y área de máquinas de las embarcaciones, por lo tanto el impacto se evaluó como puntual.

Factor Ambiental.

Ø Sedimento Marino.


I

o Características Fisicoquímicas.o Procesos de sedimentación o Afectaciones al Relieve.

Ø Agua Marina.

o Calidad.


Ø Operación de Plataforma de Perforación.Ø Reparación de Pozo.


En el proceso de perforación de pozos se generarán recortes de perforación, los cuales estarán impregnados de lodos (base aceite o base agua) utilizados para llevar a cabo esta acción. Los lodos y recortes de perforación son considerados como peligrosos (lodos base aceite) y no peligrosos (lodos base agua), al ser considerados estos como residuos del proceso de perforación, un mal manejo de ellos podría ser una fuente de contaminación del medio marino.

Durante la operación normal y el mantenimiento de los equipos de perforación, se generarán diferentes tipos de residuos, entre los que se encuentran, sólidos domésticos: cartón, vidrio, plástico y latas, entre otros, así como desperdicios de comida. En la operación normal de las plataformas se generarán aguas residuales provenientes principalmente de los baños y sanitarios; aguas aceitosas producto del mantenimiento a los diferentes equipos y maquinarias; aguas amargas provenientes y las provenientes el drenaje atmosférico. Los lodos de perforación base aceite están considerados dentro de la NOM-052-ECOL-1993 como peligrosos (R,I) , por lo que cualquier contacto con el medio que lo circunda (agua marina), podría provocar afectaciones directa e indirectas a los componentes bióticos de este medio; sin embargo se tiene un extricto control de éstos materiales por empresas especializadas en el manejo y disposición final de los recortes de perforación por tal motivo el impacto se evaluó como adverso no significativo.


I

Las aguas residuales previamente tratadas que serán vertidas al mar durante la operación de las plataformas provocarán un impacto adverso no significativo a la calidad del agua marina.

La generación de residuos alimenticios provenientes del Campamento Habitacional se evaluó como benéficos, debido a que los mismos son una fuente de alimento para organismos del necton y del bentos.

El impacto que se podría generar al medio marino en caso de que se arrojaran recortes impregnados de lodos de perforación, se evaluó como temporal ya que las corrientes marinas ocasionaran un efecto de dilución de los mismos por lo que no se verá afectado los sedimentos marinos.

Los equipos de perforación estarán emitiendo durante su vida útil aguas residuales, provenientes principalmente de los servicios sanitarios y de las originadas en el comedor, lavandería y áreas administrativas en el campamento habitacional por lo que el impacto se evaluó como temporal durante la vida útil del proyecto.

Para establecer la distancia de dispersión y/o dilución de las aguas residuales tratadas que se generarán en las plataformas, se tomaron como base los factores del medio marino, como lo es la presencia de corrientes marinas en la zona. Las aguas residuales se diluyen completamente después de los tres metros de la fuente de origen; de acuerdo a la presencia de las corrientes marinas, esto es, que después de esta distancia ninguno de los probables contaminantes podría ser detectado y mucho menos sus concentraciones podrían ser dañinas a organismos vivos, con base en lo anterior el impacto se evaluó como puntual.De acuerdo a lo expuesto anteriormente la calidad del agua no se ve afectada por las descargas de aguas residual previamente tratadas, por tal motivo el impacto a la calidad del agua y a los organismos que en ella viven se evaluó como reversible; además es importante destacar que los equipos de perforación deberán de contar con el Título de Concesión para descargar Aguas Residuales a Cuerpo Receptor y deberá de cumplir con las condicionantes establecidas en dicho título, así como lo establecido por las normas oficiales mexicanas.

Se debe de tomar en cuenta que durante el tiempo de perforación se generará un volumen aproximado de 600 m3 de recortes, los cuales podrían estar impregnados de lodos de perforación base aceite, mismos que son altamente tóxicos para los organismos tanto sésiles como de vida libre, y en caso de presentarse un descontrol de los recortes de perforación el impacto se evaluó como significativo, ya que el sedimento marino es el hábitat de una gran diversidad de organismos bentónicos, los cuales dependen en gran medida de que las condiciones fisicoquímicas del mismo no se alteren.

El impacto ocasionado por la generación de residuos sólidos y líquidos, que se producirán en los equipos de perforación y durante el mantenimiento, se evaluó como no significativo considerando que se llevarán a cabo las siguientes acciones:


I

Ø Existirá un programa de manejo de residuos en cada una de los equipos de perforación.

Ø Los residuos sólidos industriales (peligrosos y no peligrosos) y domésticos serán almacenados en contenedores metálicos para su posterior disposición final en la Terminal Marítima Dos Bocas.Ø En las plataformas se contará con sistemas de recolección y conducción de las aguas residuales, tanto de las sanitarias como de las aceitosas, además se tendrán sistemas de captación de aguas pluviales o atmosféricas.

Ø Todas estas aguas serán conducidas a plantas de tratamiento para que los efluentes cumplan con la normatividad ambiental correspondiente.

Ø Los residuos de alimentos serán triturados y arrojados al mar de acuerdo con establecido en el Convenio Internacional para la Protección del Mar, MARPOL.

Factor Ambiental.

Socioeconómico.

Ø Empleos.

Ø Economía Nacional.

Ø Demanda de Servicios.


Ø Contratación de Personal.


Para la operación de los equipos de perforación se necesitará personal calificado para realizar estos trabajos, lo que permitirá la creación de fuentes de empleos. El impacto fue evaluado como benéfico para el personal que sea contratado y para los sectores prestadores de servicios (hoteles, restaurantes, comercio, etc.).


I

El periodo de beneficio para un sector de la población por la generación de empleo y para los prestadores de servicios será de carácter temporal considerando la vida útil del proyecto.

Debido a que se requerirá mano de obra especializada para desarrollar las actividades de operación y mantenimiento de los equipos de perforación, es probable que se contrate personal que venga de otras regiones del país, debido a que la mano calificada para este tipo de trabajos se localiza en regiones como Veracruz y Tampico, principalmente, el impacto se evaluó como regional.

El impacto por la contratación de personal se evaluó como no significativo, considerando que el número de empleos directos que generará este proyecto son mínimos, aparte de los empleos indirectos que siempre se requieren para la óptima operación y funcionamiento de los equipos de perforación, los cuales son proporcionados por compañías relacionadas con la actividad petrolera.

“Instalación de un Puente de Enlace entre Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B”. Durante esta actividad únicamente se dará mantenimiento al puente de enlace y a los trípodes de apoyo, no existiendo así ninguna etapa de operación para este punto. Factor Ambiental.

Agua Marina.

Ø Calidad.


Ø Mantenimiento a Puente de Enlace.


I

Durante esta actividad se utilizará agua de mar para dar limpieza periódica a los trípodes y estructuras de los puentes de enlace, el impacto identificado se evaluó como temporal, mitigable, reversible y puntual.

Factor Ambiental.

Socioeconómico.

Ø Empleos.




Durante el mantenimiento a los trípodes y puentes de enlace se contará con una plantilla de trabajadores que darán el mantenimiento preventivo y correctivo a estas estructuras por lo que el impacto se identifico como benéfico, temporal, reversible y local. ETAPA DE ABANDONO DEL SITIO.

Una vez que se hubiere agotado el recurso, se procederá a efectuar la etapa de abandono del sitio que consistirá en el taponamiento del pozo.

“Taponamiento de Pozos”. Factor Ambiental.

Ø Aire.


I Acciones del Proyecto.

Ø Taponamiento de Pozos. Impacto Identificado. En el caso de que el pozo resulte improductivo, se aislará a la formación, se colocarán 3 tapones de cemento definitivos dejando cimas a 3 000, 1 500 y 150 m, adicionalmente se cortarán y recuperarán las tuberías de revestimiento cementadas hasta la profundidad de 100 m y se instalará un tapón de cemento a nivel del lecho marino. De esta forma queda el pozo taponado en forma definitiva. Durante estas actividades se requerirá de embarcaciones para taponear los pozos de extracción por lo que se generará emisiones a la atmósfera, dicho impacto se evaluó como adverso no significativo, temporal y reversible.

Las embarcaciones participantes deberán de cumplir con la normatividad ambiental vigente. Factor Ambiental.

Ø Ruido. Acciones del Proyecto.

Ø Taponamiento de Pozos.

El impacto identificado se consideró como adverso no significativo por la presencia de las embarcaciones que participan durante esta actividad; el impacto es puntual, temporal, reversible y mitigable. Factor Ambiental.

Ø Sedimentos Marinos.Ø Afectaciones del Relieve.Ø Calidad del Agua.


I



Impacto Identificado. Los recortes de la formación que son eliminados del lodo de perforación se almacenan en contenedores de aproximadamente 5 m³ de capacidad, los cuales serán transportados por barco (propiedad de PEP) y se descargarán en el puerto de la Terminal Marítima Dos Bocas. Una vez en el muelle, una empresa especializada en el tratamiento de estos cortes se encargará de llevar los contenedores al área de trasiego dentro de la Terminal Marítima que se le asigne. En esta área se vacían los contenedores en la unidad deshidratadora y los líquidos recuperados se enviarán a la planta de lodos de Terminal Marítima. Factor Ambiental.

Ø Empleo. Ø Demanda de Servicios.



Impacto Identificado. Durante estas actividades la mano de obra tendrá que ser especializada para dar cabal cumplimiento con las directrices establecidas en el Manual de Procedimientos Operativos “Procedimiento para el Cierre de Pozos Productores”; por lo que el impacto se evaluó como benéfico, temporal y puntual.


I

Durante el taponamiento de pozos algunos de los insumos tendrán que ser adquiridos en Cd. de Carmen, Campeche o en Dos Bocas, Tabasco por lo que la demanda de servicios se evaluó como benéfico para este rubro; así mismo se califico el impacto como temporal y reversible. CAMPO CAAN INTEGRAL. Las obras contempladas para este campo son las siguientes:

Ø Instalación de Tetrápodo para Módulo de Compresión.Ø Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A.Ø Perforación Pozo Caan 1001.Ø Instalación Gasoducto de 11,6 km y 16” de diámetro.Ø Instalación Puente de Enlace entre Caan-A Habitacional y Tetrápodo Nuevo.

ETAPA DE PREPARACIÓN E INSTALACIÓN. “Instalación de Tetrápodo para Módulo de Compresión e Instalación de Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A”. Para esta etapa se utilizarán barcos grúa y barcazas de apoyo, dichas embarcaciones están diseñadas para albergar a 250 y 168 personas respectivamente. Estas embarcaciones de apoyo brindan todos los servicios y deberán de contar con algunos de los siguientes sistemas anticontaminantes: Plantas de Tratamiento de Aguas Negras, Plantas de Tratamiento de Aguas Aceitosas, Plantas de Ósmosis Inversa para la Desalinización de Agua de Mar; y de ser posible con Incinerador de Residuos No Peligrosos, Triturador de Alimentos, Reciclaje de Chatarra, Compactadora de Residuos y Mantenimiento continuo a los equipos de combustión interna. En cada embarcación se hace una clasificación de todos los residuos para posteriormente disponerlos por medio de contratistas hacia los sitios de disposición final, ya sea los residuos peligrosos y no peligrosos. Es importante destacar que cada embarcación participante en las obras integrales deberá de contar con el Manual de Procedimientos para la recolección, Transporte y Disposición de Residuos Peligrosos y No Peligrosos; Manual de Procedimientos Operativos para el Manejo de Residuos Peligrosos en Pemex Exploración y Producción.


I

Así mismo en caso de presentarse alguna contingencia ambiental se deberá de aplicar el Procedimiento para dar Aviso de Eventos Accidentales de Carácter Ambiental originados por Derrames de Hidrocarburos o Sustancias Nocivas, Incendios o Explosiones. Cabe destacar que dichas embarcaciones transitarán únicamente en el área constituida por el polígono concesionado a Pemex Exploración y Producción para la explotación de hidrocarburos, por lo que no habrá interferencia con otro tipo de actividades desarrolladas en la Sonda de Campeche. A continuación se hace una descripción de los impactos ambientales identificados, donde se describe el factor ambiental afectado y las acciones del proyecto que lo modifican. Factor Ambiental. Aire.

Ø Calidad.


Ø Colocación de la Subestructura.

Ø Colocación de la Superestructura.

Impacto Identificado. Durante la etapa de preparación e instalación del Módulo Habitacional en Octápodo Caan-A y Tetrápodo para Módulo de Compresión, se utilizarán embarcaciones de apoyo para la limpieza de la superficie marina donde serán asentadas las subestructuras; así como para la instalación de subestructuras sobre el lecho marino y de la superestructura (chalán para transporte y lanzamiento de subestructura, chalán para movimiento de materiales, barco grúa, remolcadores). Dichas embarcaciones utilizan diesel como combustible por lo que generan gases de combustión tales como CO2, NOx, SOx

entre otros. De acuerdo a lo anteriormente expuesto se identificó el impacto como adverso no significativo debido a que cambiara


I

las condiciones originales en el área producto de la presencia de embarcaciones en el área del proyecto; sin embargo estos cambios son ligeros debido al efecto de dilución que se presenta en el medio marino; temporal debido a que únicamente se presentaran estas variaciones durante la etapa de preparación y construcción, reversible ya que una vez que se haya terminado de instalar el módulo habitacional y de módulo de compresión las embarcaciones partirán a otras áreas donde sean requeridos sus servicios, puntual debido a que las emisiones a la atmósfera se delimitaran únicamente al área donde se desarrollaran la instalación de dichos módulos y mitigable ya que las embarcaciones deberán de contar con los dispositivos para disminuir las emisiones a la atmósfera y cumplir con la normatividad ambiental vigente.Factor Ambiental.

Ruido.

Ø Niveles de Ruido. Acciones del Proyecto.

Ø Colocación de la Subestructura.Ø Colocación de la Superestructura.


Durante estas actividades se incrementaran los niveles de ruido debido al movimiento de las embarcaciones para el acoplamiento de las estructuras, movimiento de remolcadores; así como por el constante ruido generado por los martillos utilizados para el pilotaje y cimentación, dichos niveles de ruido alterarán las condiciones originales del sitio.

De acuerdo con esto se considera un impacto adverso no significativo debido a que durante los movimientos de las embarcaciones (marcha atrás, avante) y sobre todo durante las actividades de hincado de pilotes donde se utilizan martillos para el pilotaje los niveles de ruido se incrementaran de manera esporádica, se considera como un impacto temporal y reversible ya que al término de la instalación de las estructuras las embarcaciones serán retiradas, así mismo se considero como puntual y mitigable, ya que el área de afectación se delimita a un área de 50 m y el personal involucrado deberá de contar con el equipo de protección auditivo de acuerdo a lo establecido por la Secretaría de Trabajo y Previsión Social.Factor Ambiental.

Sedimentos Marinos.

Ø Características Fisicoquímicas.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (345 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

Ø Afectaciones del Relieve. Acciones del Proyecto.

Ø Colocación de la Subestructura. Impacto Identificado. Para colocar las subestructuras que se instalarán para este proyecto se requerirá limpiar las áreas quitando los obstáculos que se encuentren donde serán colocadas, posteriormente se lanza la subestructura al mar y se procede al pilotaje y la cementación, la cual consiste en enterrar las patas de la subestructura y fijarla a la roca madre. El impacto que se producirá por las actividades antes mencionadas se evaluó como adverso no significativo, ya que la acción propuesta levantará una gran cantidad de sedimento, el cual será arrastrado por las corrientes marinas en continuo cambio; el impacto se considera temporal ya que al asentar las patas de la subestructuras el relieve cambiara, retornando a sus condiciones originales con el tiempo; en la colocación de las subestructuras el impacto se evaluó como puntual, ya que los cambios que se producirán en el sedimento por la instalación de plataformas será en un área de 256 m2 para el tetrápodo nuevo para el módulo de compresión.En cuanto a las afectaciones al relieve se evaluó el impacto como adverso no significativo ya que el área afectada será únicamente aquella donde sean asentadas las patas de los módulos, se considera como temporal y reversible ya que una vez instaladas las patas de los módulos se establecerán las condiciones originales en el sitio; así mismo se considera puntual y no mitigable. Factor Ambiental. Agua.

Ø Calidad.Ø Turbidez.


Ø Inspección del Sitio.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (346 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

Ø Colocación de la Subestructura.Ø Colocación de la Superestructura.Ø Instalación de Equipo y Servicios Auxiliares en Módulo de Compresión.

Impacto Identificado. La utilización de las embarcaciones de apoyo para la instalación de estructuras, barco grúa y la barcazas principalmente, implicará la generación de residuos líquidos los cuales pueden ser peligrosos y no peligrosos.En esta etapa la principal fuente de generación de aguas residuales son la cocina, lavandería, servicios de baño y sanitarios, así como de las aguas aceitosas cuyo origen será de la operación y mantenimiento de los diferentes equipos con los que cuentan las embarcaciones.

Así mismo durante la utilización de las diferentes embarcaciones, maquinaria y equipo necesarias para la instalación de los módulos se generarán diversos residuos sólidos entre los que se pueden mencionar: electrodos de soldadura, material aislante, estopa, papel, arena de sandblast, recortes metálicos, desperdicios de comida, entre otros, los cuales podrían ser fuentes de contaminación para el agua marina en caso de un mal manejo de ellos.

El impacto en caso de algún vertimiento al mar de manera accidental fue evaluado como adverso no significativo debido a que durante las etapas de colocación de subestructura y de pilotaje y cimentación se tendrá especial cuidado de no verter ningún material utilizado a la superficie marina, debido a que cualquier componente ajeno que no forme parte de la composición actual del medio marino alterará sus características originales.

