i. datos generales del proyecto,...

I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, PROMOVENTE Y RESPONSABLE DEL EIA

1.1 PROYECTO I-1 1.1.1 Nombre del Proyecto I-1 1.1.2 Ubicación del Proyecto I-1 1.1.3 Tiempo de Vida Util del Proyecto I-1 1.1.4 Presentación de la Documentación Legal I-1 1.2 PROMOVENTE I-2 1.2.1 Nombre o Razón Social I-2 1.2.2 Registro Federal de Contribuyentes I-2 1.2.3 Nombre y cargo del Representante Legal I-2 1.2.4 Dirección del Promovente I-2 1.3 RESPONSABLES DE LA ELABORACIÓN DEL EIA I-2 1.3.1 Nombre o Razón social I-2 1.3.2 Registro Federal de Contribuyentes o CURP I-3 1.3.3 Nombre del Responsable Técnico del Estudio I-3 1.3.4 Dirección del Responsable Técnico del Estudio I-3

II -1

DIRECCION REGIONAL ZONA MARINA AREA DE TECNOLOGIA AMBIENTAL

Descripción del

1.1 PROYECTO 1.1.1 NOMBRE DEL PROYECTO El desarrollo del proyecto de ingeniería para la “Construcción de gasoducto de B.N. (Bombeo Neumático) de 8” Ø x 0.6 km de la plataforma CHUC-1 hacia la interconexión de la línea submarina de 16” Ø de PTB Inyección de Agua a la plataforma CHUC-B”, se llevará a cabo en la Zona Económica Exclusiva (ZEE) del Golfo de México. Se instalará un gasoducto que corresponde a un ramal de 8” Ø y 600 m de longitud que partirá del 4o disparo de la línea de 16” Ø de PTB-IYA hacia CHUC-B y finalizará en la plataforma CHUC-1. En el Dibujo No. F-33862-1815-30-05, se puede ver a detalle la trayectoria a seguir del gasoducto. 1.1.2 UBICACIÓN DEL PROYECTO El proyecto pertenece a la Administración del Activo de Explotación Pol Chuc, localizado dentro del área reservada a PEMEX (Art. 27 Constitucional) en la Sonda de Campeche, dentro de la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México. El cual consiste en la construcción de un ramal de 8” Ø x 0.6 km que tendrá la siguiente trayectoria: Inicio: 4o disparo de 8” Ø del gasoducto de 16”Ø de PTB-IYA hacia CHUC-B. Final: Plataforma CHUC-1 1.1.3 TIEMPO DE VIDA UTIL DEL PROYECTO El equipo deberá estar operando 365 días del año durante un tiempo de vida útil de 20 años. 1.1.4 PRESENTACION DE LA DOCUMENTACIÓN LEGAL En el Anexo I se presenta la documentación legal para la realización del proyecto.

II -2


Descripción del

1.2 PROMOVENTE 1.2.1 NOMBRE O RAZON SOCIAL PEMEX Exploración y Producción. Región Marina Suroeste. Activo de Explotación Pol-Chuc. 1.2.2 REGISTRO FEDERAL DE CAUSANTES (RFC) PEP-9207167XA 1.2.3 NOMBRE Y CARGO DEL REPRESENTANTE LEGAL

Administrador del Activo de Explotación Pol-Chuc en la Región Marina Suroeste 1.2.4 DIRECCIÓN DEL PROMOVENTE

1.3 RESPONSABLE DE LA ELABORACION DEL EIA 1.3.1 NOMBRE O RAZON SOCIAL Instituto Mexicano del Petróleo Delegación Regional Zona Marina

DATOS PROTEGIDOS POR LA LFTAIPG


II -3


Descripción del

1.3.2 REGISTRO FEDERAL DE CONTRIBUYENTES O CURP IMP-650823397 1.3.3 NOMBRE DEL RESPONSABLE TECNICO DEL ESTUDIO

CURP: Cédula Profesional: 1.3.4 DIRECCION DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO

II. DESCRIPCION DEL PROYECTO 2.1 INFORMACION GENERAL DEL PROYECTO II-1 2.1.1 Naturaleza del proyecto II-1 2.1.2 Selección del sitio II-1 2.1.3 Ubicación Física del Proyecto y Planos de Localización II-2 2.1.4 Inversión requerida II-3 2.1.5 Dimensiones del Proyecto II-3 2.1.6 Uso Actual de suelo y/o Cuerpos de Agua en el Sitio del

Proyecto y en sus Colindancias II-6





II -4


Descripción del

2.1.7 Urbanización del Area y Descripción de Servicios Requeridos

II-6

2.2 CARACTERISTICAS PARTICULARES DEL PROYECTO II-7 2.2.1 Programa General de Trabajo II-7 2.2.2 Preparación del Sitio II-7 2.2.3 Descripción de Obras y Actividades Provisionales del

Proyecto II-7

2.2.4 Etapa de Construcción II-18 2.2.5 Etapa de Operación y Mantenimiento II-23 2.2.6 Descripción de Obras Asociadas al Proyecto II-27 2.2.7 Etapa de Abandono del Sitio II-28 2.2.8 Utilización de Explosivos II-28 2.2.9 Generación, Manejo y Disposición de Residuos Sólidos,

Líquidos y Emisiones a la Atmósfera II-28

2.2.10 Infraestructura para el Manejo y la Disposición Adecuada de los Residuos

II-36

REFERENCIAS FIGURA II.1 Croquis de Localización General y Alineamiento del Ramal

de 8”Ø X 0.6 km. II-5

TABLA: II.1 Inversión requerida para la realización del proyecto. II-4

II.2 Programa general de trabajo de la obra de conexión en el

Campo Chuc. II-9

II.3 Calendario de actividades para el desarrollo de la obra. II-10 II.4 Condiciones de operación para el gasoducto de 8”. II-23 II.5 Volumen estimado de residuos domésticos que se

generarán por el personal que participa exclusivamente en la fase de construcción del ducto.

