INFORME TÉCNICO DE LA OPCIÓN CURRICULAR EN LA …
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL UNIDAD PROFESIONAL INTERDISCIPLINARIA DE BIOTECNOLOGÍA TÍTULO DEL TRABAJO: TRAZO Y CARACTERIZACIÓN DE LAS FRANJAS DE DESARROLLO DEL SISTEMA DE PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA, ETAPA II INFORME TÉCNICO DE LA OPCIÓN CURRICULAR EN LA MODALIDAD DE: PROYECTO DE INVESTIGACIÓN QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERA AMBIENTAL PRESENTA: PALOMA ARGELIA GUTIÉRREZ RUIZ DIRECTOR EXTERNO: DR. ARTURO MEJÍA RAMÍREZ DIRECTOR INTERNO: INGENIERO JORGE CUAN SÁNCHEZ México, D. F. Mayo de 2006
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAUNIDAD PROFESIONAL INTERDISCIPLINARIA DE B
TÍTULO DEL TRABAJO: TRAZO Y CARACTERIZACIÓN DE LAS FRA
DESARROLLO DEL SISTEMA DE PEMEXPETROQUÍMICA BÁSICA, ETAPA
INFORME TÉCNICO DE LA OPCIÓN CURRICULARPROYECTO DE INVESTIGACI
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DINGENIERA AMBIENTAL
PRESENTA: PALOMA ARGELIA GUTIÉRREZ R
Méxic
L IOTECNOLOGÍA
NJAS DE GAS Y
II
EN LA MODALIDAD DE: ÓN
E
UIZ
DIRECTOR EXTERNO: DR. ARTURO MEJÍA RAMÍREZ DIRECTOR INTERNO: INGENIERO JORGE CUAN SÁNCHEZ
o, D. F. Mayo de 2006
ÍNDICE 1. Introducción.....................................................................................................................1
1.1. Antecedentes.........................................................................................................4
1.1.1. El Sistema de Información Geográfica .........................................................4
1.1.2. Aplicación en Sistemas de Ductos................................................................5
2. Justificación.....................................................................................................................5
3. Hipótesis.........................................................................................................................6
4. Objetivos.........................................................................................................................6
4.1. General...................................................................................................................6
4.2. Particulares............................................................................................................6
5. Metodología....................................................................................................................7
5.1. Detección de Ductos .............................................................................................7
5.1.1. Elaboración de perfiles transversales en Franja de Desarrollo del
Sistema..........................................................................................................7
5.1.2. Selección y ubicación de Áreas para el Desarrollo de Perfiles
Transversales del Franja de Desarrollo del Sistema en
campo..........................................................................................................10
5.1.3. Criterios para Determinar el Ancho de la Franja de Desarrollo del Sistema
conforme a la “NRF-030-PEMEX-2003. Diseño, construcción, inspección y
mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de
hidrocarburos...............................................................................................10
5.2. Geoposicionamiento.............................................................................................11
5.2.1. Levantamiento de la información en campo................................................12
5.3. Trayectoria. Proceso de Trazo.............................................................................13
5.3.1. ArcView 8.3.................................................................................................13
5.3.2. Crear Proyecto en ArcView 8.3 (ArcMap) ..................................................15
5.3.3. Propiedades de la vista...............................................................................15
5.3.4. Archivos base para gabinete.......................................................................15
5.3.5. Proceso.......................................................................................................17
5.3.5.1. Preparar información de campo.........................................................17
5.3.5.2. Cálculo de kilometrajes reales............................................................17
5.3.5.3. Trazo del eje del ducto.......................................................................17
5.3.5.4. Polígono de la Franja de Desarrollo del Sistema...............................17
5.3.5.5. Polígono de cruzamiento....................................................................17
1
5.4. Caracterización....................................................................................................18
5.4.1. Parámetros de Dibujo, Diseño y Presentación para la Elaboración de
Perfiles Transversales de la Franja de Desarrollo del Sistema en
Gabinete......................................................................................................18
5.4.1.1. Parámetros de dibujo.........................................................................18
5.4.2. Formato de Técnicas y distribución de fotografías y video ........................18
5.4.2.1. Encabezados...................................................................................18
5.4.2.2. Cuerpos de la foto...........................................................................19
5.4.2.3. Cuadros de datos............................................................................19
5.4.2.4. Integración.......................................................................................20
5.4.3. Técnicas de campo.....................................................................................20
5.4.3.1. Fotografía digital..............................................................................20
5.4.3.2. Video digital.....................................................................................20
6. Resultados y Análisis....................................................................................................21
6.1. Perfiles transversales de la Franja de Desarrollo del Sistema.............................22
6.1.1. Perfil transversal del Derecho de Vía_1......................................................22
6.1.2. Perfil Transversal del Derecho de Vía_2.....................................................23
6.2. Geoposicionamiento. Levantamiento de la información en campo......................24
6.3. Proceso de Trazo.................................................................................................25
6.3.1. DDV.............................................................................................................25
6.3.2. DDV_EJE....................................................................................................26
6.3.3. POSTES......................................................................................................27
6.3.4. CORTE DDV...............................................................................................27
6.3.5. RECTIFICADORES.....................................................................................28
6.3.6. CRZ_PTO....................................................................................................28
6.3.7. CRUZAMIENTOS........................................................................................29
6.3.8. CRZ_EJE.....................................................................................................30
6.3.9. INSTALACIONES........................................................................................30
6.4. Caracterización....................................................................................................31
6.4.1. Postes de protección catódica.....................................................................31
6.4.2. Camino pavimentado...................................................................................32
6.4.3. Válvula de seccionamiento..........................................................................32
6.5. Entrega final de datos para la integración en el Sistema de Identificación de
Instalaciones y Activos...........................................................................................33
7. Integración de la Información al Sistema de Identificación de Instalaciones y
Activos...........................................................................................................................34
2
8. Aplicación del Proyecto a la Evaluación de Impacto Ambiental....................................36
8.1. Formato de la Guía de Evaluación de Impacto Ambiental.....................................36
8.2. Apéndices de la Guía para elaborar el Informe Preventivo y las Manifestaciones
de Impacto Ambiental modalidad particular y regional de proyectos
petroleros...............................................................................................................40
9. Análisis de Riesgo.........................................................................................................43
9.1. Evaluación de Proyectos........................................................................................45
9.2. Atlas de Riesgo......................................................................................................48
10. Conclusiones.................................................................................................................50
11. Sugerencias..................................................................................................................51
12. Abreviaturas..................................................................................................................52