Por otro lado durante las etapas de colocación de la superestructura e instalación de equipos y servicios auxiliares en el módulo de compresión el impacto se identifico como adverso no significativo ya que las únicas fuentes de generación de aguas residuales son las provenientes del mantenimiento a las embarcaciones que participan en el desarrollo del proyecto. El impacto a la calidad del agua marina en caso de ocurrir un vertimiento de forma accidental se calificó como temporal debido al efecto de dilución de las corrientes marinas y la ejecución de los planes de emergencia que apliquen, por lo que se considera reversible.El impacto se evaluó como puntual ya que se considera que afectarán las áreas donde se encuentren posicionadas las embarcaciones.

El impacto por la generación de residuos (sólidos y líquidos) se evaluó como no significativo considerando los siguientes criterios:

Ø Las embarcaciones deberán de contar con una planta tratadora de aguas residuales en la que se manejarán los residuos líquidos domésticos (aguas negras y grises), así como una planta tratadora de aguas oleosas, las cuales de acuerdo con las especificaciones del fabricante cumplen con los límites máximos permitidos por la NOM-001-ECOL-1996.


I

En cuanto a la turbidez para la colocación de la subestructura se identifico un impacto adverso no significativo ya que durante estas actividades se removerá en gran medida los sedimentos marinos lo que ocasionara una gran remoción de los sedimentos, volviéndolos a su condición original por efecto de la gravedad de las moléculas y las corrientes marinas en constante cambio. Por otra parte durante las actividades de inspección del sitio y de pilotaje y cimentación para la turbidez se identifico un impacto adverso no significativo ya que durante las labores de limpieza del fondo marino por parte de la cuadrilla de buzos se ocasionara movimiento en los sedimentos marinos y durante el pilotaje y cimentación con el golpeteo de los martillos se aflojaran los estratos de suelo marino removiendo partículas del lecho marino, retornando éstas por efecto de la gravedad a sustrato marino.Factor Ambiental. Medio Biótico.

Ø Flora Marina.

o Fitoplancton. Ø Fauna Marina.

o Zooplancton.o Necton.o Bentos.


Ø Colocación de la Subestructura.Ø Trípode de Apoyo para Puente de Enlace.



I

Durante la inspección submarina que se llevará a cabo sobre el lecho marino se ahuyentarán a las comunidades de fauna marina y sobre todo durante las actividades de asentamiento de las subestructuras que alojaran al módulo de compresión y trípodes para puentes de enlace.De acuerdo a lo anteriormente expuesto se evaluó el impacto como adverso no significativo, ya que las comunidades al verse amenazadas se desplazarán a sitios aledaños al de sus sitios de refugio. Se consideró como un impacto temporal y reversible, ya que al momento de instalar las estructuras las comunidades de flora y fauna retornaran a estas áreas para formar nuevos nichos y recuperar su distribución y abundancia adaptadas a estas nuevas condiciones. Factor Ambiental. Socioeconómico.

Ø Empleo.



Ø Inspección del Sitio.

Ø Colocación de la Subestructura.

Ø Colocación de la Superestructura.

Ø Instalación de Equipo y Servicios Auxiliares en Módulo de Compresión.

Impacto Identificado. Para las actividades de instalación trípodes, tetrápodo del módulo de compresión se necesitará personal calificado para realizar estos trabajos, lo que generará fuentes de empleo durante el tiempo en que se ejecuten estas acciones. El impacto se evaluó como benéfico ya que de acuerdo con los programas y requerimientos del proyecto se contratarán 200 personas para la instalación de cada estructura (subestructura, superestructura y equipo), Se estima que en el área


I

del proyecto laborarán un promedio de 230 personas por mes, cuya calidad y estilo de vida se beneficiarán durante el tiempo programado para la instalación. Otros impactos benéficos se darán en Cd. del Carmen, Campeche y Dos Bocas, Tabasco, debido a que como son los centros de población más cercanos al proyecto, muchos de los servicios como restaurantes, hoteles, adquisición de materiales e insumos serán obtenidos de estos sitios y por lo tanto se verá beneficiada una parte de la población local dedicada a prestar estos servicios. El período de instalación de módulos se tiene estimado en un lapso de 3 años, tiempo en el que deben quedar concluidas las obras de instalación de módulos, por tal motivo el impacto se evaluó como temporal. En el caso de la contratación de personal es necesario hacer la siguiente aclaración, los patios de construcción de las plataformas se encuentran en los estados de Tamaulipas y Veracruz, donde seguramente se contratará a personal local para este tipo de trabajos.

La contratación de buques, barcazas o remolcadores se tendrá que hacer con compañías extranjeras, ya que en México no se cuenta con las embarcaciones necesarias para la instalación de módulos; estas compañías por lo general mantienen una plantilla de trabajadores cuyo origen puede ser de cualquier parte del país e inclusive extranjeros, por lo que la demanda de personal local es mínima. Por lo anteriormente expresado, el impacto se evaluó como de efectos regionales. El abastecimiento de los diferentes bienes y servicios generalmente se lleva a cabo en Cd. del Carmen y Dos Bocas, Tabasco, y de acuerdo con la definición establecida para este criterio, el impacto se evaluó también como de efectos regionales. De acuerdo con el Plan Nacional de Desarrollo, en donde se considera que: “el fortalecimiento de la capacidad de respuesta estratégica y la eficiencia operativa de PEMEX, para apoyar el crecimiento y la creación de empleos”, y con el Plan Municipal de Desarrollo que establece: “El reto fundamental es la modernización entendida como más empleos, mayores niveles de producción y productividad, calidad en los servicios, obras, etc”. Este proyecto al generar fuentes de empleo se vinculará directamente con los objetivos planteados en dichos planes, por lo que el impacto se evaluó como significativo. Con relación a la demanda de bienes y servicios y tomando en cuenta que el promedio de estancia en las dos ciudades antes mencionadas es dos días (una noche previa a embarcarse hacia su centro de trabajo y otra noche al término de su jornada laboral para posteriormente partir a sus lugares de origen) el impacto se evaluó como poco significativo.


I

“Gasoducto de 11,6 km y 16 “ de diámetro”. Para esta etapa se utilizarán chalanes para movimientos de materiales, remolcador para movilizar chalán, barcos grúa, barcazas de tendido. Estas embarcaciones de apoyo brindan los servicios requeridos por el personal a bordo tales como hospedaje, alimentación y servicios de higiene; adicionalmente las embarcaciones deberán de contar con equipo anticontaminante para disminuir las emisiones a la atmósfera, tratamiento de aguas grises y minimización de residuos sólidos peligrosos y no peligrosos. En cada embarcación se deberá hacer una clasificación de todos los residuos para posteriormente disponerlos por medio de contratistas hacia los sitios de disposición final, ya sea los residuos peligrosos y no peligrosos. Por otro lado los chalanes que transportan los tubos de las líneas del gasoducto cuentan con estaciones de soldadura y maquinas de soldar, con extensiones de cables a cada una de las diversas estaciones instaladas en las cubiertas por lo que se tendrá que tener especial cuidado de no verter los materiales como ánodos y restos de chatarra al mar. A continuación se desarrolla los impactos identificados en cada uno de los atributos ambientales y se menciona la actividad del proyecto que ocasiona este cambio.Factor Ambiental. Aire.


Ø Soldadura de Tuberías.Ø Tendido de Líneas.Ø Refuerzo de Tuberías.Ø Enterrado de Tubería.Ø Uso de Embarcaciones.


I

Impacto Identificado. Durante la etapa de preparación e instalación del Gasoducto que va de Abkatún-A hacía Caan-A, se utilizarán embarcaciones de apoyo para la limpieza de la superficie marina; soldadura de los tubos en la cubierta del chalán de transporte de tubería, así como embarcaciones para el tendido de las líneas sobre el lecho marino. Las embarcaciones mencionadas anteriormente utilizan diesel como combustible por lo que se generan gases de combustión que alteran la calidad del aire en el área del proyecto.De acuerdo a lo anteriormente expuesto se identificó el impacto como adverso no significativo para las actividades de soldado de tuberías, refuerzo de tuberías, tendido de tuberías y enterrado de tuberías; debido a que las embarcaciones participantes deberán de contar con los sistemas anticontaminantes para disminuir las emisiones a la atmósfera; así mismo el soldado de tuberías en las cubiertas de los barcos tendrá que ser de manera programada para no generar emisiones excedentes productos del soldado de tuberías. Factor Ambiental.

Ruido.


Ø Soldadura de Tuberías.Ø Tendido de Líneas.Ø Refuerzo de Tuberías.Ø Enterrado de Tubería.Ø Uso de Embarcaciones.


Durante estas actividades se incrementaran los niveles de ruido debido al movimiento de las embarcaciones para el tendido de las líneas que conformarán al gasoducto; dichos niveles de ruido alterarán las condiciones originales del sitio.Para las actividades de soldadura de tuberías esta se consideró como adverso no significativo ya que estas actividades no generan un nivel de ruido muy elevado y para las actividades de refuerzo de tuberías y enterrado de tubería el impacto es


I

de igual forma adverso no significativo debido a que durante el arado para el enterrado de la tubería las embarcaciones de apoyo deberán estar ancladas y el único ruido generado será el proveniente del chorro a presión de agua con aire y de la bomba de succión para el dragado.

Se considera como un impacto temporal y reversible ya que al termino de la instalación de el gasoducto las embarcaciones serán retiradas, así mismo se considero como local y mitigable, ya que el área de afectación se delimita a un área de 0,1508 m2; que corresponde al derecho de vía del gasoducto; el personal involucrado deberá de contar con el equipo de protección auditivo de acuerdo a lo establecido por la Secretaria de Trabajo y Previsión Social. Factor Ambiental.

Sedimentos Marinos.

Ø Características Fisicoquímicas.Ø Afectación al Relieve.


Ø Tendido de Líneas.Ø Refuerzo de Tuberías.Ø Enterrado de Tubería.

Impacto Identificado. Para el tendido de líneas para el gasoducto se requerirá limpiar las áreas quitando los obstáculos que se encuentren donde serán enterradas las líneas, posteriormente se procede al soldado de tuberías, refuerzo de las mismas y acolchonamiento de las líneas y finalmente a enterrar las líneas por debajo del lecho marino aproximadamente a 0,65 m de profundidad. Durante las actividades de tendido de tuberías y enterrado de la tubería se identifico un impacto adverso significativo ya que estas actividades afectarán en gran medida la constitución original del suelo marino; estas actividades se llevan de manera simultanea en primer instancia se inyecta un chorro de agua con aire a presión y se tiene una bomba de succión; por otro lado el enterrado de la tubería es inmediata y con el mismo sustrato es enterrado el gasoducto. El impacto se considera temporal e irreversible ya que al enterrar el gasoducto las condiciones geológicas del sitio volverán a recuperarse, una ves que los sedimentos se hayan estabilizado sobre la línea de tendido; en el tendido del gasoducto el


I

impacto se evaluó como local, ya que los cambios que se producirán en el relieve por la instalación del gasoducto será en un área de 0,00009802 km3, la cual se ubican dentro de los límites del polígono donde se ubicaran las presentes obras de los proyectos integrales. Para estas mismas actividades se identifico un impacto adverso no significativo en cuanto a los procesos de sedimentación debido a que durante el tendido de líneas y sobre todo durante el enterrado del gasoducto se removerá un gran cantidad de suelo marino lo que alterará la dinámica de sedimentación presente en el sitio; estos sedimentos serán dispersados de acuerdo a las corrientes marinas existentes en el área de estudio; para este caso el impacto se identificó como temporal y reversible, puntual y no mitigable. Factor Ambiental. Agua.

Ø Calidad.Ø Turbidez.


Ø Tendido de Líneas.Ø Refuerzo de Tuberías.Ø Prueba Hidrostática.Ø Enterrado de Tubería.Ø Uso de Embarcaciones.

Impacto Identificado. Durante el tendido de líneas se identificó un impacto adverso no significativo para la calidad del agua debido en caso de que las embarcaciones de tendido y soldado generen emisiones de residuos líquidos y sólidos producto del mantenimiento a equipos y lavado de tubería y equipo auxiliar; sin embargo se considera mitigable ya que las embarcaciones deberán de cumplir con la normatividad ambiental vigente en materia de emisiones a cuerpo receptor.En el caso del refuerzo de tuberías, pruebas hidrostáticas, enterrado de tubería, acolchonamiento de cruces y uso de embarcaciones el impacto se consideró como adverso no significativo.


I

En estas actividades el impacto es temporal y reversible dado que al término de las actividades programadas las embarcaciones se retirarán a otros sitios a los que hayan sido programadas y durante las pruebas hidrostáticas el agua de mar será extraída del gasoducto para ser reincorporada al mar; se considera el impacto puntual y mitigable siempre y cuando se cumpla con el programa de minimización de residuos y las embarcaciones participantes cumplan con los dispositivos anticontaminantes y con las normas oficiales ambientales vigentes. Respecto a la turbidez el impacto es adverso no significativo durante el tendido y enterrado de líneas por la remoción de sedimentos marinos lo que genera que la columna de agua presente una mayor cantidad de sólidos suspendidos afectando con esto la visibilidad; sin embargo esta retornará a sus condiciones originales una vez que las partículas se hayan sedimentado sobre el lecho marino por lo que se evaluó como temporal y reversible. Factor Ambiental. Medio Biótico.

Ø Fitoplancton.Ø Zooplancton.Ø Necton.Ø Bentos.


Ø Tendido de Líneas. Impacto Identificado. Durante la inspección submarina que se llevará a cabo sobre el lecho marino se ahuyentarán a las comunidades de fauna marina y sobre todo durante las actividades de tendido de líneas. De acuerdo a lo anteriormente expuesto se evaluó el impacto como adverso poco significativo, ya que las comunidades al verse amenazadas se desplazarán a sitios aledaños al de sus sitios de refugio. Se consideró como un impacto temporal y reversible, ya que al momento de instalar el gasoducto las comunidades de flora y


I

fauna retornaran a estas áreas para formar nuevos nichos y recuperar su distribución y abundancia adaptadas a estas nuevas condiciones. Factor Ambiental. Socioeconómico.

Ø Empleo.Ø Demanda de Servicios.


Ø Soldadura de Tubería.Ø Tendido de Líneas.Ø Refuerzo de Tuberías.Ø Prueba Hidrostática.Ø Enterrado de Tubería.Ø Acolchonamiento de Cruces.Ø Uso de Embarcaciones.Ø Contratación de Personal.

Impacto Identificado. Para las actividades de tendido de líneas para el gasoducto se necesitará personal calificado para realizar estos trabajos, lo que generará fuentes de empleo durante el tiempo en que se ejecuten estas acciones.

El impacto se evaluó como benéfico ya que de acuerdo con los programas y requerimientos del proyecto se contratarán 80 personas para la instalación del gasoducto, se estima que en el área del proyecto laborarán un promedio de 230 personas por mes, cuya calidad y estilo de vida se beneficiarán durante el tiempo programado para la instalación.

Otros impactos benéficos se darán en Cd. del Carmen, Campeche y Dos Bocas, Tabasco, debido a que como son los centros de población más cercanos al proyecto, muchos de los servicios como restaurantes, hoteles, adquisición de materiales e insumos serán obtenidos de estos sitios y por lo tanto se verá beneficiada una parte de la población local dedicada a prestar estos servicios.El período de instalación del gasoducto se tiene estimado en un lapso de 1 año, tiempo en el que deben quedar concluidas


I

las obras de instalación, por tal motivo el impacto se evaluó como prolongado. En el caso de la contratación de personal es necesario hacer la siguiente aclaración, los patios de construcción de las líneas se encuentran en los estados de Tamaulipas y Veracruz, donde seguramente se contratará a personal local para este tipo de trabajos. La contratación de buques, barcazas o remolcadores se tendrá que hacer con compañías extranjeras, ya que en México no se cuenta con las embarcaciones necesarias para la instalación del gasoducto; estas compañías por lo general mantienen una plantilla de trabajadores cuyo origen puede ser de cualquier parte del país e inclusive extranjeros, por lo que la demanda de personal local es mínima. Por lo anteriormente expresado, el impacto se evaluó como de efectos regionales. Con relación a la demanda de bienes y servicios y tomando en cuenta que el promedio de estancia en las dos ciudades antes mencionadas es dos días (una noche previa a embarcarse hacia su centro de trabajo y otra noche al término de su jornada laboral para posteriormente partir a sus lugares de origen) el impacto se evaluó como poco significativo. “Perforación Pozo Caan 1001”. Para la perforación del Pozo Caan 1001 se utilizará un equipo autoelevable y la estructura de apoyo será el Tetrápodo Caan-TA. El equipo autoelevable brinda los servicios de hospedaje y alimentación a la plantilla de trabajo requerido para esta actividad. El equipo autoelevable deberá de contar con sistemas anticontaminantes como planta de tratamiento de agua residual, trituradora, almacén temporal de residuos, entre otros. A continuación se describen los impactos ambientales detectados en los atributos ambientales y se señala la actividad del proyecto que ocasiona el cambio. Factor Ambiental.

Aire.

Ø Calidad.


I


Ø Traslado de Equipos Móviles.Ø Ubicación de Equipos Móviles.