II-30

II.6 Volumen estimado de residuos sólidos y líquidos no domésticos que se generarán por el personal que participa exclusivamente en la fase de construcción del ducto.

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II.7 Volumen estimado de residuos domésticos que se generarán por el personal que participa durante la fase de mantenimiento del ducto.

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II.8 Volumen estimado de residuos sólidos y líquidos no domésticos que se generarán durante la fase de mantenimiento del ducto por evento.

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Descripción del

2.1 INFORMACION GENERAL DEL PROYECTO 2.1.1 NATURALEZA DEL PROYECTO Las actividades de Pemex abarcan la exploración y explotación de hidrocarburos, así como la producción, almacenamiento, distribución y comercialización de productos petrolíferos y petroquímicos (Pemex, 2002a). Pemex Exploración y Producción pretende alcanzar en el año 2006 una producción de crudo por alrededor de 3.8 millones de barriles diarios y cerca de 6000 mil millones de pies cúbicos por día de gas. El déficit previsto de gas natural en el país y las importantes reservas con las que contamos justifican plenamente las inversiones orientadas a una mayor producción interna (Pemex, 2002b). Para poder alcanzar estas perspectivas el campo CHUC es productor en las formaciones Brecha Paleoceno, Cretácico Medio y Cretácico Inferior. Debido a la declinación de la presión de fondo, así como al cambio de las propiedades del aceite por la liberación de gas y la baja presión de fondo, provocan abatimiento de los pozos y por consecuencia disminución de la producción. Es por esta razón que se pretende incrementar la recuperación de la reserva remanente a través de la implantación de un sistema artificial de producción por bombeo neumático (BN) inyectando gas en el campo CHUC. Con base en lo anterior, se requiere la construcción de un gasoducto que transporte gas de BN a inyectarse a pozos de la plataforma CHUC-1. Con este proyecto se busca aumentar la capacidad de producción. Y para esto, se cumplirá con los estándares normativos de ingeniería, seguridad y operación vigentes, y se garantizará la protección al personal, medio ambiente y a la misma instalación. Con lo referente a las características ambientales, las posibles alteraciones se presentaran durante la etapa constructiva de la obra. El lecho marino no se verá afectado y las masas de agua no presentaran cambios negativos debido a que los vertimientos serán previamente tratados (aguas sanitarias y desechos orgánicos). Los organismos acuáticos serán desplazados temporalmente durante la construcción de obra pero, durante la operación del gasoducto estos volverán a la normalidad. 2.1.2 SELECCIÓN DEL SITIO El activo Pol Chuc definió la selección del sitio de esta obra en base a que se cuenta con el 4º disparo de 8” Ø del gasoducto de 16” Ø de PTB Inyección de Agua hacia CHUC-B, por lo tanto solo es una ampliación de este.

II -2


Descripción del

Los criterios que se tomaran en cuenta y que pudieran beneficiar al proyecto se dividen en ambientales, técnicos y socioeconómicos, los cuales se describen a continuación: Los criterios ambientales más importantes serían:

�� La zona donde se llevará a cabo el proyecto no puede ser considerada como lecho marino virgen, debido a la presencia de múltiples ductos e instalaciones petroleras instaladas con anterioridad.

�� El sitio no se encuentra cercano a ninguna zona ambiental sensible (comunidades de arrecifes coralinos) o área natural protegida.

En cuanto a los criterios técnicos se podrían mencionar los siguientes:

�� Uso del 4º disparo existente, que corresponde con la finalización de una obra anterior.

�� Mayor seguridad operativa.

�� Incorpora la producción de pozos abatidos por baja presión.

�� Prolonga la vida productiva de los pozos.

�� Incrementa la recuperación de hidrocarburos del campo.

�� Mantiene una continuidad operativa del campo.

�� Fácil adaptación de las instalaciones existentes.

Los criterios socioeconómicos a considerar:

�� Apoyo de primer orden en las aportaciones al Gobierno Federal, en la generación de divisas y en el empleo.

�� Amplia disponibilidad de la expropiación de petróleo. 2.1.3 UBICACIÓN FISICA DEL PROYECTO Y PLANOS DE LOCALIZACION El proyecto se llevará a cabo en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México frente a las costas del Estado (Figura II.1 “Croquis de Localización General y

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Descripción del

Alineamiento del Ramal de 8”Ø X 0.6 km”). La instalación del gasoducto de BN de 8”Ø x 0.6 km iniciará del 4º disparo de 8”Ø del gasoducto de 16”Ø de PTB-IYA (Inyección de Agua) hacia CHUC-B, y finalizará en la plataforma CHUC-1. La plataforma CHUC-1 forma parte del complejo Pol Chuc. Esta es una trípode y esta caracterizada como de perforación en donde se encuentran en existencia tres pozos de extracción de crudo: 1) Pozo 21, 2) Pozo 01 y 3) Pozo 43. A estos pozos llegará gas amargo a través de la implantación de un sistema artificial de producción por bombeo neumático (BN) para la extracción de hidrocarburo remanente. La plataforma cuenta con un nivel único ubicado a 15.85 m a partir del nivel de agua y un tirante de 31.87 m. En la parte superior se encuentra el nivel del helipuerto. En la Figura II.1 “Croquis de Localización General y Alineamiento del Ramal de 8”Ø X 0.6 km” se indica la trayectoria del gasoducto desde su origen a su fin. Las coordenadas de origen referidas al sistema UTM del 4º disparo de 8”Ø hacia CHUC-1, del gasoducto de 16”Ø de PTB-IYA hacia CHUC-B son:

X = 575,693.610 Y = 2,119,653.573

El destino del gasoducto de 8”Ø será la plataforma CHUC-1 (Trípode), con coordenadas referidas al sistema UTM:

X = 575,312.230 Y = 2,119,982.850

2.1.4 INVERSION REQUERIDA La inversión requerida para el proyecto se indica en la siguiente tabla:

Tabla II.1. Inversión requerida para la realización del proyecto.

PLAZO PROPUESTO 180 DIAS CALENDARIO

FASE DE CONSTRUCCIÓN

1.0 SUMINISTRO DE MATERIALES:

1.1 TUBERIA 2,071,375.22

1.2 VALVULAS Y CONEXIONES 7,888,849.00

2.0 FABRICAION DE ELEMENTOS 5,728,266.00

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Descripción del

3.0 PROTECCION ANTICORROSIVA 2,464,800.00

4.0 CARGA, AMARRE, TRANSPORTE Y DESCARGA DE MATERIALES

351,057.29

5.0 TENDIDO DE TUBERIA 6,300,000.00

6.0 INSTALACION DE ELEMENTOS 31,500,000.00

7.0 INTERCONEXION EN PLATAFORMAS 25,200.000.00

8.0 DRAGADO DE LINEA Y ACOLCHONAMIENTO 1,275,000.00

9.0 PRUEBA HIDROSTATICA 4,725,000.00

10.0 CERTIFICACION DE MATERIALES E INSTALACIONES DE OBRA

1,756,086.95

TOTAL EN MONEDA NACIONAL 89,560,434.46

M.N. 25,050,053.52 PARA SOLICITUD PRESUPUESTAL SE RECOMIENDA SOLICITAR USD 6,451,038.09

2.1.5 DIMENSIONES DEL PROYECTO El gasoducto tendrá una longitud aproximada de 600 m. La tubería estará enterrada a lo largo de su trayectoria. Y superficialmente en una longitud aproximada de 92 m respectivamente, en los arribos de la salida del 4º disparo existente de la línea de 16” Ø y llegada a la plataforma CHUC-1. La profundidad de enterramiento será de 1 m, medido del lecho marino hacia el paño superior de la tubería. La superficie del lecho marino que será afectada es aproximadamente de 121.92 m2 a lo largo de la trayectoria del gasoducto, considerando como ancho el diámetro de 8” del tubo. En este caso la tubería se instalará mediante el procedimiento de tendido de ductos sobre el lecho marino por medio de una barcaza de tendido, posteriormente se dragara la superficie del lecho marino donde quedo instalado el ducto, mediante el procedimiento de “inyección de chiflón de agua”; por lo que, la afectación física será menor. El área donde se desarrollara el proyecto no involucra a alguna zona que se pudiera considerar inalterada ambientalmente.

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Descripción del

2.1.6 USO ACTUAL DE SUELO Y/O CUERPOS DE AGUA EN EL SITIO DEL PROYECTO Y EN SUS COLINDACIAS Se considera una zona de uso industrial dedicada a la exploración, producción y transporte de hidrocarburos debido a que el proyecto se encuentra dentro de la Zona de Exclusión concecionada a PEMEX. 2.1.7 URBANIZACION DEL AREA Y DESCRIPCION DE SERVICIOS REQUERIDOS 2.1.7.1 URBANIZACION DEL AREA La plataforma Chuc es una plataforma periférica en la que no se tiene ningún tipo de servicio que sea empleado para la etapa de construcción y abandono. Los servicios utilizados para estas etapas son proporcionados por barcazas de la compañía contratista que cuentan con energía, agua potable, infraestructura sanitaria, transporte de personal y materiales. Durante la etapa de operación no se presentara movimiento en el área, solo cuando se requiera mantenimiento al ducto. 2.1.7.2 DESCRIPCION DE SERVICIOS REQUERIDOS Los servicios que serán requeridos durante la construcción y operación del gasoducto son: energía eléctrica, agua potable, servicios de hospedaje, sistema de transporte, etc. Para la etapa de construcción la compañía contratista requerirá de los servicios de: energía eléctrica y agua potable que estarán disponibles en sus propias embarcaciones; ya que abastecerán de manera suficiente durante un periodo de 15 días aproximadamente. Para el servicio de transporte, tendrá acceso al área: a) vía marítima (barcazas) y b) vía aérea (helicóptero) empleando los servicios del Activo.

a) Acceso vía marítima. El acceso del personal y transporte de material por vía marítima a los Complejos de Producción y Plataforma de Producción se realizará con embarcaciones localizadas en puertos y terminales marítimas de los estados de Campeche y Tabasco (SCT, 2002). El estado de Campeche presenta un total de 6 puertos y 4 terminales, de los cuales 2 presentan actividad petrolera. Con respecto al estado de Tabasco tiene un total de 4 puertos y 1 terminal marítima, presentando 1 con actividad petrolera.