13. Bibliografía....................................................................................................................54
ÍNDICE DE TABLAS 1. Tabla1. Relación de los diámetros de los ductos con el ancho del Derecho de
Vía.................................................................................................................................11
2. Tabla2. Catálogo de postes dentro del Derecho de Vía...............................................18
3. Tabla3. Catálogo de cruzamientos con el Derecho de Vía...........................................19
4. Tabla4. Formato de la Guía..........................................................................................36
5. Tabla5. Guía para la Evaluación de Impacto Ambiental...............................................37
ÍNDICE DE FIGURAS 1. Fig1. Sistema de localización RD4000...........................................................................7
2. Fig2. Barridos Pasivos....................................................................................................8
3. Fig3. Búsqueda inductiva................................................................................................8
4. Fig4. Detección por Conexión Directa............................................................................9
5. Fig5. Lectura de la profundidad......................................................................................9
6. Fig6. Equipo de geoposicionamiento marca NAVCOM................................................12
7. Fig7. Ventanas del programa ArcMap-ArcView............................................................13
8. Fig8. Ventanas del programa ArcCatalog-ArcView.......................................................14
9. Fig9. Ventanas del programa ArcToolbox-ArcView......................................................14
10. Fig10. Ubicación de los Derechos de Vía.....................................................................21
11. Fig11. Perfil Transversal en Área de Campo................................................................22
12. Fig12. Perfil Transversal en Autopista..........................................................................23
13. Fig13. Datos crudos de geoposicionamiento................................................................24
14. Fig14. Datos crudos de un corte transversal................................................................25
3
15. Fig15. Derecho de vía...................................................................................................25
16. Fig16. Eje del derecho de vía.......................................................................................26
17. Fig17. Postes del derecho de vía..................................................................................27
18. Fig18.Corte transversal del derecho de vía..................................................................27
19. Fig19. Rectificador........................................................................................................28
20. Fig20.Cruzamiento punto..............................................................................................28
21. Fig21. Cruzamiento de carretera y terreno natural.......................................................29
22. Fig22. Eje en un cruzamiento.......................................................................................30
23. Fig23. Instalaciones Trampa de Recibo de Diablos y Trampa de Envío de
Diablos..........................................................................................................................30
24. Fig24. Instalación Válvula de Seccionamiento..............................................................31
25. Fig25. Poste de protección catódica.............................................................................31
26. Fig26. Camino pavimentado.........................................................................................32
27. Fig27. Válvula de Seccionamiento................................................................................32
28. Fig28. DDV_1 y DDV_2 (Derecho de Vía)....................................................................33
29. Fig29. Cambio del Derecho de vía................................................................................34
30. Fig30. Fotografía satelital del derecho de vía 1............................................................35
31. Fig31. Organigrama para el Análisis de Riesgo Total...................................................44
32. Fig32. Aplicación del Integrity Assessment Program para el Análisis de Riesgo
Total..............................................................................................................................45
33. Fig33. Gráfica del incremento en la profundidad de la línea.........................................46
34. Fig34. Gráfica del reemplazo de Tubería......................................................................46
35. Fig35. Gráfica de la disminución de presión.................................................................47
36. Fig36. Gráfica de prueba hidrostática...........................................................................47
37. Fig37. Grafica de ILI......................................................................................................48
4
38. Fig38. Atlas de Riesgo..................................................................................................49
1. INTRODUCCIÓN
El histórico y complejo mundo de la industria petrolífera mexicana incorporó, a lo
largo de varias décadas, territorios estratégicos que contaban con materias primas
(petróleo y gas natural) y las vinculó con las unidades y complejos de producción, con las
zonas de consumo nacionales y con los centros de exportación a través de un sistema de
líneas de distribución y transporte de ductos (de varios diámetros). Las ventajas
competitivas que presentaron estos espacios estimularon el interés de los círculos
oficiales, sobre todo a partir de los años setenta en que surge la necesidad de organizar el
sistema económico y social de México, que ante la crisis incipiente demandó una mayor
participación pública. Con este fin se gestionaron diversas acciones políticas destinadas a
relocalizar actividades productivas mediante una estrategia que contempló el desarrollo
regional sustentado en la combinación de sus recursos energéticos, y grandes inversiones
en obras de infraestructura y programas urbano-industriales.
Petróleos Mexicanos (PEMEX) es una empresa estatal a cargo del aprovechamiento
de la riqueza petrolera de México y está integrada por un nivel corporativo, cuatro
organismos subsidiarios y siete filiales petroquímicas. Pemex extrae petróleo y gas,
procesa y distribuye en el país productos refinados del petróleo, gas y productos
petroquímicos que comercializa en el mercado nacional y en el exterior.
La conducción central y la dirección estratégica de la empresa, están a cargo del
corporativo, el cual además, es responsable de asegurar la integridad y unidad de acción
de la misma.
Las subsidiarias de Pemex son las siguientes:
Pemex Exploración y Producción (PEP)
Pemex Refinación (PR)
Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB)
Pemex Petroquímica (PPQ)
Pemex Gas y Petroquímica Básica se encarga del procesamiento del gas natural y
los líquidos del gas natural; transporta, distribuye y comercializa gas natural y gas licuado,
así como diversos productos petroquímicos básicos. Esta subsidiaria se encuentra
dividida en 14 sectores distribuidos en todo el país, los cuales cuentan con sistemas de
transporte del producto por medio de ductos y sus respectivas instalaciones.
Durante las diferentes etapas del desarrollo petrolero pero sobre todo entre 1972 y
1982, el medio natural experimentó una nueva fase de deterioro, debido a que el
crecimiento tan acelerado dejó en segundo término la protección ambiental. La apertura
con que se llevaron a cabo estas actividades en la época del auge, y la absoluta prioridad
51
otorgada a la producción, determinaron la despreocupación casi total de los aspectos
físicos ambientales, de tal suerte que las tierras bajas e inundables se visualizaron solo
como obstáculos y frenos al desarrollo petrolero, generándose impactos que, en muchos
casos, persisten hasta la actualidad.
La problemática que actualmente se presenta en el país con respecto a la
contaminación ambiental, este proyecto se enfocará a los accidentes en ductos
responsabilidad de Pemex, los cuales se han suscitado con mayor frecuencia, los cuales
representan un gran riesgo a la industria, a la sociedad y al medio ambiente, por lo que es
necesaria la contribución de herramientas que nos ayuden a contrarrestar el daño al
medio en donde nos desarrollamos.
Según información oficial del Programa de Investigación y Desarrollo de Ductos, del
Instituto Mexicano del Petróleo, de los 54,000 kilómetros de ductos que Pemex usa para
transportar petróleo crudo, gas natural, gas amargo, gas dulce, gasolina, diesel y otros
productos refinados, la mitad representan un grave riesgo pues ya cumplieron su vida útil
o incluso superan los 30 años de operación.
Esta serie de fugas e incidentes, presentados principalmente en Veracruz,
Campeche y Tabasco, han afectado en repetidas ocasiones con daños irreversibles al
medio ambiente, provocando un decremento de la salud, de la naturaleza y de la
economía debido a la falta de prevención y mantenimiento, fallas en la operación y en el
poco cuidado en el manejo de sustancias peligrosas.
Entre los más significativos tenemos los ocurridos:
El 1º de octubre de 1995, derrame de combustóleo crudo que se expandió sobre
el arroyo Tepeyac, del ducto de 16” de diámetro Los Cocos-Nanchital, Veracruz.
En diciembre de 1998, un incendio a la altura de la colonia Los Mangos, por fuga
de derrame en el oleoducto de 12” de diámetro Los Cocos-Nanchital, Veracruz.