Impacto Identificado. En las actividades de traslado de los equipos autoelevables y embarcaciones de apoyo se incrementarán las emisiones a la atmósfera producto de la combustión, de acuerdo con lo anteriormente expuesto se identificó un impacto adverso no significativo durante estas actividades, debido a que las embarcaciones y equipos autoelevables deberán de contar con los sistemas anticontaminantes para disminuir las emisiones a la atmósfera. Durante la ubicación de los equipos autoelevables y la elevación de los mismos se identificó un impacto adverso no significativo, debido a que durante las actividades de acoplamiento de los equipos autoelevables a las estructuras de apoyo (tetrápodo) se incrementará el número de maniobras hasta encontrase en el punto desde donde se llevara a cabo la perforación del nuevo pozo. El impacto identificado es de tipo temporal y reversible ya que las estructuras de apoyo, en este caso los equipos autoelevables se trasladaran a otro sitio donde se requiera sus servicios al término de la perforación de los pozos para los que fueron programados. Se considera que dicho impacto es de magnitud local y mitigable, ya que al trasladarse los equipos móviles de un lugar a otro las emisiones a la atmósfera se ampliaran de acuerdo a la ruta programada para este tipo de equipos. Los equipos autoelvables deberán de cumplir con lo que establecen las normas oficiales mexicanas en materia de emisiones a la atmósfera con la finalidad de disminuir la contaminación.Factor Ambiental.

Ruido.



I

Ø Ubicación de Equipos Móviles. Impacto Identificado. Durante la ubicación y el acoplamiento de los equipos móviles a las estructuras de apoyo se incrementaran los niveles de ruido debido a las maniobras generadas durante esta actividad; tales como ubicación de los equipos autoelevables, movimientos de remolcadores y de chalanes de transporte de equipo y materiales. El impacto identificado se califico como adverso no significativo, temporal y reversible ya que los equipos empaquetados una vez ubicados en sus sitios desde donde se llevará a cabo la perforación de los pozos ya no registrará movimientos de las embarcaciones de apoyo; se considera un impacto puntual y mitigable, es recomendable que el personal abordo cuente con sus equipos de protección personal de acuerdo a lo establecido por la Secretaría de Trabajo y Previsión Social.Factor Ambiental.

Sedimentos Marinos.

Ø Afectación del Relieve. Acciones del Proyecto.

Ø Ubicación de Equipos Móviles. Impacto Identificado. En el caso de la instalación de los equipos autoelevables al asentarse la tres patas de las plataformas móviles sobre el lecho marino se afectarán las condiciones existentes en el mismo, variando con esto el relieve existente en el lugar. De acuerdo a lo anterior el impacto identificado se determino como adverso no significativo, temporal y reversible; debido a que al momento de terminar sus labores este equipo de apoyo se retirará a otro sitio, el impacto ocasionado por esta actividad es puntual y no mitigable.Factor Ambiental. Agua.


I

Ø Calidad.


Ø Traslado de Equipos Móviles.Ø Elevación de Equipos Móviles.

Impacto Identificado. Durante la etapa de traslado de equipos autoelevables y al incremento del personal presente en los equipos empaquetados se incrementara el uso de agua producto de los servicios de higiene y mantenimiento a equipo de apoyo. En esta etapa la principal fuente de generación de aguas residuales son la cocina, lavandería, servicios de baño y sanitarios, así como de las aguas aceitosas cuyo origen será de la operación y mantenimiento de los diferentes equipos con los que cuentan las embarcaciones. El impacto identificado se considera adverso no significativo, ya que las plataformas móviles y empaquetadas cuentan con los sistemas anticontaminantes de acuerdo a lo establecido por las normas oficiales mexicanas en materia de descarga de aguas residuales al mar.Para el caso de los equipos autoelevables el impacto se considera temporal y reversible, ya que dichas emisiones al cuerpo receptor desaparecerán al momento de terminar las obras programadas para estas estructuras. Factor Ambiental. Socioeconómico.





I

Impacto Identificado. Para las actividades de perforación de pozos se necesitará personal calificado para realizar estos trabajos, lo que generará fuentes de empleo durante el tiempo en que se ejecuten estas acciones. El impacto se evaluó como benéfico ya que de acuerdo con los programas y requerimientos del proyecto se contratarán 50 personas para la perforación del pozo.Otros impactos benéficos se darán en Cd. del Carmen, Campeche y Dos Bocas, Tabasco, debido a que como son los centros de población más cercanos al proyecto, muchos de los servicios como restaurantes, hoteles, adquisición de materiales e insumos serán obtenidos de estos sitios y por lo tanto se verá beneficiada una parte de la población local dedicada a prestar estos servicios. Con relación a la demanda de bienes y servicios y tomando en cuenta que el promedio de estancia en las dos ciudades antes mencionadas es dos días (una noche previa a embarcarse hacia su centro de trabajo y otra noche al término de su jornada laboral para posteriormente partir a sus lugares de origen) el impacto se evaluó como poco significativo.

“Instalación Puente de Enlace entre Caan-A Habitacional y Tetrápodo Nuevo”. El puente de enlace entre Caan-A Habitacional y el Tetrápodo Nuevo tendrá una longitud de 100 m y no requerirá de trípodes de apoyo, ya que se instalará entre ambas estructuras de enlace. La descripción de los impactos generados por la instalación del puente de enlace ya han sido descritos para la instalación del Puente de Enlace entre la Plataforma Abkatún-A Habitacional y Abkatún-B, por lo que esta sección es semejante y no será descrita en este apartado con la finalidad de evitar una sobreevaluación de los impactos.ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. “Operación y Mantenimiento de Módulo de Compresión, Módulo Habitacional y Gasoducto”. Factor Ambiental.

Aire.


I

Ø Calidad.Ø Olores.

Acciones del Proyecto. Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Compresión.Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Habitacional.Ø Operación y Mantenimiento Gasoducto.


Durante la operación del módulo de compresión su función es la de controlar la presión de descarga de crudo-gas de cada uno de los pozos asociados, así como del control de la camisa del ducto que conecta dichos pozos a la plataforma. Entre los servicios requeridos para el adecuado funcionamiento del módulo de compresión se encuentran el sistema de generación de energía, sistema de suministro de presión hidráulica, sistema de inyección antiespumante, sistema de nitrógeno, sistema de combustible diesel, sistema de aire de planta e instrumentos. Para el funcionamiento adecuado de cada uno de los sistemas mencionados anteriormente se requiere en algunos casos de diesel como combustible. Por lo anteriormente expuesto se considera el impacto adverso no significativo ya que cada uno de los equipos que operan en dicho módulo deberá de cumplir con las especificaciones técnicas establecidas por el fabricante así como con los sistemas anticontaminantes para dar cumplimiento a las normas oficiales mexicanas y otras disposiciones aplicables. El impacto es temporal considerando la vida útil del proyecto y reversible ya que una vez terminada la vida útil las emisiones a la atmósfera desaparecerán; se identificó como puntual y mitigable. El equipo de apoyo tal como motores, bombas, generadores, entre otros tendrá que ser integrados al programa de mantenimiento predictivo y correctivo. En el caso de de la plataforma de compresión se tiene como función recomprimir el gas que se obtiene de las plataformas de producción temporal o permanente y enviarlo a la de enlace a una presión de hasta 100 kg/cm2 para esto se cuenta con los siguientes sistemas dentro del módulo: sistema de endulzamiento de gas, sistema de deshidratación de gas, sistema de generación de gas inerte y sistema de aceite de calentamiento.


I

En este caso las emisiones serán las producidas por los equipos que utilizan diesel como combustible; así mismo durante el endulzamiento de gas se producen CO2 y H2S y vapor de agua, que son encausados a un condensador y el agua y los

gases ácidos se envían a un acumulador de reflujo de amina donde se separan los gases ácidos y el agua es recirculada a la parte superior de la torre; posteriormente en la recuperación de condensados el agua entra al drenaje aceitoso y los gases ácidos se envían al sistema de desfogues. De acuerdo a lo anterior el impacto identificado para las emisiones a la atmósfera por este equipo se identificó como adverso no significativo, puntual, mitigable y reversible. Es de suma importancia que los equipos del módulo habitacional sean integrados al Programa de Mantenimiento Correctivo y Predictivo para equipo, así mismo se deberá de contar con los equipos anticontaminantes para dar cumplimiento a las normas oficiales mexicanas y disposiciones aplicables. Durante la operación del quemador el impacto identificado se evaluó como adverso no significativo debido a los desfogues que se presentaran como sistema de seguridad y alivio, cabe destacar que se deberá de contar con un programa de optimización del proceso para que este sea más eficiente y disminuir con esto las emisiones a la atmósfera, aunado a esto se deberá de contar con equipos de recuperación de vapores.

Factor Ambiental.


Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Compresión.Ø Operación y Mantenimiento Módulo de Habitacional.Ø Operación y Mantenimiento Gasoducto.

Impacto Identificado. Durante la operación de los módulos de compresión y habitacional; se utilizaran los equipos auxiliares para el adecuado funcionamiento de cada uno de éstos módulos por lo que los niveles de ruido en estas áreas se incrementará por el uso de turbobombas, motogeneradores, entre otros.


I

De acuerdo a lo anterior el impacto identificado se evaluó como adverso poco significativo ya que los equipos auxiliares operaran de acuerdo a los requerimientos para suministrar los servicios para los que fueron diseñados. El impacto se determinó como temporal y reversible, ya que estas emisiones de ruido persistirán durante la vida útil del proyecto; así mismo se considero como puntual y mitigable ya que los equipos deberán de cumplir con las especificaciones de diseño y el personal que labore cerca de éstas áreas generadoras de ruido deberán de contar con el equipo de protección personal de acuerdo a lo establecido por la secretaría de trabajo y previsión social.

Factor Ambiental.

Agua Marina.Ø Calidad.


Ø Operación Módulo de Compresión.Ø Operación Módulo de Habitacional.

Impacto Identificado. Durante la vida útil del proyecto se tendrá que dar mantenimiento a las subestructuras y estructuras de los módulos; así como al gasoducto y equipo en general, a continuación se describen estas actividades. Subestructuras. Evaluación dos veces al año de la protección catódica, haciendo las correcciones a los ánodos necesarias, revisión y aplicación del recubrimiento anticorrosivo para zona de mareas y para la zona atmosférica. Superestructura: Limpieza o cambio de las tuberías dañadas o desgastadas y aplicación del recubrimiento anticorrosivo, reparación a las rejillas, charolas de recolección, escaleras, soportería, etc. Generalmente dos veces al año.Equipo General:


I

Cambio de empaques, válvulas, instrumentos dañados, cambio de luminarias, celdas solares dañadas, canalizaciones eléctricas, entre otras.

Ductos. El mantenimiento que se les da a los ductos e instalaciones conjuntas se divide en mantenimiento menor y mayor.

Mantenimiento Menor; se aplica generalmente dos veces al año e incluye las siguientes actividades:

v Reparación de Recubrimiento Anticorrosivo Dañado.v Cambio o Limpieza de Instrumentos.v Cambio o Limpieza de Luminarias.v Cambio de Conductos Eléctricos.v Cambio de Empaques a las Líneas de Aire de Instrumentos.v Limpieza y Reparación a los Equipos de Seguridad Industrial (equipo contra-incendio, alarmas, detectores, etc.).

Mantenimiento Mayor; se denomina así cuando se tiene que dejar de operar alguna parte del sistema, por ejemplo en los siguientes trabajos:

v Cambio de Tramos de Tubería Sobrecubierta o Submarina.v Cambio o Reparación de Válvulas.v Cambio de Empaques.v Reparación al Equipo de Transporte o Proceso.

Durante estas actividades se generarán residuos sólidos y aguas residuales que de ser vertidos al mar constituirán un factor de contaminación para este medio.

En el Capítulo II se ha descrito la generación de residuos sólidos no peligrosos y peligrosos; así como la generación de aguas residuales y sus fuentes de generación.

Con base en lo anterior el impacto identificado se consideró como adverso no significativo siempre y cuando se cumplan con las especificaciones de los equipos anticontaminantes y con los procedimientos establecidos por Pemex Exploración y Producción; El impacto es puntual, reversible y mitigable.

La generación de residuos sólidos y líquidos, que se producirán en los módulos de compresión y módulo habitacional se


I

evaluó como no significativo considerando que se llevarán a cabo las siguientes acciones:

Existirá un programa de manejo de residuos en cada una de los equipos de perforación.Ø Los residuos sólidos industriales (peligrosos y no peligrosos) serán almacenados en contenedores metálicos para su posterior disposición final en la Terminal Marítima Dos Bocas; mientras que los residuos domésticos serán triturados cumpliendo con lo establecido por el Convenio de MARPOL.Ø En las plataformas se contará con sistemas de recolección y conducción de las aguas residuales, tanto de las sanitarias como de las aceitosas, además se tendrán sistemas de captación de aguas pluviales o atmosféricas. Todas estas aguas serán conducidas a plantas de tratamiento para que los efluentes cumplan con la normatividad ambiental correspondiente. Ø Los residuos de alimentos serán triturados y arrojados al mar de acuerdo con establecido en el Convenio Internacional para la Protección del Mar, MARPOL.

Factor Ambiental.

Socioeconómico.

Ø Empleo.Ø Economía Nacional.Ø Demandada de Servicios.


Ø Operación Módulo de Compresión.Ø Operación Módulo de Habitacional.Ø Operación Gasoducto.

Impacto Identificado. Por medio de las obras planteadas, se considera posible incrementar la disponibilidad de hidrocarburos para satisfacer la demanda interna del país, así como mantener la oferta de dichos productos para exportación. Con la operación del Campo Abkatún se optimizará las condiciones de operación de los pozos y del campo dando como


I

resultado la recuperación de 170,3 MMb de aceite y 128,2 MMmpc de gas; en el Campo Caan se pretende incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos en cinco por ciento; en el Campo Kanaab se pretende Incrementar el valor económico al acelerar la explotación de la reserva de Jurásico Superior Kimmeridgiano de 24,5 MMb de aceite y 18,0 MMmpc de gas y finalmente el Campo Taratunich se recuperará 110,7 MMb de aceite y 113,8 MMpc de gas de la reserva remanente de dicho campo. El desarrollo de las presentes obras será de gran ayuda para la economía del país ya que se generará un relevante ingreso de divisas por la venta del petróleo crudo al exterior. Considerando la vida útil del proyecto (25 años) el impacto se evaluó como temporal. Por los beneficios que representa a la economía nacional este proyecto el impacto se considera de magnitud regional. “Operación de la Plataforma de Perforación” Durante la operación del equipo autoelevable para la perforación del Pozo Caan 1001, los impactos identificados son similares a los ya descritos para la operación de la plataforma de perforación utilizada en el Campo Abkatún, por lo que este apartado no será desarrollado en este punto, con la finalidad de no caer en una sobreevaluación de los impactos.ETAPA DE ABANDONO. Una vez que se haya alcanzado la vida útil de las instalaciones o se hubiere agotado el recurso, se procederá a efectuar la etapa de abandono del sitio que consistirá en el desmantelamiento y movilización de las superestructuras y equipos de las plataformas, respecto al gasoducto para evitar un mayor impacto al sedimento marino se procederá a dejarlos enterrados (limpios e inertizados). Todo esto de acuerdo con lo establecido en la Resolución A.672(16) de la OMI, aprobada el 19 de octubre 1989 “Directrices y Normas para la Remoción de Instalaciones y Estructuras emplazadas mar adentro en la Plataforma Continental y en la Zona Económica Exclusiva; Ver Anexo V.1 Lineamiento para la Conservación y Desmantelamiento de Instalaciones Fuera de Servicio y Anexo V.2 Normas para la Remoción de Instalaciones y estructuras Emplazadas Mar Adentro en la Plataforma Continental y en la Zona Exclusiva Económica.


I

“Desmantelamiento de Subestructura, Superestructura, Puentes de Enlace y Gasoducto”. Factor Ambiental.

Ø Aire. Acciones del Proyecto.

Ø Desmantelamiento de Superestructura y Puentes de Enlace.Ø Desmantelamiento de Subestructura.Ø Desmantelamiento de Gasoducto.

Impacto Identificado. De acuerdo a las Directrices y Normas para la Remoción de Instalaciones y Estructuras Emplazadas Mar Adentro en la Plataforma Continental y en la Zona Económica Exclusiva; en el punto 3.2 se dice que “Toda instalación o estructura abandonada o en desuso que haya sido emplazada sobre el fondo marino el 1 de enero de 1998, o posteriormente, que se encuentre en aguas de menos de 100 m de profundidad y que tenga un peso inferior a 4 000 toneladas fuera del agua, excluidas la cubierta y la superestructura, será totalmente retirada”. De acuerdo a lo mencionado anteriormente una vez alcanzada la vida útil del proyecto se procederá al desmantelamiento de las superestructuras del Módulo Habitacional y del Módulo de Compresión, así como de los equipos auxiliares y servicios de apoyo como puentes de enlace; una vez retirados estos se procederá a retirar las subestructuras se seccionará de los pilotes de cimentación desde su base. En el caso del gasoducto al concluir el tiempo de operación, será desmantelada la tubería sobrecubierta, los elementos que integran el gasoducto ascendente y la curva de expansión. La línea enterrada, previa limpieza por medio de “diablos”, se inundará y se sellarán los extremos. El procedimiento para retirar las subestructuras, superestructuras y puentes de enlace, así como el gasoducto será a la inversa de cómo se realizó para su instalación. Para llevar a cabo estas operaciones se requerirá del empleo de embarcaciones tales como barcos grúa, remolcadores,


I

chalanes, chatarreros y embarcaciones de transporte de personal y materiales. A continuación se describen los impactos ambientales generados en los atributos ambientales y las etapas del proyecto que producen dicho cambio. Factor Ambiental. Aire.