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Descripción del

Se emplearán grúas de las barcazas de la compañía contratista para el traslado de personal entre la nave y la plataforma CHUC-1 donde finalizará el gasoducto de 8”.

b) Acceso vía aérea. El acceso del personal y transporte de material por vía aérea (helicóptero) al nivel superior de la plataforma CHUC-1 donde finalizará el gasoducto de 8”, se realizará con puertos de entrada localizados en Cd. del Carmen, Campeche y Dos Bocas, Tabasco. 2.2 CARACTERISTICAS PARTICULARES DEL PROYECTO 2.2.1 PROGRAMA GENERAL DE TRABAJO El programa general de trabajo se presenta en la Tabla II.2 para la obra del proyecto. Indicando el calendario de actividades de inicio y término de la obra. Y el calendario de las actividades de inicio y término de la obra se presenta en la Tabla II.3.

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Descripción del

2.2.2 PREPARACION DEL SITIO Antes de iniciar la construcción del gasoducto se realiza una supervisión previa del terreno para confirmar que la superficie de la trayectoria del gasoducto esta lista para proseguir al procedimiento de tendido de ductos. 2.2.3 DESCRIPCION DE OBRAS Y ACTIVIDADES PROVISIONALES DEL PROYECTO El proyecto se llevará a cabo en una sola etapa de construcción por lo que no hay actividades temporales para la construcción del ducto. El personal que será requerido tendrá acceso al área vía marítima en transporte especifico por parte de la compañía constructora; y si en su caso se requiere hacer uso de las instalaciones de PEMEX como plataformas habitacionales se emplearán solo durante el desarrollo de la obra. Los almacenes, talleres, y oficinas requeridas estarán en barcos que proporcionará la compañía constructora encargada de la instalación del ducto, así como también los desechos (aguas negras y orgánicos) serán almacenados y tratados. Estas obras se llevarán a cabo durante la etapa de construcción del gasoducto. Los desechos domesticos serán triturados en las barcazas de la compañía contratista y arrojados al mar de acuerdo a los lineamientos del anexo V del Convenio MARPOL 73/87. Las aguas negras (sanitarias) también serán tratadas en las mismas barcazas para su posterior vertimiento al mar. Los desechos inorgánicos como trapos, residuos de tubería, desperdicios de soldadura, plásticos, alambre, residuos de pintura, grasa y aceite serán almacenados en contenedores localizados en barcazas para su posterior destino en lugares propicios por parte de la compañía contratista y PEMEX. El tipo de combustible a emplear para la operación de maquinaria y equipo de motor de combustión interna, estará almacenado en compartimentos exclusivos o tambos cerrados herméticamente localizados en lugares adecuados de las barcazas por parte de la compañía contratista. Las características del equipo e instrumentación que será requerido para la operación del gasoducto de 8” Ø X 0.6 km de la plataforma CHUC-1 hacia la interconexión del complejo de la línea submarina de 16” Ø de PTB Inyección de Agua a la plataforma de CHUC-B, incluye: cabezal para inyección de gas de Bombeo Neumático (BN) a 3 pozos (No. 21, 01 y 47); cabezal general de distribución de gas; ramales del cabezal

II-11


Descripción del

general para cada pozo; instrumentación para controlar, monitorear y medir el gas de inyección de BN; un sistema de control y monitoreo por medio de una unidad de procesamiento remoto (UPR). Toda esta instrumentación son accesorios específicos para la operación del gasoducto. 2.2.3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE BN La función del sistema será la de suministrar gas amargo para el sistema artificial de producción por B.N. en los pozos de la plataforma de CHUC-1 a través de un cabezal general de distribución (Ver Dibujo No. F-33862-1812-10-00010). EL sistema incluirá la medición total en la llegada del cabezal general de distribución de

8" � del sistema de bombeo neumático, así como la medición y control individual de la inyección a cada pozo productor. PLATAFORMA CHUC-1 En esta plataforma se deberá considerar lo siguiente:

a) Cabezal general de distribución de gas.

�� Paquete de regulación de 225 a 120 kg/cm2 en disparo de 8” � hacia el cabezal de B.N.

b) Cabezal general de distribución de gas de B.N.

�� 3 ramales para interconectar 3 pozos para B.N.

�� Medición general de gas a través de porta placa (FITTING) para el cabezal de B.N.

�� Válvula de bloqueo con actuador hidroneumático, la cual deberá de operar con baja y alta presión de manera automática y con restablecimiento en forma manual.

�� Instrumentación inteligente de presión, temperatura y flujo.

�� Purgas para cada instrumento interconectados a drenajes atmosféricos o presurizados según lo requiera el sistema.

c) Ramales del cabezal general para cada pozo.

�� Válvulas de bloqueo de cierre rápido y paso completo.

�� Válvula de control de flujo con electroposicionador tipo inteligente.

�� Sistema de medición por medio de porta placa (FITTING).

II-12


Descripción del

�� Instrumentación inteligente para presión y flujo. Incluye purgas a drenajes.

�� Instrumentación para temperatura: Transmisor de temperatura tipo inteligente e indicador local de temperatura con sus respectivos termopozos.

�� Válvulas check a la entrada de los pozos.

d) Equipo de radio-comunicación

�� UPR: el equipo de control debe ser modular y manejar redundancia en todos sus módulos, debe contar con tarjetas de funciones especiales y permitir el crecimiento en puntos de entrada/salida de acuerdo a los requerimientos del proceso, su tecnología no debe basarse en controladores lógicos programables.