El 17 de abril de 2001, fuga de la válvula de compuerta de la tubería de 30” de
diámetro en el tramo Nuevo Teapa-Poza Rica, con dirección a la
desembocadura del río Coatzacoalcos, Veracruz, tragedia que provocara un
derrame de 5 millones, 400mil litros de petróleo crudo, cuya mancha invadió
4km, afectando el entorno ecológico, al medio ambiente y a aproximadamente
400 familias.
La Balastrera, Veracruz, 5 de junio 2003. explotan dos ductos, uno de gas y otro
de hidrocarburos.
El 26 de junio de 2004, derrame de petróleo crudo, PEMEX Refinación, Sector
Minatitlán, estación de medición, distribución y bombeo, Nuevo Teapa, Municipio
de Coatzacoalcos, Veracruz, petróleo crudo sin cuantificar,
62
Cunduacán, Tabasco. 31 de diciembre 2004. derrame de crudo. La Procuraduría
Federal de Protección Ambiental (PROFEPA) clausura el oleoducto al constatar
corrosión.
El 23 de enero de 2005, derrame de un gasolinoducto de 20 pulgadas, de catus
Chiapas al complejo petroquímico cangrejero, el cual provocó un derrame de
gasolina nafta, conocida como gasolina primaria, derrame que llegó al arroyo de
aguadulcita.1
Cabe resaltar que el transporte de hidrocarburos y sus derivados, es mejor por
medio de ductos debido a que es más rápido, eficiente, menos peligroso que si se
transportara en pipas (como se hacía antes de contar con los ductos), hay más control del
producto, en fin, engloba muchas ventajas este tipo de transporte y es por eso que se
debe contar con herramientas necesarias para su mejor uso, mantenimiento y como un
sistema de prevención.
Por las razones ya mencionadas, Pemex Gas y Petroquímica Básica se ve en la
necesidad de contar con información precisa, confiable y oportuna, lo cual ha dado lugar a
la utilización de tecnología de punta para la ubicación, geoposicionamiento y
caracterización de los ductos y Derechos de Vía de la industria petrolera. Es por esto que
para la obtención del trazo de los ductos es necesario el uso de equipo de
posicionamiento global de corrección diferencial en tiempo real, en donde a partir de los
datos obtenidos en campo, se elaborarán las Trayectorias Reales de los ductos con los
puntos geoposicionados de la detección de estos a cada kilómetro o cruzamiento con vías
de comunicación o cuerpos de agua; con el equipo de detección, se elaboran los perfiles
transversales, todo esto se apoya de evidencias videográficas y fotográficas de las
características principales de instalaciones en los DDV’s.
Con el trazo real y características de los Derechos de Vía que alojan ductos e
instalaciones de PGPB, se tienen grandes ventajas, ya que ayuda para la toma de
decisiones en caso de presentarse algún incidente e incluso realizar estudios de
afectaciones, como se ha demostrado en los últimos eventos que han acontecido en los
ductos de Petróleos Mexicanos o para cualquier otro inconveniente que se tenga al operar
este sistema de transporte de hidrocarburos.
Este proyecto fue fraccionado en varias etapas debido a que se encuentra dividido
en varios sectores, de los cuales pertenecen a la región sur: Nuevo Pemex, Cárdenas,
Minatitlán, Veracruz y Mendoza; por lo tanto, al haberse realizado el trazo y la
caracterización de los primeros sectores, en esta segunda etapa se abarcará el trazo de
1 PEMEX, Seguridad, Salud y Medio Ambiente, 2002
73
los ductos en Tlaxcala, que se ubica en la zona centro para continuar con la recopilación
de información para la subsidiaria Pemex Gas y Petroquímica Básica.
1.1. Antecedentes
A finales de 1998 y como parte del proceso de planeación estratégica, Base de
Datos Espacial del Sistema Corporativo de Información Geográfica-SICORI dio un giro
radical en lo referente al Sistema de Información Geográfica (SIG). La tecnología y los
usuarios demandaban una manera diferente de trabajar, por un lado los usuarios solo
podían hacer uso de la información en las instalaciones de SICORI o de manera impresa
y por otras, se requerían grandes equipos de cómputo y tiempo considerable para
procesar la información.
La decisión fue construir una Base de Datos Espaciales (BDE) apegada a
estándares internacionales permitiendo manejar un esquema diferente de acceso de
información, optimizando la funcionalidad y el desempeño.
1.1.1. El Sistema de Información Geográfica.
Un SIG es un sistema informático que permiten almacenar, recuperar, editar,
mantener, analizar y generar salidas de datos geográficamente referenciados en formatos
geográficos y no geográficos, todo esto mediante la utilización de una herramienta
tecnológicamente avanzada que permita establecer la relación entre los datos gráficos y
alfanuméricos, no solo como atributos, sino en el espacio geográfico para poder realizar
análisis espacial.
El análisis espacial se basa en la relación que existe entre los diferentes
elementos contenidos dentro del espacio geográfico, esta relación es conocida como
Topología de tal forma que cada elemento reconoce donde se encuentran los demás y a
su vez estos saben donde se encuentra él; utiliza operadores espaciales los cuales
permiten establecer si estos están fuera o dentro, tocando o cruzando el elemento en
cuestión y de esta forma generar los análisis supuestos que permitan plantear escenarios
para la toma de decisiones.
Los principales componentes del SIG son el software, el hardware, las
comunicaciones, la información y los usuarios.
La Base de Datos Espacial se puede accesar desde cualquier punto de la
República Mexicana donde se encuentre un nodo de conexión a la red Privada de Pemex,
la consulta es en tiempo real y el tiempo de respuesta depende básicamente del equipo
donde está siendo consultada la información, ya que el procesamiento y visualización de
los gráficos dependen del equipo y software que esté utilizando.2
2 Zenteno, 2002
84
1.1.2. Aplicación en Sistema de Ductos
En primera instancia se cuenta con la base cartográfica la cual permite analizar el
trazo, zonas urbanas a lo largo del mismo, posibles obras especiales y características de
las mismas, ya que los elementos de esta base, tienen asociados sus atributos
permitiendo conocer en un momento dado si la carretera es de dos o mas carriles, si es
pavimentada o no y de hecho, se puede saber si es administrada por el estado, la
federación o es particular. También se cuenta con otros elementos como son los sensores
remotos o imágenes de satélite, que son algunos pequeños procesos que dan la
apariencia de una fotografía aérea y se puede identificar el tipo de terreno por el que
cruzará la línea, si es de siembra, boscoso o pantanoso.
Para cubrir los requerimientos gubernamentales en materia ambiental, es posible
elaborar espaciomapas para análisis de impacto a las zonas aledañas a la construcción u
operación del ducto.3
2. JUSTIFICACIÓN
En últimos años, se han presentado diversos accidentes referentes a ductos,
ocasionando problemas de tipo ambiental, de salud y económicos. Estos incidentes ha
sido causa de la vida útil de los ductos, por lo que es necesario enfatizar los programas de
prevención que respalden la toma de decisiones en caso de presentarse las dificultades
ya mencionadas; es por eso, que a través de nuevos y modernos proyectos, así como la
actualización de éstos, se puede mitigar el daño ambiental y socioeconómico, además
que el hombre siempre busca alternativas para hacer mas rápida y eficiente los estudios
refiriéndose en este caso a los de tipo ambiental.