Ø Desmantelamiento de Superestructura y Puentes de Enlace.

Ø Desmantelamiento de Subestructura.

Ø Desmantelamiento de Gasoducto.

Impacto Identificado. Durante el desmantelamiento de las superestructuras y puentes de enlace, subestructuras y retiro del gasoducto se emplearán embarcaciones para llevar a a cabo estos trabajos, dichas embarcaciones utilizan diesel como combustible por lo que generan emisiones a la atmósfera. El impacto identificado para estas actividades se evalúo como adverso no significativo y mitigable ya que las embarcaciones participantes deberán de contar con sistemas para disminuir las emisiones a la atmósfera y dar cumplimiento con la normatividad ambiental mexicana en materia de emisiones a la atmósfera. Es importante destacar que durante el desmantelamiento se deberá de contar con un programa de desmantelamiento con la finalidad de optimizar el uso de embarcaciones en el área de trabajo y evitar con esto sobretrabajo de las embarcaciones. El impacto se califico como puntal, temporal y reversible ya que al retirar las estructuras desaparecerá las emisiones ocasionadas por las embarcaciones participantes.


I

Factor Ambiental.


Ø Desmantelamiento de Superestructura.Ø Desmantelamiento de Subestructura.Ø Desmantelamiento de Gasoducto.

Impacto Identificado. De igual manera que en el punto anterior durante el desmantelamiento de las estructuras y gasoducto se emplearán embarcaciones que incrementarán los niveles de ruido en el área de trabajo, el impacto se considera como adverso no significativo y mitigable ya que durantes estas maniobras el personal participante deberá de contar con su equipo de protección personal, el impacto es puntual, temporal y reversible ya que al terminar de retirar las estructuras las emisiones de ruido en el área de trabajo desaparecerán. Factor Ambiental.



Ø Desmantelamiento de Superestructura.Ø Desmantelamiento de Subestructura.Ø Desmantelamiento de Gasoducto.

Impacto Identificado. Durante las actividades de desmantelamiento se requerirá de personal que proporciones estos servicios, el impacto se evalúo como benéfico y temporal debido a que al momento de ser retiradas completamente la mano de obra ya no será necesaria.


I

“Taponamiento Pozo Caan 1001” Una vez que el pozo de extracción sea improductivo se procederá al taponamiento del mismo; la descripción de impacto generados ocasionados por el taponamiento de pozos ha sido descrita en la Etapa de Abandono y Taponamiento de Pozos para el Campo Abkatún, por lo que no será desarrollada en este punto. CAMPO KANAAB INTEGRAL. Las obras contempladas para este campo son las siguientes:

Ø Perforación Pozo 125. La Perforación del Pozo 125 se llevará acabo por medio de equipo empaquetado No. 4043 (Abkatún-H) cuyas características son similares a las de equipo empaquetado No. 4044 descrito en la perforación, mantenimiento y abandono de pozos del Campo Abkatún Integral, por lo que en este punto no será descrito para evitar una sobreevaluación de los impactos identificados.

CAMPO TARATUNICH INTEGRAL. Las obras contempladas para este campo son las siguientes:

Ø Perforación Pozo 24.Ø Perforación Pozo 61.Ø Reparación Pozo 32D.Ø Reparación Pozo 301.Ø Reparación Pozo 52.

Para la perforación y reparación de los pozos mencionados anteriormente se utilizará una Plataforma Autoelevable; en el caso de los Pozos de Perforación la estructura de apoyo será el Trípode Taratunich-201 y la estructura de apoyo para la Reparación de Pozos será el Trípode Taratunich-TD. Los impactos generados por el empleo de la Plataforma Autoelevable son iguales a los descritos para la Plataforma Autoelevable participante en la Perforación del Pozo Caan-1001, por lo que en este apartado no serán descritos, ya que


I

la identificación de los impactos durante las diferentes etapas del proyecto son los mismos.

V.4 Delimitación del Área de Influencia.

La delimitación del área de influencia real del proyecto se determinó con base en cada una de las actividades que se realizarán en las etapas analizadas, tomando en cuenta la magnitud con la que fueron impactados los diferentes factores ambientales. El análisis de los mismos se realizará de acuerdo con los factores considerados como más relevantes.En el caso de la etapa de instalación la afectación corresponderá exclusivamente al ancho de derecho de vía del gasoducto y la zona de contactos de los módulos (habitacional y compresión) con el lecho marino. Con relación a las embarcaciones utilizadas, las áreas de afectación estarán relacionadas con los residuos que se generarán, asumiendo que las mismas contarán con sistemas y dispositivos anticontaminantes, la zona de influencia de los residuos que se verterán al mar (aguas residuales) estará circunscrita a menos de 100 metros alrededor de los buques, ya que después de esta área los contaminantes ya no son detectados. En la etapa de operación el área de influencia real estará determinada por los cuatro componentes ambientales determinados como relevantes. Para el caso del ruido que se generará en cada una de las plataformas y buques de apoyo, el área de influencia estará limitada a cada una de las áreas de trabajo y niveles en las diferentes plataformas, no rebasando los límites establecidos más allá de los 50 m de la fuente de origen. En las embarcaciones la generación del ruido se limitará exclusivamente al área de máquinas y a la zona donde operan las grúas en cubierta.

En caso de que los recortes de perforación se arrojaran al mar, el área de influencia de este impacto se daría exclusivamente en un rango no menor de 100 m en sedimento alrededor de las plataformas. Para establecer el área de influencia de las aguas residuales que se generarán en las plataformas se tomaron las características del medio marino, como son las corrientes marinas.

Con base a las corrientes marinas se estableció que los elementos que contienen esta agua residual se diluyen completamente después de los tres metros de la fuente de origen, por lo tanto, ninguno de los probables contaminantes podría afectar zonas ajenas a las plataformas. En el caso de la etapa de abandono del sitio las afectaciones al medio estarán en relación con los residuos que se generarán por las embarcaciones utilizadas para el desmantelamiento de las subestructuras y equipos, tomando en cuenta que se


I

contará con un buen manejo de los residuos sólidos, así como con sistemas y dispositivos anticontaminantes, la zona de influencia de los residuos que se verterán al mar previo tratamiento (aguas residuales y/o aceitosas) estará circunscrita a menos de 100 metros alrededor de los buques, ya que después de esta área los contaminantes ya no son detectados. Con base en lo anteriormente expuesto se pude concluir que las áreas de influencia de impactos evaluadas en este estudio no sobrepasan en ningún momento el área de estudio.

VI. ESTRATEGIAS PARA LA PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES Y MITIGACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES, ACUMULATIVOS Y RESIDUALES DEL SISTEMA AMBIENTAL REGIONAL.

VI.1 Agrupación de los Impactos de acuerdo con las Medidas de Mitigación Propuestas.

Una vez descritos en el capitulo anterior los impactos potenciales esperados por el proyecto a continuación se describirán las medidas de prevención y mitigación propuestas para reducir los efectos negativos considerados, agrupándose éstos de acuerdo al factor ambiental que se afecte durante cualquiera de las etapas de desarrollo contempladas en el presente estudio.

Atmósfera. Durante el desarrollo del proyecto operarán varios tipos de máquinas de combustión interna que generan emisiones a la atmósfera; tales fuentes emisoras son principalmente el barco grúa, remolcadores, barcos de abastecimiento, equipos de soldadura, motogeneradores y finalmente el quemador en la etapa de operación. Para evitar emisiones fuera de las necesarias, se deberá evitar la quema de residuos combustibles (madera, papel, cartón, etc.) que se generen durante el proyecto.La principal fuente de emisiones a la atmósfera será el quemador de proceso que se instalará en el Campo Caan, el que actuará en caso de requerirse como válvula de alivio, eliminando los riesgos de ruptura en tuberías, equipos y empaques que forman parte de las instalaciones de proceso, consumiendo las descargas de gas natural. Las medidas de mitigación para la combustión del quemador, incluyen la optimización del proceso y manejo de hidrocarburos en el complejo y en los puntos de envío, aprovechando al máximo el recurso. Se deberá de dar manteniendo a los equipos de proceso e instrumentación, con lo que los eventos de sobrepresión podrán ser minimizados y los desfogues al quemador se reducirán considerablemente.


I

Para las fuentes móviles, la programación adecuada de envíos de materiales, equipos, suministros, personal, etc. disminuirán las emisiones a la atmósfera. El consumo de combustibles de las fuentes móviles podrá ser disminuido, ajustándose a un tiempo mínimo de instalación, combinado con la supervisión que evite retrabajos, en un esfuerzo conjunto tanto de PEP como del contratista. Es importante destacar que durante las etapas involucradas en el presente estudio, las embarcaciones, maquinaria y equipo de combustión interna que se utilice, deberá estar en óptimas condiciones con la finalidad de evitar una combustión incompleta; así mismo se deberá de dar mantenimiento periódico a todas las embarcaciones y equipo utilizado.Los equipos de combustión interna que se encuentren en los módulos instalados (Habitacional y Compresión en Caan-A), deberán contar con sistemas anticontaminates ya que estos son considerados como fuentes fijas de emisiones a la atmósfera. Así mismo se deberá considerar la instalación de separadores trifásicos con una eficiencia al 100 % en las Plataformas de Perforación para garantizar una separación adecuada del aceite del crudo, gas natural y agua amarga para evitar que durante la combustión del gas del quemador se produzca humo excesivo. De esta forma, la principal fuente de emisiones a la atmósfera es el quemador cuya operación quedará restringida únicamente a la eliminación de gas generado por el sistema de desfogues, que restringe la presión de operación de los equipos, actuando como válvula de seguridad y eliminando el gas que de no quemarse sería un riesgo de incendio inminente. Se deberá implementar el uso de diesel desulfurado como combustible para la maquinaria de combustión interna y así evitar la formación de óxido de azufre en las emisiones de este equipo. En el caso de la perforación de los pozos se deberá conocer con certeza la geología regional y específicamente del área donde se pretenda llevar a cabo la perforación con la finalidad de conocer las posibles formaciones de Gas Amargo (H2S), en cuyo

caso deberán de seguirse las siguientes medidas (Ver Anexo VI.1 Distribución del Equipo de Perforación).

Ø Para un pozo en donde se espera un ambiente con Gas Amargo (H2S), la localización o “pera” deberá ser más grande de

lo usual para tener una mayor seguridad en la movilidad del personal.Ø El paso entre las diferentes áreas de trabajo en la localización deberán estar libres.Ø Serán necesarios dos caminos para llegar al pozo en un momento de emergencia, uno puede funcionar como entrada y otro como salida.


I

Ø La subestructura, mástil y malacate, deberán colocarse en tal forma que los vientos dominantes pasen a través del mástil.Ø Deberán colocarse por lo menos tres banderas indicadoras de la dirección del viento.Ø La presa de lodos debe colocarse lejos de la subestructura, con esto se garantiza tener un mejor movimiento de aire fresco del pozo y disminuir el peligro si hay emanaciones de gas o vapores del lodo de perforación.Ø En el caso de los preventores, la dirección del viento debe ser determinada de antemano, para que los controles que operan los diversos preventores sean colocados en dirección contraria a la del viento a una distancia segura del pozo.Ø Deberá contarse, por lo menos con dos puestos de control de emergencia.Ø En caso de encontrase con una formación de Gas Amargo (H2S) se contará con presas de quemado; dependiendo de

las condiciones climatológicas y del comportamiento de la formación de Gas Amargo (H2S), se decidirá quemar o no el gas.

Cabe destacar que es más seguro quemarlo que dejarlo que se extienda a la atmósfera, es importante recordar que la combustión produce Dióxido de Azufre; donde el calor arrastra el H2S y el SO2 hacia arriba, mezclándose con volúmenes

grandes de aire bajando con esto la concentración de H2S.

Ø Se deberá de contar con dos presas de quemado colocadas a 50 m del mástil formando entre el pozo y las dos presas un ángulo de 90°.Ø PEP cuenta con un Plan de Emergencias para el Caso de presencia de H2S; en el Anexo VI.2 se presenta dicho plan.

Ø Cabe mencionar el Plan de Emergencias maneja dos zonas de evacuación, una que se llama Zona Primaria y se define como el círculo que rodea al pozo, con un radio de 150 m a 274 m; esta área puede estar contaminada con concentraciones de 500 ppm o más de H2S y debe ser evacuada inmediatamente. Si se toma la parte del sector en la dirección del viento

contiguo a la Zona Primaria, de un radio de 976 m es lo que se llama Zona Secundaria de Evacuación, aunque este radio puede variar dependiendo de factores como el gasto de H2S de la fuga, velocidad del viento, etc.

Ø Se deberá contar con equipo que detecte y cuantifique el H2S, Ver Anexo VI.3 Equipo de Detección y Evaluación

de Contenido de H2S.

Ø Seguir las recomendaciones establecidas en el Anexo VI.4 Lodo de Perforación.Ø Cumplir con lo establecido en los Efectos de Corrosión en Tuberías y Conexiones utilizados en Perforación, Terminación e Intervención a Pozos, Ver Anexo VI.5.Ø En el caso de las Tuberías de Perforación, Preventores y Múltiples de Estrangulación, Tuberías de Revestimiento, Tuberías de Producción, Accesorios de Aparejo de Producción y Árbol de Válvulas se deberá dar cumplimiento con lo establecido por Pemex Exploración y Producción, Ver Anexo VI.6 Selección de Materiales y Accesorios.

Ruido.


I

Para evitar al máximo la generación de ruido en la zona de instalación, a la subestructura y superestructura que constituyen al módulo habitacional y al módulo de compresión; les serán instalados en tierra las tuberías, ánodos, accesorios, etc., que puedan resistir el proceso de instalación y montaje sin dañarse. El ruido producido por cada equipo está regulado por la Norma Oficial Mexicana de Fabricación como es el caso del barco grúa, remolcadores, barco de abastecimiento, equipos de soldadura, moto generadores, martillo para pilotear, entre otros. Los tiempos de exposición a la fuente de ruido por parte de los trabajadores de las diferentes obras se deberán ajustar a lo establecido en la NOM-011-STPS-1994 y a todo reglamento interno por parte de PEP. PEP deberá asegurarse que todos los equipos instalados en el módulo de compresión cuenten con aislamientos sonoros y que todos los motogeneradores y compresores cuenten con equipo de protección acústica. El contratista y/o PEP deberá proporcionar el equipó de seguridad personal de acuerdo a lo establecido en la NOM-017-STPS-1994.

Agua. En la etapa de preparación y construcción se generará aguas residuales provenientes principalmente de los servicios de higiene por parte del personal involucrado en las diferentes actividades y por la limpieza de las estructuras durante su instalación. En la limpieza de estructuras se puede arrastrar al cuerpo receptor substancias como grasas, aceites, restos de metales que alterarán la calidad del cuerpo receptor en las inmediaciones donde ocurra el escurrimiento. Para mitigar la contaminación del mar por agua producto de las actividades de limpieza en las estructuras se deberá de dar entrenamiento adecuado al personal involucrado en la utilización de grasas y aceites lubricantes; así como dar un seguimiento e inspección rigurosa durante estas actividades, reduciendo de esta forma la generación de agua aceitosa durante esta actividad.


I

Las aguas residuales que sean descargadas por las embarcaciones al medio marino, deberán apegarse, a las reglas que previenen la contaminación por vertimiento de aguas sucias por buques, de acuerdo al convenio de Marpol 73/78 que es un acuerdo internacional al cual está suscrito México y considera las siguientes fuentes:

Ø Desagües y otros residuos procedentes de cualquier tipo de inodoros y urinarios.Ø Desagües procedentes de lavabos, lavaderos y conductos de salidas localizadas en cámaras de servicios médicos.Ø Cualquier otro tipo de aguas residuales, cuando estén mezcladas con las de desagües arriba definidos.

Entre lo dispuesto por el convenio podemos citar:

Ø Que las aguas sucias tratadas no deben contener sólidos flotantes visibles ni decolorar el agua.Ø Las aguas con restos de comidas desmenuzados y triturados solo podrán ser vertidas más allá de las cuatro millas náuticas de la tierra más próxima.Ø Las aguas almacenadas en tanques de retención (sin tratamiento) sólo podrán ser descargadas a partir de las 12 millas náuticas de la tierra más próxima, siempre que se vierta moderadamente con el buque navegando a una velocidad superior a los cuatro nudos.

En caso de que las embarcaciones no cuenten con planta de tratamiento o no puedan cumplir con lo dispuesto, las aguas residuales se almacenarán hasta su descarga en tierra para su procesamiento, previo al vertimiento de las mismas, de acuerdo a la normatividad. Adicionalmente a lo dispuesto por el convenio, las descargas de aguas residuales tanto negras como las aceitosas se ajustarán a los límites máximos permitidos en la Ley de Aguas Nacionales su Reglamento y la NOM-001-ECOL/1996 para Cuerpos Receptores Tipo A. Para evitar la contaminación prolongada de la columna de agua se deberá de dar cumplimiento estricto a los programas establecidos para el tendido del gasoducto y para a instalación del módulo habitacional y del módulo de compresión considerando sus servicios auxiliares. PEP deberá de inspeccionar y verificar que el dragado cumpla con las características de profundidad y ancho determinadas. En el caso de que exista acolchonamiento de los cruces con otras líneas, PEP deberá verificar que se cumpla con


I

las especificaciones de PEMEX No. CTCA-001. PEP deberá verificar que en las embarcaciones y módulo de compresión existan contenedores metálicos para depositar los diferentes tipos de residuos generados, así como residuos peligrosos de acuerdo a la NOM-052-ECOL-1993 y el cumplimiento de dichos almacenes con el Reglamento en Materia de Residuos Peligrosos y con la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. Se deberá evitar en lo posible que los residuos generados durante la instalación de estructuras y gasoducto caigan al mar. Se deberá contar con equipo y personal capacitado para atender en forma directa cualquier derrame accidental de combustible, de acuerdo a lo que se específica en el Anexo I del Convenio Internacional para la Prevención de Contaminantes generadas por buques. En caso de un derrame accidental de crudo, PEP deberá aplicar inmediatamente el “Plan Interno de Contingencias para Combatir y Controlar Derrames de Hidrocarburos en el Mar” y el “Plan Nacional de Contingencias para Controlar y Combatir Derrames de Hidrocarburos y otras sustancias al Mar”.