�� Sistema de radio-comunicación: este debe enviar la información de cada una de las variables de proceso de los pozos de CHUC-1 hacia el complejo Pol-A.

�� Concentrador/Ruteador: Este equipo se encargara de enlazar la UPR con la estación maestra instalada en la plataforma Pol-A mediante el enlace de radio-comunicación.

2.2.3.2 INSTRUMENTACIÓN La Instrumentación que será instalada para el diseño del gasoducto de 8” la cual son necesarios para su operación debe ser del tipo inteligente con protocolo Hart, una alimentación de 24 VCD con señal de 4 a 20 MA, el tipo de encapsulado debe ser NEMA 4X, además de estar certificados por FM o VL para ser empleados en un área con la siguiente clasificación: Clase I, división I y grupo C, D. T odos los instrumentos que estén en contacto con hidrocarburos amargos deben cumplir con el estándar NACE MR-01-75 última edición. Con la implementación de esta instrumentación se debe tener una medición, control y un monitoreo mas óptimo en la inyección de BN a cada uno de los pozos involucrados. La localización y caracterización de esta instrumentación se aprecia en el Dibujo No. F-33862-1812-10-00010.

�� INSTRUMENTACIÓN PARA EL CONTROL Y MONITOREO DE LA PLATAFORMA CHUC-1

a) MANOMETROS

Este debe de cumplir al menos con las siguientes características:

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Descripción del

Montaje local; carátula de 4 ½” de Ø con escala de fondo blanco y caracteres negros; caja de fenol o plásticos ABS; alta resistencia; elemento sensor tipo Bourdon; rangos adecuados a la presión de la línea o equipo en que se instalará; que cumplan con la norma NACE MR-01-75; que cuenten con un mecanismo antivibracional (para absorber las vibraciones de los equipos y el proceso).

b) INDICADORES DE TEMPERATURA Este debe cumplir por lo menos con las siguientes características: Montaje local tipo bimetálico; carátula de 5” de Ø con escala de fondo blanco y caracteres negros; caja de acero inoxidable; termopozo tipo cónico perforado de barra sólida de acero inoxidable 316; conexión bridada r.f; rangos adecuados a la temperatura de la línea o equipo en que se instalara, llenos de liquido resistente para evitar la vibración en la aguja.

c) TRANSMISORES DE PRESIÓN Este debe cumplir al menos con las siguientes características: Contara con indicación local (display integrado); sistema de transmisión a dos hilos; suministro eléctrico de 24 VCD tipo inteligente; señal de salida analógica de 4-20 MA; con protocolo hart última versión.

d) TRANSMISORES DE TEMPERATURA Este debe cumplir al menos con las siguientes características: Indicación local (display integrado), sistema de transmisión a dos hilos; suministro eléctrico de 24 VCD tipo inteligente; señal de salida analógica de 4-20 MA; con protocolo art. última versión. Termopozo tipo recto, perforado de barra sólida, de acero inoxidable 316, conexión bridada r.f, rangos adecuados a la temperatura de la línea o equipo en que se instalara. Las tarjetas electrónicas del instrumento deberán contar con recubrimiento para ambiente marino.

e) TRANSMISORES DE FLUJO (PRESIÓN DIFERENCIAL)

II-14


Descripción del

Este debe cumplir al menos con las siguientes características: Con display integrado, sistema de transmisión a dos hilos, suministro eléctrico a 24 VCD. Tipo inteligente, señal de salida analógica de 4-20 MA, con protocolo hart última versión. Con certificación eléctrica para utilizarse con barreras de seguridad intrínseca, adecuados para usarse en áreas con clasificación eléctrica clase 1. división 1, grupo D.

f) REGISTRADOR PARA FLUJO Y PRESIÓN Estos deben cumplir al menos con las siguientes características: Elemento sensor tipo fuelle, plumilla independiente de flujo y presión, gráfica de 12” de diámetro, material de la caja adecuada para ambiente marino, caja clasificada nema 4. Material del sensor de acuerdo a condiciones del fluido movimiento por cuerda.

g) INTERRUPTORES DE PRESION Este debe cumplir al menos con las siguientes características:

�� Los interruptores debe suministrarse adecuadamente para montaje en superficie, con caja a prueba de explosión, (NEMA 7), en áreas clase I división 1.

�� Debe ser de tipo diafragma-pistón, debiendo soportar una sobre-presión del 100% de la presión máxima de operación.

�� Caja debe ser de aluminio, con acabado resistente a la corrosión, el material del puerto debe de ser de acero inoxidable 316, como mínimo.

�� Conexión de proceso debe ser de ¾” NPT hembra, el interruptor deberá ser del tipo micro y de simple polo doble tiro (SPDT).

�� Contactos del interruptor deben tener una capacidad mínima de 5 amperes a 115 V, 60 HZ.

h) VALVULAS DE CORTE

Esta debe cumplir al menos con las siguientes características:

�� Válvula tipo bola paso completo, ensamble del cuerpo soldado, diseño a prueba de fuego.

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Descripción del

�� Bola montada sobre muñón, tamaño de acuerdo a proceso, doble sello, material de acuerdo a condiciones del fluido.

�� Contaran con un kit de prueba en línea, para verificar el adecuado funcionamiento de las válvulas.

i) VALVULAS DE CONTROL

Esta debe cumplir al menos con las siguientes características:

�� Válvula tipo globo con disco excéntrico, material del cuerpo acero al carbón.