Por lo consiguiente, debido a que el transporte en ductos de los hidrocarburos y sus
derivados es más seguro y eficaz, es necesario contar con herramientas que mejoren la
seguridad, salud y protección ambiental a través del conocimiento de las coordenadas de
los ductos para mejorar la toma de decisiones y atender los ductos de mayor riesgo, así
como para su mantenimiento y su rápida localización de los tramos en caso de
presentarse alguna deficiencia.
3 Mena & López, 2004
95
3. HIPÓTESIS
A través del trazo y caracterización de las franjas de desarrollo del sistema de
Pemex Gas y Petroquímica Básica, es decir, de la obtención de la trayectoria y la
operación del ducto se podrá prever y mitigar el impacto al Medio Ambiente, pues se
podrán tomar decisiones con mayor eficacia, en especial con respecto a los accidentes
que se han suscitado.
4. OBJETIVOS
4.1. General
Desarrollar una herramienta que contribuya al estudio de las afectaciones e
Impactos ambientales causados por la operación de los ductos responsabilidad
de Pemex Gas y Petroquímica Básica.
4.2. Particulares
Obtención de la trayectoria real de los derechos de vía responsabilidad de
Pemex Gas y Petroquímica Básica a partir de la detección y geoposicionamiento
de los ductos incluidos en el mismo, caracterización de las instalaciones de
derechos de vía y activos de la subsidiaria para su inclusión en un sistema de
información geográfica denominado Sistema de Identificación de Instalaciones y
Activos
Proponer una serie de mejoras a los procedimientos y actualizaciones continuas
de un sistema de información geográfica para la toma de decisiones.
Plantear acciones específicas que apoyen a la toma de decisiones en la
previsión de riesgos y accidentes.
106
5. METODOLOGÍA
Todo el proceso se realizará únicamente en los dos primeros Derechos de Vía
correspondientes al sector Tlaxcala, los cuales comienzan en el estado de Puebla,
Puebla. El primer Derecho de Vía comienza desde el municipio de “La Esperanza” y
termina ene. Municipio de “Quecholac” y el segundo Derecho de Vía comienza en el
Municipio de “Quecholac” y termina en el Municipio “Coyopotrero” (ver Fig28 y Fig29)
El sector Tlaxcala cuenta con más de 87 Derechos de Vía los cuales se
encuentran en el Estado de Tlaxcala, así como en Puebla, Veracruz, Hidalgo y Estado de
México, pero debido a la gran cantidad de información que se tiene, solo se manejará la
correspondiente a dos Derechos de Vía (ver Fig10).
5.1. Detección de Ductos
Descripción del equipo a utilizar: Radio Detection es un equipo localizador de
ductos, por medio de ondas electromagnéticas; así llamado por la frase Radio
Detection and Ranging (radios-determinación y medida de las distancias), que es
adoptado para determinar posición, distancia y otras características peculiares de
un objeto (en este caso de una línea).
El modelo utilizado fue el RD4000 (Fig1), el cual consta de un receptor y un
transmisor. A través de este equipo se detectarán los ductos así como las
profundidades de los mismos.
Figura1. Sistema de localización RD4000
5.1.1. Elaboración de perfiles transversales en Franja de Desarrollo del Sistema (FDS)
Métodos:
a) Barridos pasivos. Este método se lleva a cabo a través de un barrido del
campo solamente con la ayuda del receptor (ver Fig2). Para utilizar éste se
debe mantener el gráfico de barras en el display para notar cuando exista
alguna señal. Sostener el receptor, con la hoja en la dirección del movimiento
y haciendo un ángulo recto con toda línea que pueda cruzarse. Cuando la
respuesta del receptor aumente para indicar la presencia de una línea,
117
localícela con exactitud y marque su posición. En caso de que las líneas no
emitan señales eléctricas, cambie el receptor a “radio” (se escuchará un
sonido fuerte al localizar el ducto).
Figura2. Barridos pasivos
b) Detección por Inducción. Este método consiste en un barrido del campo de
estudio en el sentido longitudinal de los ductos a detectar (ver Fig3). El
transmisor induce una señal a las líneas conforme pasa sobre ellas y,
entonces, con el receptor a 20 pasos por adelante o por detrás del
transmisor, se detectan las líneas. Cuando el transmisor y el receptor estén
en línea, ambos operarios deberán avanzar en paralelo. El transmisor aplica
su señal a las líneas que se encuentren justo debajo de él, y el receptor las
localiza.
Figura3. Búsqueda inductiva
128
c) Conexión Directa. En la siguiente figura se muestra este método, en donde el
transmisor se conecta directamente a la línea objetivo mediante un cable de
conexión directa y unas pinzas cocodrilo a un poste de protección catódica
8en este caso como se muestra en la Fig4). Mediante la inyección de
corriente eléctrica en pequeñas cargas al ducto, el transmisor induce una
señal a la línea a través de postes de toma de potencial, respiraderos y otros
puntos de acceso a la tubería, por lo que el ducto genera un campo
electromagnético, el cual es captado por el receptor.
Poste de protección catódica
Figura4. Detección por Conexión Directa
Después se miden las distancias entre ejes de tuberías, así como la
separación de los ejes de los ductos en los extremos y los postes de límites
de la FDS. Posteriormente se realizaron los perfiles transversales (lecturas
de profundidad del ducto con el dispositivo RD40004 como se muestra en la
Fig5).
110 cm.
RDisplay del transmisor en: cm. o in según desee el usuario
I
Campo electromagnético
Figura5. Lectura de la profundidad
4 La medida de profundidad toma como referencia el centro de la tubería.
139
Geoposicionar (dispositivo de corrección diferencial en tiempo real marca
NAVCOM) los elementos que se requieran, entre ellos los ductos ya
detectados.
Con los datos obtenidos en campo, como son las distancias (separación entre
ductos y profundidades de los mismos), ancho de la FDS y topología del
terreno, se procede a trazar los Perfiles Transversales en el programa de
dibujo AUTOCAD (ver Fig11 y Fig12)
5.1.2. Selección y ubicación de Áreas para el Desarrollo de Perfiles Transversales de
la Franja de Desarrollo del Sistema en campo
Se realizaron perfiles transversales a cada Km., así como en cada uno de los
cruces de camino, carretera, autopista o vía férrea y terreno natural.
5.1.3. Criterios para Determinar el Ancho de la Franja de Desarrollo del Sistema
conforme a la “NRF-030-PEMEX-2003. Diseño, construcción, inspección y
mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de
hidrocarburos”.
En este apartado, tomando como referencia la NRF-030-PEMEX-2003, se
determinará el ancho de la FDS con base al diámetro de los ductos alojados en
dicha franja. Conociendo los diámetros de los ductos contenidos en la FDS, así
como la distancia de separación entre ellos, se procederá a seleccionar la
distancia de separación entre los ductos de los extremos y los postes que
delimitan la FDS.