Es importante mencionar que PEP deberá dar aviso a la Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Secretaría de Marina, Secretaría de Comunicaciones y Transportes y a la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente, para dar atención conjunta a la contingencia presentada.

En caso de que los derrames lleguen a las playas cercanas, PEP deberá aplicar un programa de limpieza en las zonas afectadas y llevar a cabo la limpieza del sitio y emprender una Evaluación de Daños Ambientales.

Superficie Marina.

Durante las operaciones de posicionamiento, colocación de la subestructura para módulo de compresión y piloteo de la subestructura e instalación del gasoducto, se afectará el fondo marino.

Las afectaciones, por las actividades de anclaje de las embarcaciones, se reducirán, limitando el movimiento de las anclas durante la aproximación de la barcaza al punto de instalación. La instalación de la plataforma sólo afecta el fondo marino durante la etapa de colocación de la subestructura durante la cual el sedimento es levantado por efecto del asentamiento y pilotaje, pero después de un corto tiempo se asienta y el lugar no tardara en recuperar sus condiciones originales, los efectos durante la instalación serán mínimos si se tiene especial cuidado en evitar al máximo su arrastre sobre el fondo marino.En el caso del tendido del gasoducto que va de Abkatún-A hacia Caan-A con una longitud de 11,6 km y 16 “ de diámetro


I

las afectaciones al sustrato marino serán permanentes y se ira recuperando sus condiciones normales a través del tiempo.

Es importante que PEP supervise que no se exceda el tendido de tuberías más allá del derecho de vía con la finalidad de evitar daños a los estratos aledaños al gasoducto.

En el caso de la perforación de pozos se deberá de tener cuidado de no disponer los lodos de perforación base aceite en la superficie marina; para evitar contaminación al estrato marino.

Se deberá de contar con bitácoras de obra para el manejo y disposición de los lodos de perforación, con la finalidad de controlar su uso y disposición final.

Medio Biótico.

Durante la etapa de preparación del sitio para la colocación de la subestructura y pilotaje; así como para el tendido de gasoducto los organismos marinos se verán amenazados por las cuadrillas de buzos que realizan las actividades de limpieza del fondo marino y supervisión del asentamiento de la subestructura, por lo que estos migrarán hacia sitios aledaños del lugar del proyecto.

Es importante informar a todo el personal que participe en las actividades de instalación, operación, mantenimiento y abandono de las presentes obras que queda estrictamente prohibido el cazar, pescar, colectar o traficar con especies de flora y fauna nativa del sitio, siendo responsabilidad de PEP y del constructor que el personal a su cargo respete las disposiciones a este respecto, las cuales deberán de estar incluidas en el reglamento de trabajo y en el contrato con el constructor.Residuos Sólidos.

Para los residuos sólidos generados en las diferentes etapas del proyecto se tendrá que seguir el Manual para la Recolección, Transporte y Disposición de Residuos implementado para sus instalaciones. Dado el origen de los residuos sólidos, una supervisión adecuada de los procesos de instalación y aprovechamiento óptimo de los materiales, disminuirán su volumen.

Los residuos sólidos están reglamentados, al igual que las aguas residuales por el convenio Marpol 73/78.

Entre las disposiciones al respecto tenemos:

Ø Toda materia plástica no podrá tirarse al mar bajo ninguna circunstancia.


I

Ø En cuanto a las tablas, cajas, forros de estiba y materiales de embalaje, prohibe tirarlos al mar.Ø Los residuos de comida podrán tirarse a más de 12 millas náuticas de la tierra más próxima, siempre que hayan sido previamente triturados o desmenuzados.Ø Para papel, trapos, metales, botellas, losa doméstica y desperdicios similares está prohibido arrojarlos al mar.

Los residuos reciclables, serán enviados a tierra (madera, chatarra, papel, cartón, vidrio, etc.), evitando su quema para limitar las emisiones a la atmósfera. Si las embarcaciones cuentan con incineradores para procesar sus residuos sólidos orgánicos, deberán cumplir con las regulaciones nacionales e internacionales para este tipo de equipo. Finalmente los residuos que no hayan sido incinerados, se almacenarán en contenedores herméticos separados por su tipo y descargados en Cd. del Carmen o Dos Bocas, Tabasco en el departamento de salvaguardia de materiales en donde serán seleccionados, tratados y enviados al cementerio autorizado o reciclados.

Residuos Peligrosos.

En la instalación del módulo habitacional y módulo de compresión; así como estructuras de auxiliares se requiere la utilización de materiales que se encuentran clasificados en la norma NOM-052-ECOL/1993 como peligrosos. El más usado de este tipo de productos son los recubrimientos epóxicos anticorrosivos, que se manejan en tambos o cubetas. Los residuos (sólidos o líquidos) considerados peligrosos, generados durante la instalación y operación de los módulos deberán ser almacenados temporalmente en las instalaciones y deberán de cumplir con lo establecido en la NOM-055-ECOL-1993, y posteriormente serán transportados y manejados hasta su destino final con estricto apego a las normas, que regulan estas actividades.Los Lodos de Perforación Base Aceite deberán de ser dispuesto en las embarcaciones destinados para ello en contenedores metálicos y trasladados a tierra para su reacondicionamiento y tratamiento para ser utilizados en futuras perforaciones, dado sus costos de operación. Se deberá de controlar la etapa de perforación de pozos que utiliza los lodos base aceite, apegándose al Manual


I

de Procedimientos de Proceso. Se deberá de dar cumplimiento con lo establecido por el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligroso.

Derrames de Combustibles y Lubricantes.

El volumen de combustibles y lubricantes que se consumirá y por lo consiguiente que se pueda derramar es considerable, situación que obliga a extremar los cuidados durante su carga a las embarcaciones y transporte al área de trabajo. El transporte de combustible a las embarcaciones incrementa los riesgos de derrames accidentales, situación que prevalece a lo largo de la instalación.

También durante el mantenimiento de la maquinaria y equipo, así como la lubricación de grúas y malacates, se pueden producir derrames, los cuales podrán llegar al mar por las operaciones de limpieza, al removerlos de las superficies afectadas.

El manejo de los combustibles y lubricantes se hará con base en los programas de consumo, observando las máximas medidas de seguridad, entre las que podemos destacar que:

Ø Si el suministro de combustible se hace por medio de mangueras, estas deberán sellar perfectamente.

Ø Cuando sea por medio de tambos, éstos estarán cerrados herméticamente.

Ø Los depósitos de combustible no deberán ser utilizados como lastrado y viceversa.

Escape de Gas.

La posibilidad de escape de gas se puede presentar en las siguientes etapas:

Perforación.

Durante la perforación se pueden presentar formaciones de H2S combinado con gas metano que puede ser liberado a

la atmósfera, para evitar estas condiciones se deberá de cumplir con lo establecido en el Anexo VI.1.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (381 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

Operación.

Durante ésta, aunque poco frecuentes, se pueden presentar presiones en las líneas y equipos próximas a las de diseño que pudieran combinarse con fallas en los materiales de construcción, provocando escape de gas. También durante la operación una falla en el encendido electrónico combinada con el apagado del quemador puede generar el escape del hidrocarburo, por lo que se deberá de contar con encendido manual.

Mantenimiento.

El escape de gas podría presentarse cuando el mantenimiento requiere el cambio de la tubería o equipo de proceso, ya que están llenas de gas y en ocasiones el vaciado de las líneas o equipos es deficiente, sobre todo porque el personal no ventea la sección a reparar el tiempo suficiente. Para mitigar estas circunstancias se proponen las siguientes medidas de mitigación:

Operación.

Previniendo escapes considerables, el sistema cuenta con instrumentación que manda señales de alarma e incluso puede suspender el flujo del hidrocarburo por medio de válvulas de control o manualmente, cuando la presión está por debajo de lo establecido, ya que podría ser causada por fugas. Se tiene un tiempo estimado de respuesta para escapes de hidrocarburo gaseoso por el quemador, durante este tiempo se podrá cortar el flujo manualmente, situación extrema en este caso.

Mantenimiento y Abandono. El control de los escapes de gas en estas operaciones se basará en los métodos y lineamientos para el perfecto drenado de equipos y líneas. Si a pesar de los controles ocurre una fuga de gas, las operaciones que generen chispas serán suspendidas hasta que la nube se disipe en la atmósfera.

Escape de Crudo por el Quemador.

Como consecuencia de una probable serie de fallas en los instrumentos de control, de seguridad y alarma, es posible el derrame de crudo por el quemador. Previniendo esta situación, los dispositivos de control de nivel del separador donde se origina el gas, junto con la instrumentación del sistema y alarmas estarán sujetos a programas de mantenimiento preventivo


I

y correctivo que los conservan en perfecto estado. En caso de ocurrir el derrame, PEP tiene considerado también un tiempo de respuesta, ante esta situación se deberá aplicar los “Procedimientos de Información ante Autoridades Ecológicas” y el “Plan de Atención a Contingencias”. Las acciones a tomar para el confinamiento y recuperación del crudo serán determinadas de acuerdo a las condiciones ambientales, corrientes, equipo, etc. A continuación se presenta una Tabal Resumen indicando los Impactos Identificados en una columna y en la siguiente se presentan las Medidas de Mitigación para disminuir dichos impactos.

Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.Atributo Ambiental Impacto Medida de Mitigación

Calidad del Aire

Generación de productos producto de la combustión de barcos remolcadores, grúas, transporte de materiales y personal.

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. Dar cumplimiento con lo establecido para equipo de detección y evaluación de contenido


I

de H2S.

Niveles de Ruido

Ruido generado durante el pilotaje y cimentación, operación de equipos y servicios auxiliares y producto del movimiento de embarcaciones en el área del proyecto.

NOM-081-ECOL-1994. Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. NOM-017-STPS-1994. Establece el equipo de protección personal - selección, uso y manejo en los centros de trabajo. NOM-011-STPS-2001, Establece condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido.

Continuación Tabla VI.1.1 Impactos identificados y Medidas de Mitigación Propuestas.

Atributo Ambiental Impacto Medida de Mitigación

Calidad del Agua Generación de aguas residuales provenientes de los servicios de limpieza e higiene del personal.

Aplicación del Convenio Internacional para prevenir la Contaminación Marina provocada por los Buques (Marpol 73/78). Cumplir con lo establecido en la NOM-001-ECOL-1996, que Establece los limites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Cumplir con lo establecido en el Título de Concesión para la descarga de Aguas Residuales a Cuerpo Recetor. NOM-127-SSA1-1994. Agua para uso y consumo humano-Límites permisibles de calidad y tratamientos a que debe someterse el agua para


I

su potabilización.

Calidad del Agua En caso de presentarse derrames accidentales.

Plan de Contingencias de PEP en la Región Marina. Aplicación del Reglamento para prevenir y controlar la Contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias. Aplicación de Norma Pemex 1983 Norma CPTA-III-5. Para el combate y control de la contaminación por derrames accidentales de hidrocarburos. Plan local de contingencias para el combate de derrames y otras sustancias nocivas en el mar. Procedimientos a seguir por los barcos de apoyo en caso de derrames de hidrocarburos.



Manual para a recolección, transporte y disposición de Residuso Peligrosos y No Peligrosos. Aplicación del Convenio Internacional para prevenir La Contaminación Marina Provocada por los Buques (Marpol 73/78). Aplicación del Reglamento para prevenir y controlar la Contaminación del Mar por vertimiento de desechos y otras materias.


I

Residuos Generados

Durante las diferentes etapas del proyecto se estarán generando residuos sólidos y líquidos no peligrosos.

Aplicación de la Norma Pemex 1983 Norma CPTA-III. para el Combate y Control de la contaminación por derrames accidentales de hidrocarburos. Plan Local de Contingencias para el Combate de Derrames y Otras Sustancias Nocivas en el Mar. Procedimientos a seguir por los barcos de apoyo en caso de derrames de Hidrocarburos. Seguridad Industrial Programa Permanente de Trabajo. Cumplir con lo establecido en la NOM-001-ECOL-1996, que Establece los limites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.



Residuos Generados Durante las diferentes etapas del proyecto se estarán generando residuos sólidos y líquidos 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


I

incompatibilidad entre dos o más residuos peligrosos. NOM-055-ECOL-1993. Asienta los requisitos que deben reunir los sitios destinados al confinamiento controlado de residuos peligrosos (excepto los radioactivos). NOM-056-ECOL-1993. Especifica el diseño y construcción de las obras complementarias de un confinamiento controlado. NOM-057-ECOL-1993. Se refiere al diseño, construcción y operación de las celdas de un confinamiento controlado. NOM-058-ECOL-1993. Dicta los requisitos para la operación de un confinamiento controlado. NOM-003-SCT2-1994. Para el transporte de materiales y residuos peligrosos. Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de materiales y residuos peligrosos.




I

Residuos Generados Durante las diferentes etapas del proyecto se estarán generando residuos sólidos y líquidos 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-012-SCT2-1994. Lineamientos para la generación del plan de contingencias para embarcaciones que transportan mercancías. NOM-019-SCT2-1994. Disposiciones generales para la limpieza y control de remanentes de sustancias y residuos peligrosos en las unidades que transportan materiales y residuos peligrosos. NOM-EM-020-SCT2-1995. Requerimientos generales para el diseño y construcción de autotanques destinados al transporte de materiales y residuos peligrosos. NOM-023-SCT4-1995. Condiciones para manejo y almacenamiento de mercancías, terminales y


I

unidades mar adentro.



Medio Biótico

Desplazamiento de las comunidades de fauna y flora en los derechos de vía donde será instalados las estructuras y gasoducto.

Cumplir con lo establecido en la Norma PEMEX No. 03.0.02 para determinar la profundidad de enterrado de gasoducto y Norma PEMEX No. 2 421,01 que determina el derecho de vía de los ductos. Establecer en el Contrato Colectivo de Trabajo que queda estrictamente prohibido la captura, pesca y comercialización de cualquier organismo vivo en el área de trabajo, sometiéndose los infractores a lo establecido por la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente.

VI.2 Descripción de la Estrategia o Sistema de Medidas de Mitigación.

En general considerando las características del proyecto, la mayoría de las medidas de mitigación propuestas en este documento estarán apegadas a la Normatividad Oficial Mexicana en Materia de Seguridad y Protección al Ambiente, así como en la aplicación de la mejor tecnología disponible para la prevención de accidentes y control de las posibles fuentes de contaminación al aire, agua y sedimentos.

Derivado de lo anterior Pemex Exploración y Producción cuentan también con Reglamentos y Manuales de Procedimiento para la Protección al Ambiente en todas sus instalaciones, los cuales se aplican mediante acciones específicas, operativas y administrativas desde el inicio hasta el final de proyecto, bajo un comportamiento responsable y consciente de las autoridades y de los trabajadores.

Como parte de las políticas de PEP en la realización de las obras se asigna un supervisor que se encarga de la vigilancia


I

del cumplimiento por parte del contratista de las medidas de mitigación, así como la normatividad aplicable para cada actividad. En la Carpeta II, Anexo Documental se cuenta con los Programas y Manuales que forman parte de la política de Pemex Exploración y Producción.Para dar seguimiento a las mediadas de mitigación durante la etapa de operación y mantenimiento es de suma importancia que PEMEX realice el tramite ante el INE de la Licencia Ambiental Única (LAU) y de la Cédula de Operación. La LAU es un instrumento de regulación directa, que permite coordinar en un solo proceso la evaluación, dictamen y seguimiento de obligaciones y trámites que en materia ambiental corresponden a los establecimientos industriales de jurisdicción federal. Abarca tanto tramites relacionados con los servicios hidraúlicos que proporciona la CNA, como de Impacto Ambiental, Riesgo, Emisiones a la Atmósfera y Generación y Manejo de Residuos Peligrosos que corresponden al INE. La Cédula de Operación, en correspondencia con el enfoque de la LAU, constituye un reporte anual multimedios relativo a la emisión y transferencia de contaminantes ocurridas en el año calendario anterior. Su presentación forma parte de las obligaciones fijadas en la Licencia de Funcionamiento y la LAU; la cédula deberá entregarse en el primer cuatrimestre de cada año de acuerdo al calendario establecido.La cédula contempla la siguiente información básica:

Ø Cantidades de emisión, transferencia de las sustancias a los diferentes medios (aíre, agua, suelo).Ø Cantidades de transferencia de las sustancias fuera del establecimiento sea para su tratamiento, reciclaje, reuso, disposición final o incineración.Ø Actividades de control y prevención de la contaminación y proyección de los volúmenes de contaminación para el siguiente periodo de reporte.Ø Manifiestos de Entrega, Transporte y Recepción de Residuos Peligrosos.