�� Tamaño del puerto y cuerpo de acuerdo al proceso.

�� Material de internos de acuerdo a NACE MR-01-75.

�� El actuador para la operación de la válvula de control, debe cumplir al menos con las siguientes características:

�� Tipo neumático de pistón o diafragma.

�� Adecuados para ambiente marino y operación con gas amargo como fluido neumático.

�� Posicionador inteligente a base de microprocesador con comunicación remota mediante una señal digital sobrepuesta de alta frecuencia para registro y monitoreo de datos mediante protocolo de comunicación inteligente (fsk) hart.

j) VALVULAS SOLENOIDE

�� El material del cuerpo de la válvula y sus internos deben ser de acero inoxidable.

�� El tamaño del cuerpo dependerá de las condiciones de operación, tomando en cuenta que se debe asegurar la mínima caída de presión, para el suministro a los actuadores: estas podrán ser de dos o más vías dependiendo de la operación a ejecutar, la bobina de la válvula debe operar a 24 VCD, adecuada para el energizado continuo y de bajo consumo eléctrico.

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Descripción del

�� A prueba de agua y resistente al crecimiento de hongos. Caja electrónica a prueba de explosión.

�� Adecuada para ambiente marino (nema 4x y 7) con certificación eléctrica para utilizarse con barreras de seguridad intrínseca.

k) VALVULA REGULADORA

Esta debe cumplir con las siguientes características:

�� Tipo auto operadas.

�� Material del cuerpo acero al carbón.

�� Material interno y diafragma de acuerdo a nace mr-01-75.

�� Tamaño de acuerdo a las condiciones de proceso.

�� El actuador para la operación de la válvula de corte, debe cumplir al menos con las siguientes características.

�� Montaje directo en válvula, para operar con gas amargo como fluido de potencia disponible a 125 Psig, tipo rotatorio aletado o pistón.

2.2.3.3 SISTEMA DE CONTROL Y MONITOREO DE LA PLATAFORMA CHUC-1 Se debe considerar como sistema de control y monitoreo una unidad de procesamiento remoto (UPR) a instalarse en la Plataforma CHUC-1 para monitorear y controlar las señales del sistema de inyección de gas amargo para B.N. y tener la capacidad de monitorear y controlar las señales de automatización de los pozos y todas estas serán enviadas por medio de un ruteador y de un radio que se instalara en CHUC-1, al radio y ruteador que se encuentra en Pol-A.

a) UPR DE PROCESO Esta unidad se encargara del monitoreo y control de las variables de proceso de inyección de gas amargo para B.N. e instrumentación de servicios auxiliares. El equipo de control debe ser modular y manejar redundancia en todos sus módulos, debe contar con tarjetas de funciones especiales y permitir el crecimiento en puntos de entrada/salida de acuerdo a los requerimientos del proceso, su tecnología no debe basarse en controladores lógicos programables.

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Descripción del

b) SISTEMA DE RADIO –COMUNICACIÓN Este debe enviar la información de cada una de las variables de proceso de los pozos de CHUC-1 hacia el complejo Pol-A.

c) CONCENTRADOR/RUTEADOR Este equipo se encargara de enlazar la UPR con la estación maestra instalada en la plataforma Pol-A mediante el enlace de radio-comunicación. Todo el equipo que compone al sistema de control y monitoreo a base de UPR´S debe ser instalado en la plataforma CHUC-1. 2.2.3.4 INSTALACIÓN DE INSTRUMENTOS Todos los instrumentos y componentes principales de la instrumentación de campo deberán ser accesibles desde el piso, plataformas y/o escaleras fijas. Los que requieran calibración o ajuste periódicos quedaran instalados de manera tal que permita el fácil acceso a sus componentes, al mismo tiempo de conservarse el centro visual del medidor o instrumento de referencia. Toda la tubería y accesorios de instrumentación en contacto con el fluido de proceso deberán cumplir con los requisitos del material especificado para la tubería. Los arreglos de soporte para instrumentos nunca se diseñaran para instalarse sobre barandales, peldaños, etc. ni deben quedar debajo de posibles escurrimientos de fluidos provenientes de equipo o estructurales superiores. Todos los instrumentos deben ser montados sobre una soportería a una altura aproximada de 1.35 m de nivel de piso. 2.2.4 ETAPA DE CONSTRUCCION La compañía constructora debe contar con los estudios geofísicos, geotécnicos y oceanográficos del corredor entre CHUC-1 y la línea submarina de 16" Ø que va de PTB Inyección de agua a la plataforma CHUC-B. Debiéndose proponer la ruta más adecuada, considerando las condiciones ambientales, económicas, de riesgo y diseño.