Todos ductos alojados en la franja deberán cumplir con las distancias
señaladas por la norma en ambos extremos de cada ducto.
A continuación se presenta la tabla1 de las distancias mencionadas en la
Tabla 5 del apartado 8.1.11.1 de dicha Norma.5
5 NRF-030-PEMEX-2003. Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos.
1410
Tabla1. Relación del diámetro de los ductos con el ancho del DDV (derecho de vía).
ANCHO DEL DERECHO DE VÍA (METROS) DIÁMETRO (PULG.) A B C
DE 4 A 8 10 3 7
DE 10 A 18 13 4 9
DE 20 A 36 15 5 10
MAYORES DE 36 25 10 15
A = Ancho del total de la FDS. B = Ancho de la zona de alojamiento del material producto de excavación, medido desde el centro de la zanja. C = Ancho de la zona de alojamiento de la tubería durante el tendido, medido desde el centro de la zanja.
5.2. Geoposicionamiento
Es una herramienta de la Cartografía Digital, capaz de satisfacer la determinación
exacta de posiciones, velocidad y tiempo, en un sistema de referencia común, en o
cerca de la tierra, para cualquier condición climática. Su función principal en la
cartografía es la de ser una fuente de datos digitales georeferenciados fácilmente
integrables a las capacidades de administración de los Sistemas de Información
Geográfica.
Descripción del Sistema de captura de datos geográficos:
NAVCOM (ver Fig6). Herramienta que permite capturar las coordenadas
geográficas para la ubicación de cualquier punto sobre la tierra con gran exactitud.
El equipo realiza una corrección diferencial6. Una solución en tiempo real es ideal
para realizar levantamientos que requieran de navegación y reconocimiento
preciso.
El sistema mapa móvil, es la integración de tres herramientas fundamentales en la
tecnología SIG, un receptor de Sistema de Posicionamiento Global (GPS),
programa SIG móvil y una computadora de bolsillo (PDA).
En la PDA se creará una Base de Datos o Layer especial para levantar la
información de campo.
6 La corrección diferencial es el proceso en el cual se sitúa un receptor en un punto conocido, llamado "estación base", y se utilizan estos datos recogidos para calcular las correcciones en cada instante dadas las coordenadas precisas de la estación. La posición incógnita de otro receptor ubicado en una "estación móvil" (denominado también estación remota) puede mejorar la precisión de su posición aplicando aquellas correcciones.
1511
Figura6. Equipo de geoposicionamiento marca NAVCOM
5.2.1. Levantamiento de la información en campo.
Se conectó el cable de interfase que se proporciona con el equipo al NAVCOM
y el otro extremo del cable se conectó a la PDA. Posteriormente se encendió el
receptor (NAVCOM). Posteriormente esperamos a que la antena reciba la
señal de 3 o más satélites. Ya estabilizada la señal, se geoposicionaron los
postes de límites, corte de terreno o puntos de localización de los ductos, para
determinar la topografía del terreno en la sección transversal de la FDS ó
cualquier otro punto que se haya considerado para delimitar la Franja de
Desarrollo del Sistema.
Nota. A cada 500m se geoposicionó el PD (punto sobre ducto) que se está
siguiendo (especificación de la subsidiaria Pemex Gas y Petroquímica Básica) el
cual nos trazará un eje en el Derecho de Vía.
1612
5.3. Trayectoria. Proceso de Trazo
5.3.1. ArcView 8.3
ArcGis, constituye una solución completa que se adapta a las
necesidades de cualquier usuario cuya unión de productos
constituyen un sistema de información geográfica completo.
El conjunto escalable de productos permite al usuario generar, importar, edita,
consultar, cartografiar, analizar y publicar información geográfica.
ArcReader: es una aplicación que nos permite solo visualizar, explorar e imprimir mapas
ya creados.
ArcView: contiene funciones avanzadas de visualización, análisis y consulta de datos, así
como la capacidad de editar y crear datos geográficos y alfanuméricos. Tiene tres
aplicaciones que permiten acceder a una gran variedad de funcionalidades que abarca
todos los campos de trabajo y procesamientos necesarios en un SIG (sistema de
información geográfico).
ArcMap: permite visualizar, consultar, editar y realizar análisis sobre nuestros datos.
Tiene un área principal llamada Vista o Map Display donde se visualizarán los layers
georeferenciados que se controlan desde una Tabla de contenidos (ver Fig7).
TABLA DE CONTENIDO
VISTA
Figura7. Ventanas del programa ArcMap-ArcView.
1713
ArcCatalog: Constituye un avanzado explorador de datos geográficos y
alfanuméricos, pensado para la visualización, actualización y documentación de la
información (ver Fig8).
Figura8. Ventanas del programa ArcCatalog-ArcView.
ArcToolbox: Es l a herramienta que permite la realización de conversiones entre
formatos, cambios de proyección y ajuste espacial (ver Fig9).
Figura9. Ventanas del programa ArcToolbox-ArcView
1814
ArcEditor: Abarca toda la funcionalidad presente en Arcview y añade además
herramientas para la edición multiusuario de geodatabase corporativa así como la
posibilidad de implementar topología basada en reglas.
ArcInfo: Complementa la funcionalidad del ArcEditor, incorporando funciones
avanzadas de geoprocesamiento, conversión de datos a otros formatos y sistemas de
proyección, así como toda la funcionalidad aportada por el entorno de comandos de
ArcInfo Workstation.7
5.3.2. Crear Proyecto en ArcView 8.3 (ArcMap)
El Proyecto o Mapa, es un archivo en el que se almacenará todo el trabajo que
se realiza con el SIG.
La pantalla principal, se divide en dos partes: una es la Tabla de Contenido
donde se almacenan los layers donde se trabajará y que contiene los símbolos
empleados para la representación de los elementos del tema y la Vista o
Ventana de visualización, donde se representa la “Cartografía” del proyecto, es
decir los mapas que contiene las distintas capas de información geográfica
(Cruzamientos, ejes, postes, etc.).
5.3.3. Propiedades de la vista
Se establecerán las propiedades de la Vista. Seleccionando el Sistema de
Coordenadas y las unidades de la cartografía así como las de distancia.
Una vez establecida el sistema de coordenadas, se establecerá la de la vista que
se trabajará en metros.
5.3.4. Archivos base para gabinete.
En primer lugar se deberá verificará que la información obtenida en campo
esté bien levantada para evitar cualquier error que se pueda crear durante el
proceso de trazo en gabinete (ver Fig13).
La información que se recolecta en campo se debe almacenar en un shp8
previamente creado (ver Fig14).
Los archivos base para gabinete son los necesarios para poder desarrollar el
proceso de Trazo.
7 IMP., Manual deProceso de Tazo 8 Shapes (shp). Archivos donde se generó una base de datos específico para cada grupo de información recolectado en campo y los necesarios para generar el trazo del Derecho de Vía.