VII PRONÓSTICOS AMBIENTALES REGIONALES Y, EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS. VII.1. Programa de Monitoreo.

Es importante hacer mención que Pemex Exploración y Producción cuenta con estudios de monitoreo de parámetros fisicoquímicos y bióticos, tales como los siguientes:


I

Ø Evaluación del Impacto de las Comunidades Bentónicas y Cuerpos de Aguas Circundantes a las Chapopotoneras Naturales en el Golfo de México.Ø Evaluación de Hidrocarburos y Metales Pesados en el Golfo de México entre Alvarado, Veracruz y Cd. del Carmen, Campeche.Ø Evaluación de las Corrientes Marinas y Calidad del Agua y Sedimentos e Hidrocarburos en Agua y Sedimentos y algunos efectos Biológicos en el Área de Plataformas y Sonda de Campeche.Ø Evaluación del Impacto Ambiental Generado por Plataformas Petroleras en la Sonda de Campeche.

Así mismo la Secretaría de Marina a través de la Dirección General de Oceanografía Naval, Estación de Investigación Oceanográfica de Carmen, público el siguiente estudio:

Ø Estudio de la Dinámica y Contaminación Marina, dentro del Mar Territorial y Zona Costera de la República Mexicana en la “Sonda de Campeche (Zona Petrolera) Mar Territorial y de Cayo Arcas, Triángulos y Cayo Arenas”.

En los estudios mencionados anteriormente se da a conocer el grado de impacto de las actividades petroleras en el área de influencia y se mencionan las afectaciones de estas sobre el ecosistema marino. Cabe mencionar que dichos estudios han sido realizados con instituciones gubernamentales y no gubernamentales e instituciones educativas; tales como la Universidad Nacional Autónoma de México, Instituto de Limnología de la UNAM, Universidad Autónoma Metropolitana, Universidad Autónoma de Ciudad del Carmen, Instituto Mexicano del Petróleo, entre otros. Para el presente proyecto Pemex Exploración y Producción está instrumentando el proyecto denominado “Evaluación Prospectiva para el Programa de Monitoreo Continuo del Efecto Ambiental de la Actividad Petrolera en el Golfo de México”, con el fin de tener un programa que genere información sistemática sobre los aspectos ambientales del sur del Golfo de México. El presente estudio quedará incluido dentro de esta evaluación. Dentro de la organización de Pemex, se estableció la importancia de los aspectos ecológicos al conformar las Directrices de Petróleos Mexicanos en Materia de Protección Ambiental, Ahorro y Uso Eficiente de la Energía, donde las acciones se orientan hacia los aspectos de prevención de la contaminación sin descuidar las relativas al control y corrección, así como a una mejora permanente de la calidad de sus productos.


I

En el ámbito de cooperación internacional y en cumplimiento de los compromisos derivados de convenios internacionales, se efectuaron diversas acciones, entre las que destacan la firma de Convenio de Cooperación de Asistencia Técnica en Materia de Protección al Ambiente y Ahorro de Energía, entre los países latinoamericanos miembros del ARPEL. La Subcomisión de Protección y Restauración Ecológica persigue que la participación de las entidades involucradas se prevenga y corrijan daños al ambiente en zonas petroleras así como promover actividades productivas. Las actividades programadas anuales y llevadas a cabo regularmente por Petróleos Mexicanos a través de las Subcomisiones para el Desarrollo de las Zonas Petroleras, en las diferentes entidades son:

Ø Vertiente Preventiva:

o Diagnóstico Ambiental.o Análisis de Descargas a Cuerpos de Agua.o Estudios Sobre los Efectos Ambientales de las Actividades Petroleras.o Construcción de Obras de Protección Ambiental (Diseño).

Ø Vertiente Correctiva:

o Construcción de Obras de Protección Ambiental (Post-Operación).o Restauración del entorno.

Cabe mencionar que las presentes obras serán integradas al Programa de Inspección para los equipos instalados en las Plataformas Marinas en la Sonda de Campeche; de esta forma cuando se detecte un equipo en mal estado o que no cumpla con las condiciones de operación para la que fue diseñado, éste será destituido por un equipo que cumpla con dicho diseño, de esta forma se dará cumplimiento a las Normas Oficiales Mexicanas que para el caso apliquen. En el caso particular de la presente Manifestación de Impacto Ambiental en su Modalidad Regional, las actividades que serán monitoreados y controlados serán:

Ø Descarga de Aguas Residuales: Concentración de contaminantes.Ø Emisiones a la Atmósfera: Concentración de contaminantes.


I

Ø Generación de Residuos Peligrosos: Cantidad generada. Los programas de análisis y control tendrán como base el cumplimiento de la normatividad en materia ecológica aplicable, de acuerdo a las variables involucradas son:

Ø NOM-001-ECOL-1996: Descarga de Aguas Residuales.Ø NOM-052-ECOL-1993: Clasificación de Residuos Peligrosos de PEP.Ø MARPOL 73/78: Ley de Aguas Nacionales y el convenio para prevenir la contaminación marina provocada por los buques.Ø NOM-085-ECOL-1994: Emisión de humos, partículas, óxidos de azufre, entre otros.

Se presenta a continuación en forma general el alcance de los programas de análisis y control para las variables indicadas anteriormente, de acuerdo con lo solicitado en las normas ecológicas ya mencionadas.Descarga de Aguas Residuales. Las descargas de aguas residuales en las diferentes etapas de desarrollo del proyecto, cumplirán con la norma NOM-001-ECOL-1996 en materia de límites máximos permisibles de contaminantes. El alcance del programa de monitoreo incluye:

Ø Objetivo.

Determinar periódicamente la composición de las descargas de aguas residuales, con la finalidad de determinar cualquier desviación con respecto a las limitaciones de la norma NOM-001-ECOL-1996.

Ø Variables.

En las corrientes de descarga de las aguas residuales se determinará la concentración de:

- Contaminantes básicos.- Contaminantes patógenos y parasitarios.- Metales pesados y cianuros.

Ø Muestreo.

Las muestras, para las pruebas de laboratorio, serán tomadas en los puntos de descarga, tanto de los paquetes de tratamiento file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (393 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

de aguas negras como de aguas aceitosas. El tamaño y volumen de las muestras; así como la metodología para la determinación de la concentración de las variables, se ajustarán a lo que se recomienda en la norma NOM-001-ECOL-1996. Ø Calendario de análisis y reporte. El análisis de las descargas de aguas residuales se realizará en forma mensual y se reportan los resultados cada dos meses a la Comisión Nacional del Agua. Ø Responsables.

En todos los casos PEP es el responsable de la obra, en caso de asignar las actividades de muestreo se pedirá el compromiso de las compañías contratadas a cumplir con la normatividad en materia ecológica vigente, con laboratorios con infraestructura y registro necesarios para la validez oficial de los resultados. Ø Valores permisibles. En la norma NOM-001-ECOL-1996, Título de Concesión y en MARPOL 73/78 se indican los límites de concentración permitidos con respecto a contaminantes básicos, metales pesados, cianuros y patógenos, para las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.Ø Acción cuando se rebasen valores permisibles.

En caso de que en alguno de los análisis de laboratorio, practicados a las descargas de aguas residuales, indique que se están rebasando los límites permisibles de contaminantes, los responsables de las descargas realizarán el mantenimiento, reparación o substitución, si fuera necesario, de los equipos de tratamiento.

Emisiones a la Atmósfera. El análisis de las emisiones a la atmósfera se realizará para los generadores de energía eléctrica que se localizarán en las plataformas durante la perforación de los pozos, se seleccionan estos equipos debido a que son los más críticos ya que operarán de forma continua y por un lapso de tiempo de aproximado de 3 años. El análisis de las emisiones incluye:


I

Ø Objetivo.

Determinar periódicamente la calidad de las emisiones, con la finalidad de verificar que no existen desviaciones con respecto a los niveles máximos permitidos de acuerdo a la NOM-085-ECOL-1994.

Ø Variables.

En las emisiones de los generadores de energía se determinará el contenido de: - Partículas Suspendidas Totales.

- Bióxido de Azufre.- Óxidos de Nitrógeno.- Densidad de humo.

Ø Calendario de análisis y reporte.

Se analizará mensualmente el contenido de contaminantes en las emisiones de gases a la atmósfera. Ø Responsables.

En todos los casos PEP es el responsable de la obra en caso de asignar las actividades de muestreo se pedirá el compromiso de las compañías contratadas el cumplimiento de la normatividad en materia ecológica vigente, con laboratorios que cuenten con infraestructura y registro necesarios para la validez oficial de los resultados. Ø Acción cuando se rebasen valores permisibles.

En caso de que en alguno de los resultados del análisis de la evaluación de la calidad de las emisiones, indique que se están rebasando los niveles máximos permisibles de contaminantes, los responsables de las emisiones realizarán el mantenimiento, reparación o substitución, si fuera necesario. Es importante hacer mención que en el Complejo Marino de Producción Abkatún-A y sus Plataformas Satélites cuenta con la Licencia Ambiental Única, según consta en el Oficio No. DGMIC con fecha del 25 de noviembre del 2002 emitido por la Dirección General de Manejo Integral de Contaminantes de la Subsecretaría de Gestión para la Protección Ambiental, donde se ampara el funcionamiento y operación de dicho Complejo Marino mediante la LICENCIA AMBIENTAL ÚNICA No. LAU-09/00416-2002.


I

En dicha licencia se mencionan las condiciones a las que quedan sujetas el Complejo Marino de Producción Abkatún-A y sus Plataformas Satélites, Ver Anexo VII.1 Licencia Ambiental Única. De acuerdo a lo anteriormente expuesto todas las emisiones a la atmósfera, descarga de agua residual y la generación de Residuos Peligrosos del presente proyecto quedarán enmarcadas dentro de las condicionantes de dicha LAU.

VII.2. Conclusiones.

A partir de la evaluación integral realizada sobre los factores ambientales y sociales que resultarían impactados por la construcción y operación del proyecto denominado “Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las obras de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral” y con base en la revisión bibliográfica (Instituto Nacional de Ecología, Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Comisión Nacional del Agua, Universidad Nacional Autónoma de México, Instituto de Limnología, Secretaría de Marina, entre otros) para la elaboración del presente Estudio de Impacto Ambiental, se concluye lo siguiente:

El proyecto contribuirá a la expansión y fortalecimiento económico del país al incorporar reservas de hidrocarburos, el carácter de este proyecto, queda enmarcado entre las prioridades gubernamentales para el desarrollo como factor base de la política económica nacional, tal y como se contempla en el Plan Nacional del Desarrollo. En este proceso, la captación de divisas y el desarrollo de la industria extractiva para consumo nacional y de exportación son objetivos primordiales de la actividad petrolera.

La compatibilidad del proyecto con el uso del suelo en el sitio, se confirma con el permiso correspondiente extendido por las autoridades federales, teniendo como marco principal las regulaciones internacionales y la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. La nueva infraestructura se instalará en un área de tráfico marítimo restringido en donde sólo se permite la actividad relacionada con la extracción de hidrocarburos.

Las actividades económicas distintas de la extractiva del petróleo no se verán interrumpidas ni afectadas por las acciones del proyecto, el tráfico marítimo en la zona de plataformas está regulado por el Sistema de Control y Tráfico Marítimo de acuerdo con las disposiciones de la Organización Marítima Internacional, por la propia seguridad de las embarcaciones no petroleras o no relacionadas con esta industria


I

Existe facilidad para llegar a la zona del proyecto, ya sea por vía aérea o marítima, lo cual permitirá que en caso de un incidente durante las distintas etapas del proyecto se pueda acudir rápidamente, para la aplicación de los planes y programas de emergencia de PEP, evitando efectos mayores al ambiente y/o al personal. El presente proyecto se localizará aproximadamente a 150 km al Noroeste de Dos Bocas, Tabasco, se encuentra alejado de áreas protegidas, tanto de competencia federal como estatal, por lo cual se considera que su impacto a ecosistemas terrestres y marinos de gran fragilidad es nulo. El área en la que será instalado el proyecto no posee cualidades estéticas únicas o excepcionales desde el punto de vista biótico, ya que en toda la Plataforma Continental se presentan condiciones bióticas similares.

Con base en la bibliografía consultada, el área del proyecto posee una gran variedad y abundancia de flora y fauna, dentro de las especies de fauna se encuentran reportadas cinco especies de tortugas marinas catalogadas en peligro de extinción de acuerdo con la NOM-059-ECOL-2001 las cuales utilizan las áreas donde se localiza el proyecto como rutas de tránsito migratorio para llegar a la Sonda de Campeche, lugar donde anidan y se alimentan algunas de estas especies.

Por lo anterior se recomienda notificar al personal que labore en las actividades de instalación y operación que queda estrictamente prohibido cazar, colectar y/o aprovechar la fauna acuática bajo status de conservación ya que éste constituye un delito. Durante sus las etapas del proyecto se generará empleo, la demanda de bienes y servicios aumentará, lo cual permitirá elevar la calidad y estilo de vida de los pobladores locales y de otras partes del país. De acuerdo a la Matriz de Identificación y de Evaluación de Impactos Ambientales para las obras de los proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral se obtuvieron 130 interacciones de las cuales 41 (31,54 %) representan los impactos benéficos, mientras que el 68,46 % (89) corresponden a los impactos adversos identificados para las presentes obras; de este 68,46 % de impactos adversos al 49,22 % (64 interacciones) se les puede aplicar medidas preventivas para mitigar o disminuir los impactos ambientales al proyecto.Los componentes ambientales evaluados como relevantes para este proyecto por el número de impactos que se podrían presentar se mencionan a continuación en orden de importancia:


I

Ø Agua Marina.

Ø Calidad del Aire.

Ø Niveles de Ruido.

Ø Sedimento Marino.

Ø Flora y Fauna Marina.

Las actividades que más afectaciones podrían ocasionar a los componentes ambientales durante todo el desarrollo del proyecto son las siguientes:

Ø Colocación de las Subestruturas.

Ø Tendido y Enterrado de Gasoducto.

Ø Ubicación y Acoplamiento de Plataformas Móviles.

Ø Generación de Residuos (Sólidos y Líquidos).

Ø Operación de Plataformas de Perforación.

Ø Reparación de Pozos.

Ø Operación de las Módulo Habitacional, Módulo de Compresión.

Ø Mantenimiento de Módulos y Gasoducto.


En la Tabla VII.2.1 se presenta un resumen de los impactos identificados.

Etapas del proyecto

Impactos

Benéficos Adversos TotalCantidad % Cantidad % Cantidad %

Etapa de Preparación e Instalación 15 11,55 53 40,77 68 52,32Operación y Mantenimiento 21 16,15 20 15,39 41 31,54


I

Abandono del Sitio 5 3,84 16 12,30 21 16,14Total 41 31,54 89 68,46 130 100

La etapa que presenta un mayor número de impactos adversos es la Preparación e Instalación de Módulos, Gasoducto y la Perforación de Pozos con un 52,32 %, seguido por la etapa de Operación y Mantenimiento con un 31,54 % y por último la etapa Abandono del Sitio con un 16,14 %. La totalidad de impactos adversos presentados en la etapa de operación se le pueden aplicar medidas correctivas enfocadas a la aplicación de programas de mantenimiento para Plataformas y Gasoducto y el cumplimiento de las Normas Oficiales Mexicanas para la protección de los componentes ambientales evaluados como relevantes; sin embargo en el caso de Perforación de Pozos los impactos generados al sustrato marino serán de carácter adverso y no mitigable. En lo que se refiere a los posibles impactos adversos al medio marino ocasionado por derrames de hidrocarburos, éste se trata de un evento poco probable, en el caso de algún accidente de este tipo se presente, se efectuarán acciones mitigables gracias a las medidas aplicadas por Pemex Exploración y Producción para atender este tipo de siniestros.

Basándose en lo expuesto anteriormente y considerando el beneficio que representaría en el ámbito local y nacional la instalación y operación del proyecto denominado “Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional para las Obras de los Proyectos: Abkatún Integral, Caan Integral, Kanaab Integral y Taratunich Integral” se determina que el proyecto es AMBIENTALMENTE FACTIBLE siempre y cuando se apliquen las medidas de mitigación propuestas en el presente estudio y se integren las obras nuevas a los programas de Monitoreo y Control de la Contaminación con los que cuenta Pemex Exploración y Producción.

VII.3. Bibliografía.

Ø Aguayo, C. J. E. y R. Trápaga. 1996. Geodinámica de México y minerales del mar. SEP. La Ciencia desde México 141p.

Ø Aguirre J. 1982. El medio ambiente de México. F.C.E. México. 1982.

Ø Almanza, R.. y S. López. 1975. Radiación solar global en la República Mexicana Mediante datos de insolación. Instituto de Ingeniería. Universidad Nacional Autónoma de México, 357:1-10.

Ø Alonso R.M. y R. López, 1975. Incidencia de postlarvas de camarones pertenecientes al genero Penaeus en la bahía de Campeche, México. Tesis Prof. UNAM


I

Ø Antonie, J. W. 1972. Structure of the Gulf of Mexico, In: R. Rezak and W. J. Henry, Eds. Texas A & M Univ. Oceanographic Studies, 3: 1-34

Ø Armstrong, R. S. y V.R. Grady, 1967. Geronimo Cruiser Entire Gulf of Mexico in Late Winter. Com. Fish. Rev. 29(10): 35-40.