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Descripción del

Una vez esto se procederá a iniciar la construcción de la obra de acuerdo a las siguientes actividades:

a) Especificaciones y estándares b) Suministro e inspección de materiales c) Aplicación de protección anticorrosiva d) Aplicación de protección catódica e) Apoyos de la línea (lastrado de tubería) f) Soldadura de la tubería g) Tendido de la tubería h) Instalación de elementos e interconexiones i) Dragado de la tubería j) Prueba de la línea k) Reparación l) Limpieza de tuberías m) Certificación de materiales, equipo y construcción

A continuación se describen cada una de estas actividades.

a) Especificaciones y estándares Los instrumentos, accesorios y materiales necesarios y suficientes para la completa y correcta construcción de la obra tales como tuberías, bridas giratorias, bridas de cuello soldable, junta aislante (monoblock), codos, etc., deben apegarse a las normas nacionales e internacionales y todo conforme a la ingeniería de proyecto. Se debe de considerar que el sistema del gasoducto será diseñado para transportar 6 MMPCD a una presión de operación de 125 a 120 kg/cm2 en una primera etapa y de 225 a 120 kg/cm2 en su segunda etapa, por lo que se considerarán válvulas reguladoras de presión (Ver el Dibujo No. F-33862-1812-10-00010 y No. F-33862-1812-00-102). El gasoducto deberá ser construido en tubería de acero al carbón API-5L-X-60 para servicio amargo (Ver el Dibujo No. F-33862-1815-30-05). El material de válvulas debe ser para servicio amargo con sello de teflon, etc.

b) Suministro e inspección de materiales Esta etapa consiste en proporcionar todos los equipos, instrumentos y materiales nuevos, necesarios para realizar la completa y correcta ejecución de la obra, conforme a la ingeniería del proyecto.

c) Aplicación de protección anticorrosiva

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Descripción del

Se debe efectuar una limpieza de las tuberías, ductos ascendentes y curvas de expansión mediante chorro de arena a metal blanco, posteriormente es necesario el suministro y la aplicación de un recubrimiento externo anticorrosivo termocontráctil para

la temperatura máxima de operación de 58 �C sin que se presente degradación de sus propiedades químicas y físicas durante una vida útil de 20 años como mínimo.

d) Aplicación de protección catódica En la tubería regular, curvas de expansión y ductos ascendentes es necesario instalar ánodos de sacrificio para proporcionar una protección catódica que garantice una vida útil de 20 años como mínimo.

e) Apoyos de la línea (lastrado de tubería) Para el caso de este proyecto la tubería no requiere lastre; se cuenta con una tubería de acero al carbón de 8” de diámetro exterior y 0.5” de espesor de pared bajo especificación API-5L-X60 para servicio amargo, que de acuerdo a los análisis efectuados por la especialidad de Dúctos, ésta se mantiene estable hidrodinámicamente sobre el lecho marino (Dibujo No. N-F.33682-1815-30-05).

f) Soldadura de la tubería Después de haber aplicado pruebas físicas y de impacto en los tramos de tubería lastrada, los tramos son unidos, previa limpieza y alineado, mediante soldadura eléctrica con personal capacitado de acuerdo a las normas aplicables.

g) Tendido de la tubería Esta etapa comprende el transporte de la tubería al lugar de la instalación y su descarga al lecho marino desde la barcaza de tendido; efectuando el alineado, soldado, inspección radiográfica, inspección subacuática, posicionamiento por satélite, protección de las juntas y tendido de la tubería; todo conforme a las especificaciones de ingeniería, planos del proyecto y a los procedimientos aplicables. Para el tendido se realizan una serie de maniobras, tanto para posicionamiento de la barcaza, como para el tendido, abandono y recuperación de tubería (ver Figuras II.2, II.3 y II.4, páginas IIA-1 a IIA-3).

La alineación de la tubería consiste en el alineamiento de empates, soldaduras sobre cubierta, etc. realizados por medio de un alineador interno o externo.

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Descripción del

Al ir instalando los tubos se van soldando conforme avance el tendido. La trayectoria de la tubería se muestra en el Dibujo No. N-F.33862-1815-30-05.

h) Instalación de elementos e interconexiones Esta etapa comprende la carga, amarre, transporte, y descarga de todos los elementos, materiales y equipos (válvulas submarinas); así como la instalación e interconexión de los mismos. Durante esta etapa del proyecto, se le debe dar énfasis al cuidado de la posición de las bridas con respecto a las abrazaderas y el apoyo que tendrá la curva de expansión en el fondo marino. La ubicación correcta de la zona de salpicaduras (mareas) del ducto ascendente se hace en función del calendario de mareas. Por otro lado, el cople aislante (monoblock) se instala en la parte vertical del ducto ascendente, y tiene como función servir como frontera entre la protección catódica de la tubería y la de la plataforma. La curva de expansión (offset) se sujeta a la pierna de la plataforma por medio de una abrazadera. Por otro lado, el ducto ascendente (riser) se fija por medio de abrazaderas a la pierna de la plataforma, interconectándose con la curva de expansión y el cuello de ganso (un tramo de tubería sobre cubierta el cual se unirá a la válvula de corte) (ver Figura II.6, página IIA-5). Se requerirá instrumentación para el control y monitoreo local que estará integrado por los siguientes instrumentos: 1) Instrumentos de presión, y 2) Instrumentos de temperatura. El sistema operará con instrumentación local y deberá enviar señalización al sistema digital de control, desde donde se podrá seleccionar la operación automática o manual y controlar el estado del mismo. Se empleará instrumentación para el control y monitoreo remoto el cual estará integrado por los siguientes instrumentos de presión como: Transmisores de presión y transmisores de temperatura e instrumentación para el control y monitoreo remoto. En cuanto a instrumentos de flujo se considerarán: porta placa de orificio (fitting), transmisores de flujo y registradores para flujo y presión. Se instalarán las siguientes válvulas: 1) válvulas de corte, 2) válvulas de control, 3) válvulas solenoide, y 4) válvulas reguladoras. También actuadores neumáticos para válvulas de corte. Se incluye en esta etapa un sistema de control y protección a base de UPR en la que se consideraran dentro del proyecto la adquisición de una unidad de procesamiento