1915
Son los siguientes:
SHAPES
o DDV. Se generará el polígono de la Franja de Desarrollo del Sistema del
derecho de vía, por medio de la detección y el geoposicionamiento de los ductos
(Fig15).
o DDV_EJE. Se generará el trazo del eje del ducto (este fue el ducto que se siguió
el cual fue solicitado por la subsidiaria y fue el GAS NATURAL de 30”) que se
siguió en campo utilizando como guía los shps que contengan puntos
geoposicionados sobre el ducto del trazo (Fig16).
o POSTES (tabla2). Puntos clasificados como postes (PPC-poste de protección
catódica, PKMA-poste kilometrero aéreo, PO-poste otro) en la base de datos de
campo propiedad de Pemex Gas y Petroquímica Básica. Estos fueron
geoposicionados y se encuentran dentro del Derecho de Vía (Fig17).
o CORTE DDV. Puntos clasificados como Perfiles (PER) en la base de datos de
campo. Estos son los perfiles transversales que se realizaron por medio de la
detección y geoposicionamiento de los ductos en cruzamientos (Fig18).
o RECTIFICADOR. Puntos clasificados como Casetas de rectificación (RPC) en la
base de datos de campo; estas casetas de igual manera se geoposicionaron y
también se localizan dentro del derecho de vía (Fig19).
o CRZ_PTO. Puntos clasificados como Cruzamientos puntuales (CE-línea eléctrica
de alta tensión, CO-cruzamientos otros) en la base de datos de campo; puntos
que fueron geoposicionados (Fig20).
o CRUZAMIENTOS (tabla3). Generan los polígonos de los cruzamientos. Estos
cruzamientos se refieren a los caminos vecinales, cuerpos de agua, etc., por
donde pasa el derecho de vía (Fig21).
o CRZ_EJE. Se generarán los ejes de los cruzamientos, es decir, se genera la
línea que recorre todo el derecho de vía incluyendo a los cruzamientos, esta
línea es el ducto que se siguió (ver Fig22).
o INSTALACIONES. Puntos clasificados como instalaciones (TED-trama de envío
de diablo, TRD-trampa de recibo de diablo, etc.) los cuales fueron
geoposicionados y se ubican en el derecho de vía (Fig23 y Fig24).
2016
5.3.5. Proceso
5.3.5.1. Preparar información de campo
Cotejar información de campo con una libreta donde se realizaron las
anotaciones pertinentes.
5.3.5.2. Cálculo de kilometrajes reales
Realizar el cálculo de Km. reales a todas las líneas auxiliares que se
trazaron y con todos los puntos que existan sobre el DDV.
Reproyectar posteriormente a Cónica de Lambert, para obtener las
distancias de los segmentos de línea.
5.3.5.3. Trazo del eje del ducto
Corrida de Diablo9.
Funcionará como eje del ducto y ya no será necesario generarlo con los
puntos levantados en campo.
Realizar el cálculo automatizado de distancias, la cual contendrá las
longitudes en metros de los segmentos de la línea. Esta mide el eje del
ducto.
5.3.5.4. Polígono de la Franja de Desarrollo del Sistema
Se trazará líneas tomando como guía el último punto del perfil para así
poderle hacer una copia paralela siguiendo la normatividad y teniendo como
base también la información proporcionada por el proceso de Detección y
Perfiles.
Una vez hecho el trazo, se ingresará la distancia establecida por la norma y
se unirán los vértices de las líneas para formar así el polígono de la FDS,
posteriormente se cerrará finalmente el polígono desde el inicio hasta el fin
del derecho de vía.
5.3.5.5. Polígono de cruzamiento
Se generarán las líneas que darán forma al polígono de cruzamiento, se
tomará como guía los puntos de los perfiles para hacer la primera línea que
definirá la dirección del cruzamiento.
9 Diablo”: término utilizado en la industria petrolera mexicana para identificar la herramienta o dispositivo empleado para limpieza o inspección interior de tuberías. El propósito fundamental de la inspección interior con equipo instrumentado en un ducto, consiste en detectar, localizar y cuantificar anomalías en la pared interna y externa por manufactura, servicio, así como las situaciones que presentan un riesgo potencial para la operación segura de la línea. Y para las personas que viven cerca de los DDV donde están alojados.
2117
5.4. Caracterización:
5.4.1. Parámetros de Dibujo, Diseño y Presentación para la Elaboración de Perfiles
Transversales de la FDS en Gabinete.
5.4.1.1. Parámetros de dibujo.
Todos los dibujos deberán de tener una cierta escala (las escalas se ajustan
para ser representadas en una hoja de tamaño carta) utilizando el programa
AutoCad_Map.
Para realizar el dibujo, se deberá de contar con los bloques correspondientes
a postes de límite, secciones de ductos, muros perimetrales, etc.
Todas las especificaciones para el tipo de cotas a utilizar, deberá ser
cargado a la Herramienta Dimensión Style Manager.10
5.4.2. Formato de Técnicas y Distribución de fotografías y videos.
5.4.2.1. Encabezados.
Constan de diferentes elementos que componen el DDV, kilómetro real, etc.; y
comprenden:
Instalaciones
Postes
Cruzamiento
Rectificadores
Catálogo de postes
El siguiente catálogo muestra las abreviaturas de los diferentes tipos de postes
que integran el DDV.
Tabla2. Catálogo de postes dentro del DDV (Derecho de Vía)
SIGLAS DESCRIPCIÓN
PKMA Poste kilometrero aéreo
PKM Poste kilometrero
PPC Poste de protección catódica
PF Poste de falla
PO Poste otro (Marcador, Imán, caramelo, etc.)
10 IMP., Manual de Trazo y Caracterización de FDS del Sistema PGPB., 2005.
2218
Catálogo de cruzamiento
En el siguiente cuadro, se muestran las siglas y la descripción de los diferentes
cruzamientos que se pueden encontrar a lo largo de los derechos de vía.
Tabla3. Catálogo de cruzamientos con el DDV (Derecho de Vía).
SIGLAS DESCRIPCIÓN
CC Camino pavimentado
CV Camino de terracería o vecinal
CA Cuerpo de agua (perenes)
Paso aéreo
Ductos (puntual)
CO
Cruzamiento otro
Acueductos (puntual)
CE Línea eléctrica de alta tensión
CF Vías de ferrocarril
5.4.2.2. Cuerpo de la foto.
Instalaciones, Postes y Rectificadores
En lo que respecta al cuerpo de las fotos, no llevan ninguna modificación o
anotación en éstas.
Cruzamientos
En el cuerpo de las fotos es necesario poner el paso del Derecho de Vía,
esto es con el dibujo de una línea segmentada que abarca el ancho de
este, en cada extremo se especificará a que margen corresponde tomando
como referencia la dirección de flujo del ducto que se va siguiendo.
5.4.2.3. Cuadro de datos.
Este cuadro se localizará debajo del cuerpo de la foto.
La forma en que se encuentran esta información es: latitud, longitud, minutos
y segundos, sector al que corresponde el DDV, etc.
Instalaciones
Postes
Cruzamiento
Rectificadores
2319
5.4.2.4. Integración
Estos tres elementos (encabezado, cuerpo de la foto y cuadro de datos) nos
permiten integrar la fotografía en Power Point.