Ø Austin, G.B. 1955. Some recent oceanographic surveys of the Gulf of Mexico. Trans. American Geophysics Union. 36(5): 885-892.

Ø Ayuntamiento Municipal de Carmen, 1997. Plan Municipal de Desarrollo Cd. Del Carmen. Campeche, 1997-2000. Campeche.

Ø Bogdanov, D. V. 196. Some oceanography survey of the Gulf of Mexico and Caribbean Sea. A. S. B. Bogdanov (Ed). Soviet-Cuban Fisheries. U.S. Department of Commerce. 13-35p

Ø Botello A, L. Rojas Galvaniz José, Benitez Jorge A. Zárate Lomelí David. 1992 Golfo de México, contaminación e impacto ambiental: Diagnóstico y tendencias. EPOMEX, Universidad Autónoma de Campeche, Secretaría de Educación Pública. p. 30, 159,191.

Ø Botello A.V, Rojas Galaviz, J.L.. Benitez J. A.; Zárate L. D, 1996. Edit.. Golfo de México, Contaminación e Impacto Ambiental: Diagnóstico y Tendencias. Universidad de Campeche. Sep. EPOMEX

Ø Botello A.V., S Villanueva y M. Mendelwicz, 1987. Programa de vigilancia de los hidrocarburos fósiles en sedimentos del golfo de México y Caribe Mexicano. 1978-1984. Caribb Journ. Sci,. 23(1): 29-40.

Ø Botello A.V; G. Díaz González, S Villanueva Fragoso, G Ponce Vélez, A.B. Rosas, L. Rueda, J. Velázquez, Y Pica Granados, E. Rivera Saenz, J.A. García, N. Pedraza y C. González. Impacto ambiental de los hidrocarburos organoclorados y de microorganismos micropatógenos específicos en lagunas costeras del golfo de México. Informe técnico Final 1989-1990Proyecto OEA-CONACYT. Inst. Cienc. Del Mar y Limno. UNAM. 1990

Ø Botello, A.V., G Díaz, S.F. Villanueva y S.Salazar. Presence of PAH´s in Coastal environment of the southeast Gulf of Mexico. Pollycyclic Aromatic Compouds. Suppl., 3:397-404.

Ø Botello, A.V., G. Ponce Vélez, A. Toledo G. Díaz González y S.F. Villanueva. 1992. Ecología, recursos costeros y contaminación del Golfo de México. Ciencia y Desarrollo. CONACYT, 17 (102):28-48.

Ø Boyle, E. A., D. P. Reid, S. S. Huested, and J. Hering. 1984. Trace metals and radium in the Gulf of Mexico. An evaluation of river and continental shelf sources. Earth Planet. Sci. Lets, 69(1): 69-87.

Ø Bravo-Álvarez, H,R.; Torres-Jardón, J. Harris, M.I. Saavedra Rosado, P. Sánchez Alvarez, R Camacho Carmona, R. Sosa Echeverria y M.T: Gamboa Rodríguez, 1996. Estudios de caso sobre química atmosférica y lluvia ácida. P. 433-457 . In. Botello A, L. Rojas Galvaniz José, Benitez Jorge A. Zárate Lomelí David. 1992 Golfo de México, contaminación e


I

impacto ambiental: Diagnóstico y tendencias. EPOMEX, Universidad Autónoma de Campeche, Secretaría de Educación Pública.

Ø Capuzzo, J.M., 1987. Physiological effects of pollutant gradient summary. Marine Ecology Progress Series 46:147-148.

Ø Castellanos-Trujillo, L. 1992. Concentración teórica de ilmenita contenida en playas de Tabasco y Campeche, México. An. Inst. Cienc. del Mar y Limnol. Univ. Nal. Autón. México, 19(2): 131-135.

Ø Castillo - Fernández D., 1987. Prospección nematológica del sedimento marino de la Sonda de Campeche 1. CINVESTAV-IPN Unidad Mérida. Depto. de Recursos del Mar, Secc. de Ecología. p. 15.

Ø Celis, G.L., A.V. Botello, M. Mendelewicz y G. Díaz, 1987. Actividades del proyecto Caripol, en las zonas Costeras de México. Hidrocarburos disueltos/dispersos Carib Journ Sci. 23(1):11-18.

Ø Chester, R. 1990. Marine Geochemistry. Unwin Hyman Lid. London. 659p.

Ø Cochrane, J. D. 1972. Separation of an anticyclone and subsequent development in the Loop Current (1969). In: Contributions on the Physical Oceanography of the Gulf of Mexico. L.R.A. Capurro and J.L. Reid (Eds.), Gulf. Publ. Co., Houston, Texas. pp. 91-106.

Ø Congreso de los Estados Unidos Mexicanos 1993. Acuerdo de Cooperación Sobre el Medio Ambiente de América del Norte. El 12 de agosto de 1993.

Ø Congreso de los Estados Unidos Mexicanos 1993. Decreto promulgación de 1978 relativo al Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los buques, 1973.(MARPOL 73/78). México 1993

Ø Congreso de los Estados Unidos Mexicanos 1994. Ley de Puertos. D.O.F. 12 de julio de 1993. Ediciones Delma. pág. 73. México D.F.

Ø Congreso de los Estados Unidos Mexicanos 1994. Reglamento de la Ley de Puertos. D.O.F. 21 de noviembre de 1994. Ediciones Delma. pág. 107. México D.F.

Ø Congreso de los Estados Unidos Mexicanos. 1992 Ley Reglamentaria del Art. 27 constitucional. D.O.F. 16 de JULIO de 1992.

Ø Congreso de los Estados Unidos Mexicanos. 1992. Ley de Aguas Nacionales. 01°. Diciembre de 1992. D.O.F.

Ø Corporación Mexicana de Investigación en Materiales S.A. de C.V. “Continuación del Estudio para la Identificación y Caracterización de Residuos Peligrosos en las Instalaciones de la Región Marina Noreste”, 2000. Ingeniería Ambiental.

Ø Corporación Mexicana de Investigación en Materiales S.A. de C.V. Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad General “Perforación de Pozos Exploratorios Tipo en el Área Macuspana Marina” 1999.

Ø Corporación Mexicana de Investigación en Materiales, S.A. de C.V. 1997. Monitoreo de Gases y partículas en los complejos de producción AKAL-C y NOHOCH-A, Saltillo Coahuila.


I

Ø De la Lanza G. E. 1991. Oceanografía de Mares Mexicanos. A.G.T. Editor, S. A. 569 p.

Ø Dirección del Servicio Meteorológico Nacional, SARH. 1999. Fenómenos Meteorológicos registrados en la Sonda de campeche.1960-1999.Servicio Meteorológico Nacional (1990-1999).

Ø Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental. Instituto Nacional de Ecología (SEMARNAP). Guía para elaborar la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Regional.

Ø Ekdale, A.A. 1974. Marine mollusc from shallow-water environments (0-60 m) off the northest Yucatan Coast: Bul. Mar. Sci., 24(3) 638-668.l

Ø Elliot, B. A. 1982. Anticyclonic rings in the Gulf of Mexico. Journal of Physical Oceanography. 12: 1292-1309.

Ø Emilsson, I. 1976. La Oceanografía Regional con respecto a los problemas actuales y futuros de la contaminación y de los recursos vivos, Golfo de México. Reunión internac. COI/PNUMA sobre Contaminación Marina en el Caribe y Regiones Adyacentes, Dic. 13-18. 1-24p.

Ø Espinosa F., M. L. 1997. Patrones de distribución espacio-temporal de los estadios larvarios de camarón Penaeus en la Sonda de Campeche. Tesis Maestría. UACPyP-CCH, Inst. de Cienc. del Mar y Limnol., UNAM. 86p.

Ø Figueroa, A. V. 1969. Carta sísmica de la República Mexicana. Instituto de Geografía UNAM.

Ø Flint, R. W. Y Rabalais, N. N. 1981. Environmental Studies of a Marine Ecosystem. South Texas Outer Continental Shelf. University of Texas Press. USA. 240p.

Ø Flint, R. W. Y Rabalais, N. N. 1981. Environmental Studies of a Marine Ecosystem. South Texas Outer Continental Shelf. University of Texas Press. USA. 240p.

Ø Flores Tellez, L. 1988. Contribución al estudio de la productividad primaria en la plataforma y canal de Yucatán . Inv. Ocean/F.Q. Sría de Marina, 4(1): 70-103

Ø Flores-Coto, C. y F. Zavala G. 1994. Distribución de larvas de bregmeacerotidae (Pisces) en la Bahía de Campeche, México. Ciencias Marinas. 20(2): 219-241.

Ø Flores-Coto, C. y J. L. Salas M, 1981. Abundancia, distribución y variación de los copépodos en la Laguna de Términos. Un ciclo anual. VII Simposio Latinoamericano sobre Oceanografía Biológica (del 15 al 19 de noviembre de 1981). Acapulco, Guerrero, México. pp. 343-363.

Ø Galaviz J.L.; Benitez.J.A.; Zarate Lomeli (eds) Golfo de México, Contaminación e Impacto Ambiental; Diagnostico y Tendencias. Universidad Autónoma de Campeche. Epomex

Ø Gallo-Reynoso, J.P. 1988, Informe de las observaciones de grupos de toninas (Tursiops truncatus) en la boca del file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (402 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

Carmen, Laguna de Términos y en la Sonda de Campeche, México. Informe Técnico Inst. Biol. UNAM.

Ø García, Enriqueta, 1981. Modificaciones al sistema de clasificación climática de Köpen para adaptarlo a las condiciones de la República Mexicana. P-217.

Ø García-Cubas, y Antoli, F., 1985. Sistemática y ecología de moluscos en las lagunas costeras de Carmen y Machona, Tabasco, México An. Inst. Ciencias del mar y Limno. UNAM 145- 198.

Ø Gold, G. 1994. Influencia a largo plazo de los hidrocarburos del petróleo sobre la Meiofauna de la Sonda de Campeche, México. CIVESTAV-IPN Unidad Mérida. Pp. 1-35.

Ø Gold-Buchot , G y M. Herrera-Rodríguez, 1996 Efectos de los hidrocarburos sobre la comunidad de nemátodos bénticos de la Sonda de Campeche.: In Botello A.V. Rojas José, Benitez Jorge A. Zárate Lomelí David. 1992 Golfo de México, contaminación e impacto ambiental: Diagnóstico y tendencias. EPOMEX, Universidad Autónoma de Campeche, Secretaría de Educación Pública.

Ø Guzmán del Próo, S. A., 1993. Desarrollo y perspectivas de la explotación de algas marinas en México. Ciencia Pesquera, Instituto Nacional. Pesca, Secretaría de Pesca (9): pp. 129-136.

Ø H. Ayuntamiento Constitucional de Carmen, 1998. Plan Municipal de Desarrollo, Carmen, Campeche 1997-2000. Campeche.63pp.

Ø INEGI, 1990. Campeche resultados definitivos; tabulados básicos (nueve municipios). XI censo General de Población y Vivienda. 1990

Ø INEGI, 1992. Encuesta Dinámica Demográfica, del Estado de Campeche. Edición 1992

Ø INEGI, 1995. INEGI. Campeche Resultados definitivos; Tabulados básicos. Conteo de población y vivienda, 1995

Ø INEGI, 1999 INEGI. Cuaderno Estadístico Municipal. Carmen Estado de Campeche. Edición 1999

Ø INEGI. Anuario Estadístico del Estado de Campeche. Edición 1999.

Ø INEGI. Anuario Estadístico del Estado de Campeche. Edición 2001.

Ø INEGI. Cuaderno Estadístico Municipal. Carmen Estado de Campeche. Edición 2000

Ø INEGI. Encuesta Dinámica Demográfica. 1992.

Ø Ingeniería Petrolera. 1993. Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. Vol XXXIII. No.12. Diciembre 1993.

Ø Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática. México (INEGI). “Tasa complementarias de empleo y desempleo”. http://dgcnesyp.inegi.gob.mx

Ø Kennish, M. J. 1989. Practical Handbook of Marine Science. CRC Press, Inc. USA. 710p.file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (403 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

Ø Kennish, M. J. 1989. Practical Handbook of Marine Science. CRC Press, Inc. USA. 710p.

Ø Kester, D. R. 1975. Dissolved Gases Other than CO2. In: Chemical Oceanography chap 8, Vol. 1, 2nd ed., J. P. Riley y G. Skirrow, (eds.) Academic Press, New York. Pp 498-556.

Ø Klima, J. 1977. An overview of fishery resources of the Western Central Atlantic Region. In: Stewart, H. E. (ed.) Symposium on Progress in Marine Research in the Caribbean and Adjacent Regions. Caracas Venezuela, 12-16 July 1976. Papers on Fisheries. Aquaculture and Marine Biology. FAO. Fish. Rep. 200: 231-252.

Ø Larry W. Canter. 1998. Manual de Evaluación de Impacto Ambiental. Técnicas para la elaboración de estudios de impacto. Universidad de Oklahoma. Mc GRAW-HILL/INTERAMERICANA DE ESPAÑA, S.A.U.

Ø Lecuanda C.R. y Ramos L.F., 1985. Distribución de los sedimentos en la parte sur del Golfo de México. Inf. Téc. No. 2. Láb. de Sedimentología. Inst. de Ciencias del Mar y Limnología. UNAM 1-23.

Ø Leipper, D.F. 1970. A sequence of current patterns in the Gulf of Mexico. J. Geophysi. Res. 75: 637-657.

Ø Leopold, L.B; Clarke, F.E; hanshaw, B.B & Balsley, J.R. 1971. A Procedure for Evaluating Environmental impact. Geological Survey Circular 645. U.S: Dept. Interior, Washington, D.C.

Ø Licea-Durán, S. 1977. Variación estacional del fitoplancton de la Bahía de Campeche, México (1971-1972) In: Stewart, H. E. (ed.) Symposium on Progress in Marine Research in the Caribbean and Adjacent Regions. Caracas Venezuela, 12-16 July 1976. Papers on Fisheries. Aquaculture and Marine Biology. FAO. Fish. Rep. 200: 253-273p

Ø Mance, G. 1987. Pollution threat of Heavy Metals In: Aquatic Environments. Elsevier Applied Science. London. 372p.

Ø Márquez, R. 1996. Las Tortugas Marinas de Nuestro Tiempo. Fondo de Cultura Económica. México, D.F. 103-117 p.

Ø Mendoza González A.C. y L.E. Mateo Cid. 1992. Algas Marinas Bentonicas de Isla Mujeres, Quintana Roo, México. Acta Botánica Mexicana. Escuela Nacional de Ciencias Bológicas I.P.N. México, D.F.

Ø Merrel, W. J. Y A. M. Vázquez. 1983. Observations of changing mesoscale circulation patterns in the Western Gulf of Mexico. J. Geographys. Res. 88(C9): 7721-7723.

Ø Millero, F. J. 1996. Chemical Oceanography. 2nd Ed. CRS, Press Inc. USA 571p.

Ø Molnar, P y L. R. Sykes. 1969. Tectonics of the Caribbean and Middle America regions from focal mechanisms and seismicity. Geol. Soc. America. Bull. 80: 1639-1684.

Ø Morales, D. Ma. del R. y J. Sosa C, 1991. Distribución y abundancia de Chaetognatha (género Sagitta) en el Banco de Campeche durante 1987-1988. Rev. Oceanografía. Secretaría de Marina. Dir. Gral. de Ocean. Naval. pp. 42-50.


I

Ø Mou Sue, L. L. 1985. Composición y distribución de la fauna de crustáceos decápodos planctónicos en el suroeste del Golfo de México. Tesis Prof. Fac. de Ciencias. UNAM. 108p.

Ø Nalco (1988). The Nalco Water Handbook. Mc Graw-Hill.

Ø Neumann, A. C. y I. G. Macintyre. 1985. Reef response to sea level rise: Keep-up, Catch-up or Give-up. Proc. Fifth Int. Coral Reef Symp. 3: 105-110.

Ø Nowlin, W. 1972. Winter circulation patterns and property distributions. In: Capurro, L. R. A. And l. Reid (eds.). Contribution on the Physical Oceanography of Gulf of Mexico. Texas A & M. Univ. Oceanogr. Studies Gulf Publ. Co. Houston Texas, 2: 3-51.

Ø Nowlin, W. D. Y H. J. McLellan. 1967. A Characterization of the Gulf of Mexico waters in winter. J. Mar. Res. 25: 29-59.

Ø OMM, 1979. Compendio de apuntes para la formación del personal meteológico de la clase IV., Volumen 2. Climatología. OMM

Ø Ordoñez, E. 1936. Principal Physiographic Provinces of Mexico. Assoc. Petrol, Geol., Bull. 20: 1277-1307.

Ø Organización Marítima Internacional Convenio sobre cooperación, preparación y lucha contra la contaminación por hidrocarburos (noviembre 30, 1990). Entró en vigor el 13 de mayo de 1995.

Ø Organización Marítima Internacional, 1972. Convenio sobre la prevención de la contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias (Noviembre 13, 1972). Entró en vigor el 30 de agosto de 1975. Diario Oficial del día 16 de julio de 1975

Ø Organización Marítima Internacional. 1978. Iniciativa del Gran Caribe para los desechos generados por los buques (WCISW). Londres.

Ø Organización Marítima Internacional. 1986. Convenio Internacional para la seguridad de la vida humana en el mar (SOLAS, noviembre 01, 1974) y sus dos protocolos de enmienda (1981 y 1983).