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Descripción del

remoto (UPR) a instalarse en la Plataforma CHUC-1 para que incorpore todas las señales del sistema de inyección de B.N.

i) Dragado y enterrado de la tubería El dragado se realiza por medio un equipo adaptado a una barcaza, que inyecta un chorro de agua a presión combinado con un efecto de succión dado por la salida de aire comprimido, este dispositivo forma la zanja y la limpia, desalojando el material del lecho marino que se encuentra en la parte de abajo de la tubería. A continuación la tubería por su propio peso es alojada en el fondo de la zanja, la profundidad promedio a la que se entierran las tuberías es de 1 m, medido a partir del paño superior del tubo.

j) Prueba de la línea Una vez instalados los sistemas o arreglos de tuberías (linea regular y tuberías sobre cubierta), estos deben probarse hidrostaticamente, las cuales comprenden las actividades de presurización y prueba de servicio. La prueba se hace por separado para la tubería regular y para las instalaciones sobre cubierta. La prueba se inicia llenando la tubería con agua de mar filtrada, por medio de bombas, mangueras, y medidores adecuados (debidamente certificados), que garanticen el perfecto llenado del sistema (sin bolsas de aire). Después de llenado el sistema, se somete a la presión de prueba que estará de acuerdo a los códigos ANSI B31.3 y B31.8, donde se establece que la presión de prueba deberá mantenerse por un tiempo suficiente, mayor de 10 minutos para determinar fugas en la tubería sobre cubierta y mayor de 4 horas para la línea regular. Normalmente, esta presión es de 1.5 y 1.25 veces la presión máxima de diseño con la que va a trabajar la tubería. Por lo tanto parte de la tubería será probada hidrostaticamente a 184.5 kg/cm2 y la otra parte de tubería del sistema se probara hidrostaticamente a 337.5 kg/cm2 (Ver Dibujo No. N-F.33682-1812-00-101).

k) Reparación La compañía constructora deberá tener cuidado durante esta fase, procurando el mínimo de detalles a corregir para el correcto funcionamiento de la línea.

l) Limpieza de tuberías Consiste en el desalojo de agua utilizada en la prueba de las líneas y elementos de limpieza colocados al inicio del tendido de la tubería, se realiza aplicando aire comprimido por la interconexión submarina haciendo correr un émbolo tipo bala (“poly pig”) que desaloja el agua por el otro extremo de la tubería.

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Descripción del

m) Certificación de materiales, equipo y construcción

Debido a que Pemex Exploración y Producción tiene la misión de desarrollar proyectos de construcción que respondan a las exigencias operativas de los procesos, dentro de un estricto marco de seguridad industrial y protección ecológica, es necesario realizar una certificación completa de los materiales, del equipo y de la construcción. 2.2.5 ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 2.2.5.1 PROGRAMA DE OPERACIÓN Los programas de operación para el ducto contemplado en este proyecto estarán en función de los requerimientos de crudo para consumo nacional y exportación; a continuación se proporcionan las características con la que operara el ducto:

“Gasoducto B.N. de 8” � x 0.6 km de la plataforma CHUC-1 hacia la interconexión de la línea submarina de 16” � de PTB Inyección de Agua a la plataforma CHUC-B” La operación de este gasoducto transportará gas amargo desde el 4o disparo de la línea

submarina de 16” � de PTB Inyección de Agua a la plataforma CHUC-B hacia la plataforma CHUC-1, de acuerdo a las siguientes condiciones de operación ver Tabla II.4.

Tabla II.4. Condiciones de operación para el gasoducto de 8”.

“Ingeniería para la construcción de Gasoducto B.N. de 8” � x 0.6 km de la plataforma CHUC-1 hacia la interconexión de la línea submarina de 16” � de PTB Inyección de Agua a la plataforma

CHUC-B” Servicio Amargo

Gasto (máximo / normal / mínimo) 150 / 140 / 70 MMPCD (Mil Millones de pies cúbicos por Día)

Presión (máximo / normal / mínimo) 225 / 220 / 120 kg/cm2

Temperatura (máximo / normal / mínimo) 58 /35 / 27 oC

H2S (máximo / normal / mínimo) 10 / 8 / 5 ppm

Fluido Gas amargo

PEMEX, 2003.

2.2.5.2 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

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Descripción del

Pemex Exploración y Producción cuenta con un programa general de mantenimiento a instalaciones marinas, que permite incrementar la eficiencia en la operación de las instalaciones, cumplir con los compromisos de producción adquiridos, brindar seguridad industrial a la infraestructura y protección ambiental al entorno marino en el que se desenvuelven estas acciones. El programa de mantenimiento de la línea comprende las siguientes fases:

a) Inspección del Ducto b) Mantenimiento preventivo c) Mantenimiento correctivo

A continuación se describen cada uno de estos programas.

a) Inspección del Ducto

�� Inspección indirecta y levantamiento de ductos, cruces e interconexiones (frecuencia: anual):

�� Barco

�� Equipo de buceo

�� Water blaster

�� Inspección de ductos ascendentes (frecuencia: anual):

�� Barco

�� Equipo de buceo

�� Inspección interior con diablo instrumentado (frecuencia: anual):

�� Esta inspeccion del ducto no se considera, ya que no habrá trampa de diablos.

�� Monitoreo de protección catódica (frecuencia: 3 veces al año):

�� Barco

�� Buceo de superficie

i. datos generales del proyecto,...

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