5.4.3. Técnicas de campo
5.4.3.1. Fotografía digital
Al ir recorriendo el DDV, se tiene que fotografiar todas las instalaciones
(PGPB) que se encuentren dentro de éste, así como de postes,
cruzamiento y rectificadores.
5.4.3.2. Video digital
Los elementos que tienen que ser video grabados son los mismos a los que
se le sacaron fotografías, la elaboración de los videos son a través del
programa PINACLE STUDIO 8 y se elaborará un video por cada uno de
estos elementos (ver Fig25, Fig26 y Fig27).11
11 IMP., Manual de Procedimiento para elaboración de Perfiles Transversales en FDS, 2005.
2420
6. RESULTADOS Y ANÁLISIS
Los dos derechos de vías que se presentan a continuación (ver Fig10), corresponden
al Sector Tlaxcala y presentaron las siguientes características:
DDV_1. Comienza desde el Municipio La Esperanza y termina en el Municipio
Quecholac. El derecho de vía es compartido, es decir, se encuentran ductos
correspondientes a otra subsidiaria. La longitud del derecho de vía es de
29,581.03m.
DDV_2. Comienza desde el Municipio de Quecholac y termina en el Municipio
Coyopotrero. El derecho de vía es compartido. La longitud del derecho de vía es
de 45,270.31m.
En este caso se tomó como DDV_EJE al ducto “Gas Natural de 30in”, por ser el
solicitado por la subsidiaria.
PUEBLA,
DDV_1 y DDV_2
Figura10. Ubicación de los derechos de vía
Es importante resaltar que el nombre del sector en donde se encuentran los ductos no
significa que todos los derechos de vía se alojen en el estado de Tlaxcala, esto se puede
observar en la Fig10, pues el sector Tlaxcala también se encarga de la operación y
mantenimiento de los demás DDV’s residentes en otros estados.
2521
6.1. Perfiles transversales de la Franja de Desarrollo del Sistema.
En las figuras 11 y 12, se representan los cortes transversales en un área de campo y
una autopista respectivamente, en estas se puede apreciar en primer lugar el ancho
total del DDV, las distancias entre los ductos, la profundidad, el diámetro del ducto y el
ancho del DDV según sea el caso.
6.1.1. Perfil transversal del DDV_1
DDV 67 KM 0+000AREA DE CAMPO
Ancho mínimo No.03.0.02 : 44.13 m.Latitud: 20°61'20.651'‘ Longitud: 87°35'40.603''
5.00 (NRF-030)5.00 (NRF-030)
GAS NATURAL30"
PGPB
12"PR F.S.
LPG24"
PGPB20"PR 30"
PR
LIM
ITE F
DS
LIM
ITE F
DS
LIMITE
FD
S
1.61
1.87
3.40
Figura11. Perfil Transversal en Área de Campo
En la Fig11, se muestras la topografía del terreno en un área de campo; en el se
muestra en ducto que se sigue, el cual es el GAS NATURAL de 30”. Se observa
también que el límite del derecho de vía que se marca a través de los postes no
cumple con la norma, ya que un ducto queda fuera del límite de la FDS, por lo que se
le hace la recomendación a la subsidiaria de la ubicación que debería tener el poste
límite, este se encuentra identificado en la figura por las líneas punteadas.
Con la verificación en campo del ancho del Derecho de Vía, se puede determinar
la superficie que cubren estos DDV’s a nivel nacional y si se cumple con las
especificaciones de la norma “NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, construcción,
inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de
hidrocarburos”, que establece los anchos que deben de tener según el número de
ductos y su diámetro; esta información recolectada en campo no cumple con las
especificaciones de la norma, se procederá a localizar el límite de la Franja de
Desarrollo del Sistema o la distancia entre los ductos, según la norma ya citada, y esto
se realizará únicamente como una recomendación a la subsidiaria. Esto se realiza
26
2.25
1.77
5.74 3.86 5.97 10.38 1.79 3.41 5.0036.16
22
porque algunas veces los derechos de vía no cumple con la norma debido a que
algunos postes que delimitan el DDV son movidos por las personas que viven en los
alrededores, a veces se los llevan o simplemente el movimiento natural del terreno
modifica la ubicación original de los ductos.
6.1.2. Perfil Transversal del DDV_2
DDV 068 KM 0+000AUTOPISTA PUEBLA - ORIZABA
Ancho mínimo NRF-030 PEMEX-2003: 21.42 m.Latitud: 15°54’18.752” Longitud: 90°31’50.568”
195.00
2.57
3.92
3.89
9.2011.42
PR12" 24"
PR
23.19
PGPBLPG 24"
Fig12. Perfil Transversal en Autopista
En la Fig12, se muestra el derecho de vía que pasa por una autopista, en este
caso el los postes que delimitan la FDS si cumple con la norma, por lo que no se hace
ningún tipo de recomendación en este caso.
Los distintos tipos de métodos para la detección de los ductos en campo, se
selecciona el más adecuado dependiendo del tipo de terreno en el que se encuentre el
derecho de vía; lo anterior se debe a que en terreno natural resulta menos complicado
detectar las líneas en comparación con los cruzamientos como carreteras, pues al
presentar un armado de firme de concreto con varilla resulta complejo localizar los
ductos, por lo que se optara por seleccionar el método más adecuado.
27
LIM
ITE F
DS
LIM
ITE F
DS
5.00 (NRF-030)* 5.00 (NRF-030)*
7.9313.86
21.79
3.22
LIM
ITE F
DS
LIM
ITE F
DS
5.00 (NRF-030)*5.00 (NRF-030)*
23
6.2. Geoposicionamiento. Levantamiento de la información en campo.
En esta imagen (Fig13) se presentan la base de datos tomados en campo de la PDA
en el programa ArcPad; a estos se les conoce como datos crudos, en donde cada punto
está integrado por una base de datos específica por medio de los shapes. Estos datos en
crudo, son los puntos resultantes de las coordenadas geográficas obtenidos de los
geoposicionamientos.
Datos en crudo del geoposicionamiento
Figura13. Datos crudos de geoposicionamiento
Por otro lado en la Fig13 se puede observar que uno de los puntos geoposicionados
se sale del derecho de vía, por lo que es necesario verificar el error que se tuvo en el
mismo al capturar sus coordenadas geográficas en campo; sin embargo si el error no se
encontrara se regresaría a campo a recolectar de nuevo los datos de ese punto para
contar con la información adecuada para comenzar con el trazo del DDV
En la Fig14, se muestra un corte transversal de un cruzamiento, esto se observa por
la aglomeración de puntos geoposicionados, los cuales se señalan en la figura por el
letrero “Ducto que se geoposicionó”. Los puntos mostrados en la imagen son los
resultantes del geoposicionamiento de los mismos, que a su vez, al seleccionar uno de
ellos, se despliega una base de datos técnicos del ducto o DDV en cuestión.