Ø Organización Marítima Internacional. 1993. MARPOL 73/78. Convenio Internacional para prevenir la contaminación por buques (noviembre 2, 1973) y su protocolo de enmienda (febrero 17, 1978)

Ø Organización Marítima Internacional. Resolución A.527(13). Sobre el establecimiento del “Sistema de Control de Trafico Marítimo en el Golfo de Campeche” y de la “Terminal Marítima Petrolera a la altura de Cayo Arcas” Organización de Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) Organización marítima Internacional (OMI). 1994.

Ø Ortega M.M; J.L. Godinez y M.M. Ruvalcaba R. 1993. Una Clave de Campo de las Algas Pardas de las Costas Mexicanas del Golfo de México y Mar Caribe. México, D.F. AGT-EDITOR, S.A.

Ø Pemex Exploración y Producción .Plan de contingencias de Petróleos Mexicanos Exploración y Producción en la file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (405 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

Región Marina Pemex Exploración y Producción

Ø PEMEX Exploración y Producción, 1993. Informe Geofísico Final para el Tendido de Tubería KU-A (perf)hacia anillo neumatico. ICA, 1993.

Ø PEMEX Exploración y Producción, 1997.Manual de procedimientos para el manejo de residuos peligrosos.. 1997. Pemex Exploración y Producción.

Ø PEMEX Exploración y Producción, Activo Ku-Maloob-Zaap. Ciclo de Planeación 2001-2015. Marzo 2000.

Ø PEMEX Exploración y Producción, Subdirección de Proyecto y Construcción de Obras. Fabricación de Plataformas Marinas. Curso de especialidad.

Ø PEMEX Exploración y Producción. 1999. Anuario Estadístico. Pemex Exploración y Producción 1998. Internet. www.pemex.com.mx. (PEMEX, 1999).

Ø PEMEX Exploración y Producción. Informe Anual Pemex Exploración y Producción 1998. Internet. www.pemex.com.mx. 1998.

Ø PEMEX Exploración y producción. Reporte Climatológico 1999. Plataforma Ixtoc-A, Control Marino 1989-1999.

Ø PEMEX Exploración y Producción1, 1997. Reporte Final. Sondeo Maloob-C(1) Bahía de Campeche, México. Diavaz-Fugro-McClelland.

Ø PEMEX exploración y Producción2. Reporte Climatológico 1997. Estación Cayo Arcas, Control Marino 1940-1971.

Ø PEMEX exploración y Producción3 Reporte Climatológico 1997. Estación Cayo Arcas, Control Marino 1990-1995.

Ø PEMEX, 1998. “Diagnostico actual de la calidad ambiental de la zona costera del Golfo de México (Sonda de Campeche, zona Costa de Atasta, Dos Bocas y Sistema Lagunar de Tabasco)”. Informe Final 1998.

Ø PEMEX-UNAM, 1998. “Diagnostico actual de la calidad ambiental de la zona costera del Golfo de México (Sonda de Campeche, zona Costa de Atasta, Dos Bocas y Sistema Lagunar de Tabasco)”. Informe Final 1998.

Ø PEP 2000, Pemex Exploración y Producción. Activo Ku-Maloob-Zaap Ciclo de Planeación 2001-2015.

Ø PEP, ****. Pemex Exploración y Producción. Determinación de niveles de ruido en el Complejo Ku-A. México.

Ø PEP, 1999. Pemex Exploración y Producción. Las reservas de hidrocarburos de México. Volumen 1. Evaluación al 1 de Enero de 1999. México 1999.

Ø PEP, 2000. Continuación del Estudio para la identificación de fuentes generadoras y caracterización de los residuos peligrosos en las instalaciones de la Región Marina Noreste. Barcaza de Tendido de Ductos CASTORO-10.

Ø PEP, 2000. Continuación del Estudio para la identificación de fuentes generadoras y caracterización de los file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (406 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

residuos peligrosos en las instalaciones de la Región Marina Noreste. Barco Grúa Ocean Builder.

Ø Peterson, R. T. y E. L. Chalif, 1994. Aves de México. Guía de Campo. Segunda Impresión. Edit. Diana, México. pp. 5-425.

Ø Petróleos Mexicanos, Superintendencia General de Construcción, Proceso de Instalación de Plataformas Marinas (1981). Cd. del Carmen Campeche.

Ø Pimentel Domínguez, L. Y S. Estrada San Miguel. Hidrología de la Sonda de Campeche durante el mes de mayo de 1981.

Ø Rezak R. y G.S. Edwards, 1972. Carbonate sediments of the Mexico, p 263-280. In Capurro, L.R.A. and J.L. Reid (Eds.) Contribution on the Physical Oceanography of the Gulf of Mexico. Texas A&M University Oceanographic Studies. Gulf Publishig Co. Houston, Texas, 3:288 p

Ø Riley J.P. and R. Chester. 1989. Introduction to Marine Chemistry. Academic Press. London. 465p.

Ø Rodríguez, A., 1981.Marine Coastal enviromental stress in the wider Caribbean. Ambio:23-294.

Ø Rzedowski, J., 1994. Vegetación de México. Limusa Noriega Editores. pp. 328-344.

Ø Sánchez-García, L. DEL C., 1995. Evaluación del efecto de los hidrocarburos del petróleo sobre la taxocenosis bentónica dominante del Banco de Campeche, México. Tesis de Maestría, Centro de Investigación y Estudios Superiores del Instituto Politécnico Nacional, Mérida. 186pp.

Ø Scribe, P., Barouxis, A., Tronczynski J. Y Saliot, A. 1991. Application of hidrocarbon biochemicals markersbto the study of particulate matter in a high turbity estuary. In: Berthelin J. (ed.), Diversity of Environmental Biogeochemistry. Elsevier, Nettherlands. 537p.

Ø Secretaria de Comunicaciones y Transporte, 1995. Ley Federal del Mar. Ediciones Delma. Segunda edición actualizada. México.

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes 1995. NOM-021-SCT4-1995. condiciones que deben cumplir las embarcaciones para el transporte de productos petroquímicos. México D.F. D.O.F.

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes, 1995. NOM-028-SCT/4-1995. Documentación para mercancías peligrosas y transportadas en embarcaciones: Requisitos y especificaciones. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes, 1996. NOM-030-SCT/4-1996. Condiciones de seguridad para la estiba y trincado de carga en embarcaciones sobre cubierta y en bodegas. México, D.F D.O.F

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes. 1993. NOM-002-SCT4–1993. terminología marítima. México D.F. D.O.F.

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes. 1993. NOM-007 SCT4–1993. Disposiciones especiales para los materiales y residuos peligrosos de la clase 3 (líquidos inflamables transportados en embarcaciones). México D.F. D.O.F.


I

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes. 1994. Ley de Navegación. D.O.F. 4 de enero de 1994. Ediciones Delma, 1a. edición actualizada. México.

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes. 1995 NOM-012 SCT4–1995. Lineamientos para la elaboración del plan de contingencias para embarcaciones que transportan mercancías peligrosas. México D.F. D.O.F.

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes. 1995. NOM-023-SCT4-1995, condiciones para el manejo y almacenamiento de mercancías peligrosas en puertos, terminales y unidades mar adentro. México D.O.F.

Ø Secretaría de Comunicaciones y Transportes. 1995. NOM-025-SCT/4-1995. Detección, identificación, prevención y sistemas contraincendio para embarcaciones que transportan hidrocarburos, químicos y petroquímicos de alto riesgo. México D.F. D.O.F.

Ø Secretaría de Energía. 1992. Ley orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. D.O.F. 16 de julio de 1992. México D.F.

Ø Secretaría de Energía. Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. México D.F.

Ø Secretaría de Gobernación. Consejo Nacional de Población 2000.

Ø Secretaría de Gobernación. Consejo Nacional de Población. www.conapo.gob.mx.

Ø Secretaría de Gobernación. Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI). México www.inegi.gob.

mx. Actualizado 10 de Enero 2001.

Ø Secretaría de Gobernación. Secretaría de Desarrollo Social (SEDESOL). www.sedesol.gob.mx

Ø Secretaría de Hacienda y Crédito Público. 1995. Plan Nacional de Desarrollo 1995-2000. México. 1995. México. D.F.

Ø Secretaría de Marina, 1979. Convenio para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias (enero 23, 1979).

Ø Secretaría de Marina, 1989. Plan nacional de contingencia para combatir y controlar derrames de hidrocarburos y otras sustancias nocivas en el mar. México D.F.

Ø Secretaría de Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca. 1988. Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente. Publicado en el D.O.F el 7 de junio de 1988,

Ø Secretaría de Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca. 1996. Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. México. 1997.

Ø Secretaría de Pesca. 1992. Ley de Pesca. México D.F. 1992. D.O.F. 9 de Junio 1992file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (408 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

http://www.conapo.gob.mx/informa.htm

http://www.inegi.gob.mx/

http://www.inegi.gob.mx/

http://www.sedesol.gob.mx/

I

Ø Secretaría de Relaciones Exteriores. 1985. Convenio del protocolo relativo a la cooperación para combatir los derrames de hidrocarburos en la región del gran caribe. México D.F.

Ø Secretaria de Relaciones Exteriores. 1996. Acuerdos Paralelos del Tratado de Libre Comercio (TLC) México.

Ø Secretaría de Salud, 1993. NOM-012-SSA1-1993. Requisitos sanitarios que deben cumplir los sistemas de abastecimiento de agua para uso y consumo humano públicos y privado. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría de Salud, 1994. NOM-127-SSA1-1994. Límites permisibles de calidad y tratamiento a que debe someterse el agua para su potabilización. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1993. NOM-052-ECOL-1993. Característica de los residuos peligrosos y el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1993. NOM-059-ECOL-1993. Especies y subespecies de flora y fauna silvestres terrestres y acuáticas en peligro de extinción, amenazadas, raras y las sujetas a protección especial que establece especificaciones para su protección. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1993. NOM-002-PESC-1993. Ordena el aprovechamiento de las especies de camarón en aguas de jurisdicción federal de los Estados Unidos mexicanos. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1993. NOM-016-PESC-1993. Regula la pesca de lisa y liseta o lebrancha en aguas de jurisdicción federal del Océano Pacífico, incluyendo el Golfo de California, Golfo de México y Mar Caribe. México, D.F. D.O.F.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1993. NOM-008-PESC-1993. Regula el aprovechamiento de las especies de pulpo de las aguas de jurisdicción federal del Golfo de México y Mar Caribe.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1993. NOM-013-PESC-1994. Regula el aprovechamiento de las especies de caracol en aguas de jurisdicción federal de los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1994. NOM-081-ECOL-1995. Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca, 1996. NOM-001-ECOL-1996. Límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-011-STPS-1993. Condiciones de seguridad en los centros de trabajo donde se genere ruido. México, D.F D.O.F.


I

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-080-STPS-1993. Higiene industrial, medio ambiente laboral. Determinación del nivel sonoro continuo equivalente al que se exponen los trabajadores en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-004-STPS-1993. Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria, equipos y accesorios en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-006-STPS-1993. Condiciones de seguridad e higiene para la estiba y desestiba de los materiales en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1993. NOM-016-STPS-1993. Condiciones de seguridad en los centros de trabajo referente a ventilación. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-015-STPS-1994. Exposición laboral de las condiciones térmicas elevadas o abatidas en los centros de trabajo.. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-026-STPS-1994. Seguridad, colores y su aplicación. México, D. F

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-027-STPS-1994. Señales y avisos de seguridad e higiene. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-017-STPS-1994. Equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo. . México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social, 1994. NOM-021-STPS-1994. Requerimientos y características de los informes de los riesgos de trabajo que ocurran, para integrar las estadísticas. México, D.F D.O.F.

Ø Secretaría del Trabajo y Previsión Social. 1994. NOM-002-STPS-1994. Condiciones de seguridad para la prevención y protección contra incendio en los centros de trabajo. México, D.F D.O.F.

Ø SEMARNAP, 1999. Anuario Estadístico. Primera Ed. Junio 2000. Secretaría de Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca.

Ø SEMARNAP, 1999. Anuario Estadístico. Primera Ed. Junio 2000. Secretaría de Medio Ambiente Recursos Naturales y Pesca.

Ø Sierra Carlos Justo, 1998. “Breve Historia de Campeche”. Fideicomiso Historia de las Américas. Serie Breves Historias de los Estados de la República Mexicana. Fondo de Cultura Económica, México. 211-220 pp.

Ø Spencer, C. P. 1975. The Micronutrient elements. Chemical Oceanography. Chap. 10, Vol. 2, 2nd ed. J. P. Riley and G. Skirrow, Eds. Academic Press. Eds. N. Y. pp. 245-300.

Ø Stumm, W. Y J. J. Morgan. 1995. Aquatic Chemistry. 2nd. ed., New York, pp. 295-299.

Ø Suárez, M. E. y R. Gasca, 1992. Pterópodos (Gastrópoda: Thecosomata y Pseudothecosomata) de aguas someras (0-50 file:///C|/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Gaby/04CA2003X0006.html (410 of 413) [28/04/2010 13:55:53]

I

m) del Sur del Golfo de México. An. Inst. Cienc. del Mar y Limnol. Univ. Nal. Autón. México. 19 (2): 201-209.

Ø Sverdrup, H. U., M. Jhonson, y R. H. Fleming. 1970. The Oceans. Their physcis, chemistry and general biology. 5ta. (ed) Prentice-Hall Inc. United States, 1087p.

Ø Tissot y Welte, 1978. Diagnóstico actual de la calidad ambiental de la zona costera del Golfo de México (Sonda de Campeche, zona Costa de Atasta, Dos Bocas y Sistema Lagunar de Tabasco), donde se localizan las plataformas petroleras y chapopoteras naturales.

Ø Vargas H.A., y Ochoa F. G. Cnidarios planctónicos en las lagunas de Veracruz y Tabasco. 164 In. Resúmenes del VII Congreso Nacional de Zoología . Univ. Veracruzana , Soc. Mex. Zool. 4- 10 Dic. Jal. Ver.

Ø Vázquez de la Cerda, A. M.1987. Estudio de las corrientes y masas de agua en el Golfo de México en los últimos 50 años. Mem. Simp. Ocean. Sría. de Marina. Dirección General de Oceanografía. México. 22p.

Ø Vázquez et al., 1991. Bull. Environ. Contamin. Toxicol. 46: 774-781

Ø Vázquez-Gutiérrez F. 1997. Estudio de los corales profundos en el área del Activo: Ku-Maloob-Zaap, Sonda de Campeche, Golfo de México. Subdirección de la Región Marina Noreste. Gerencia del Proyecto de Explotación Ku-Maloob-Zaap. Septiembre 1997.

Ø Villalobos-Figueroa y M.E. Zamora-Sánchez. 1977. Importancia biológica de la Bahía de Campeche y de la Península de Yucatán (segunda parte). Mem. II Simp. Lat. Ocean. Biól. Cumaná Venezuela, Nov 24-28, 1975. Publ. Univ. Oriente, pp. 79-117.

Ø Yáñez - Arancibia A., P. Sánchez- Gil y Lara Domínguez, A.L. 1985-. Inventario evaluativo de los recursos de peces marinos del sur del Golfo de México. Los recursos actuales, los potenciales reales y perspectivas. Inst. Ciencias del Mar y Limn. Unam.

Ø Yáñez-Arancibia, A. y P. Sánchez-Gil. 1986. Los Peces Demersales de la plataforma continental del sur del Golfo de México 1. Caracterización ambiental, ecológica y evaluación de las especies, poblaciones y comunidades Inst. Cienc. del Mar y Limnol., UNAM, México, Publ. Esp. 9: 1-230.

VIII. MEMORÍA FOTOGRÁFICA.

Fotografía VIII.1 Vista General de la Plataforma de Perforación

Abkatún-B, desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo 57D.


I

Fotografía VIII.2 Vista General del Tetrápodo Caan-TA, desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo Caan-1001.

Fotografía VIII.3 Vista General del Octapodo Abkatún-H,

desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo Kanaab-125.

Fotografía VIII.4 Vista General de la Plataforma Taratunich, desde donde se llevara a cabo la perforación del Pozo Taratunich 24 y 61.

Fotografía VIII.5 Procedimiento de instalación de la Superestructura de Plataformas Tipo.

Fotografía VIII.6 Vista de la Planta Potabilizadora en una Plataforma Habitacional Tipo.

Fotografía VIII.7 Vista del Tanque de Almacenamiento de Agua Potable con Capacidad de 100 m3, en Plataforma Habitacional Tipo.

Fotografía VIII.8 Vista del Tanque de Almacenamiento de Diesel en Plataforma Habitacional Tipo.

Fotografía VIII.9 Vista de Bote salvavidas con Capacidad para 58 Personasen Plataforma Habitacional Tipo.

Fotografía VIII.10 Señalización Visual de las Contingencias que se pueden presentar en Plataforma.

Fotografía VIII.11 Árboles de Válvulas Instalados en una


I

Plataforma de Perforación Tipo.

Fotografía VIII.12 Vista General de la Disposición de Árboles de Válvulas instalados en una Plataforma de Perforación Tipo.

Fotografía VIII.13 Sistema Contraincendio Instalado en el Área de Pozos de Producción.

Fotografía VIII.14 Vista General de una Grúa instalada en Plataforma Habitacional Tipo.

Fotografía VIII.15 Vista de Embarcación que transporta a Personal de Pemex.

Fotografía VIII.16 Se observa arribo de personal a través de pasarela. Fotografía VIII.17 Vista del Transporte Aéreo a Plataformas.

Fotografía VIII.18 Movimiento de Personal de Plataforma a Embarcación.