2824
Ducto que se geoposicionó
Llenado de la base de dato
en la PDA
Figura14. Datos crudos de un corte transversal
6.3. Proceso de trazo.
6.3.1. DDV
DDV (Derecho de Vía)
Figura15. Derecho de vía
2925
Es importante resaltar que el ancho del derecho de vía no es de una forma
regular, el ancho del DDV varía debido a la topografía del terreno en donde se
construyó pues a veces, por ejemplo, los ductos rodean los lugares en donde el
acceso es imposible en línea recta o desfavorece tanto la construcción como el
mantenimiento y operación de los ductos, o por razones de la empresa un ducto se
abre y sale del derecho de vía y después de algunos kilómetros o metros el ducto se
reintegra al DDV, es por esto que no se puede definir una medida específica del
ancho de la FDS.
6.3.2. DDV_EJE
DDV_EJE (Derecho de Vía)
Figura16. Eje del derecho de vía
En la Fig16 se aprecia una línea en el centro del derecho de vía, esta fue
generada por los puntos que se geoposicionaron, recordemos que este eje es el
ducto GAS NATURAL de 30”; sin embargo, el trazo de este eje, se genera en el
programa con la ayuda de la corrida de diablos del ducto ya mencionado, esto es
por medio de un diablo instrumentado que pasa por el interior del ducto y este diablo
genera la forma que tiene el ducto. El trazo del eje se apoya en la forma que genera
la corrida de diablos, con el fin de generar con mayor exactitud la trayectoria real del
ducto.
3026
6.3.3. POSTES
POSTES
POSTES
Figura17. Postes del derecho de vía
6.3.4. CORTE DDV
CORTE_DDV (Corte transversal)
CORTE_DDV (Corte transversal)
Figura18.Corte transversal del derecho de vía
3127
6.3.5. RECTIFICADORES
RECTIFICADORES
Figura19. Rectificador
6.3.6. CRZ_PTO
CRZ_PTO (Cruzamiento punto)
Figura20.Cruzamiento punto.
3228
Es importante identificar los cruzamientos punto que se encuentren instaladas
sobre el eje del derecho de vías. En el caso de la Fig20 el cruzamiento punto es una
línea eléctrica de alta tensión, la cual puede causar una interferencia, ya que los
ductos cercanos a las instalaciones de transmisión de la fuente de corriente alterna
están expuestos a riesgos. Las áreas donde la corriente entra o se va del ducto
causan una pérdida severa en el metal como los arcos de carga eléctricos para o de
las líneas. El recubrimiento del ducto puede ser dañado por los efectos de la
interferencia de la corriente alterna
6.3.7. CRUZAMIENTOS
CRUZAMIENTO
CRUZAMIENTO
Figura21. Cruzamiento de carretera y terreno natural
La importancia de generar los polígonos de cruzamientos en el derecho de vía,
se debe al hecho de que al pasar cargas pesadas en los cruzamientos estos pueden
dañar las líneas inmersas en el DDV, lo cual se podría tomar en cuenta para la
construcción, mantenimiento o cualquier decisión que se contemple con respecto al
manejo de los ductos. De esta manera se disminuye la vulnerabilidad de los ductos.
3329
6.3.8. CRZ_EJE
CRZ_EJE
CRZ_EJE
Figura22. Eje en un cruzamiento
6.3.9. INSTALACIONES
INSTALACIONES
Figura23. Instalaciones de TRD y TED
3430
INSTALACIONES
Figura24. Instalación Válvula de Seccionamiento
6.4. Caracterización.
6.4.1. Poste de Protección Catódica
Figura25. Poste de Protección Catódica
3531
6.4.2. Camino pavimentado
Figura26. Camino Pavimentado
6.4.3. Válvula de Seccionamiento
Figura27. Válvula de seccionamiento
3632
Al realizar una caracterización, se contará con una evidencia del estado en el que se
encuentran los elementos que conforman el Derecho de Vía como son instalaciones,
cruzamientos, etc., para un mejor control de dichos componentes y cumplimiento de las
normas según sea el caso.
6.5. Entrega final de datos para la integración en el SIIA.
La EsperanzaQuecholac
Coyopotrero
DDV_2
DDV_1
Figura28. DDV_1 y DDV_2
En la Fig28 se observan los dos derechos de vía, que a pesar de pertenecer a
diferentes DDV tiene una continuidad con respecto a los ductos, pues estos no son
fragmentados y siguen una misma trayectoria. En esta figura también se muestran los
municipios que los delimitan.
El cambio de derecho de vía se puede observar en la siguiente figura (Fig29) en la
que se puede identificar el cambio de derecho de vía, ubicado el municipio de Quecholac,
pero se observa también la continuidad del eje del derecho de vía que corresponde al
ducto de GAS NATURAL de 30in.
3733
La Esperanza
Quecholac
Cambio de Cambio de DDV (Derecho DDV (Derecho
de Vía)de Vía)
DDV_EJE (Gas Natural de 30”)
Figura29. Cambio del derecho de vía
Finalmente, al obtener el trazo del los DDV’s y toda la información con la que deben
contar los mismos, se verificará si son correctos los resultados presentados y se revisará
que no exista ningún error en el trabajo, para posteriormente integrar la información en el
SIIA.
7. INTEGRACIÓN DE LA INFORMACIÓN AL SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN DE INSTALACIONES Y ACTIVOS
Después de realizar la base de datos, con sus respectivos shapes, se procedió a
integrar la base de datos al SIIA, en el cual se verificó que todos los puntos coincidieran,
por ejemplo, que la generación de polígonos de cruzamientos como carreteras, cuerpos
de agua, vías de ferrocarril, etc., concordaran con los cruzamientos que se pueden
apreciar en las fotografías aéreas del SIIA.
En caso de no coincidieran las fotografías aéreas con los polígonos, se revisaría la
información de la base de datos y si el error fuese demasiado grande, se optaría por
regresar a campo para que nuevamente se realizaran los levantamientos de los puntos
donde se generó el error.
3834
En la fig30 se muestra el ejemplo de una fotografía satelital, en donde el DDV_1, junto
con todos sus archivos (o shapes) ya se integraron al SIIA y por lo tanto se puede
apreciar representativamente la forma que tiene el DDV.
DDV Población “LA ESPERANZA”ESPERANZA
PUEBLA
Figura30. Fotografía satelital del derecho de vía 1.
Además de contar el SIIA con la información de los derechos de vía, este cuenta con
herramientas muy importantes de interés ambiental, como un simulador de consecuencias
en caso de fuga o derrames principalmente y un sin fin de información de interés industrial
para un buen manejo y control de la empresa, por lo que cabe señalar que la información
que se presenta en este proyecto únicamente es una de las aplicaciones de este
programa que maneja PEMEX.
3935
8. APLICACIÓN DEL PROYECTO A LA EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL 8.1. Formato de la Guía de Evaluación de Impacto Ambiental de SEMARNAT
El formato que se ofrece a los particulares para la elaboración del estudio para la
Evaluación de Impacto Ambiental y que conforma la Guía que se detalla en las
próximas páginas, ofrece un esquema secuencial para la integración de la
información que es necesaria incorporar a los mismos.
En este caso solo se presentaran algunos puntos de esta Guía de Evaluación de
Impacto Ambiental, los cuales tienen una aplicación a este proyecto (Trazo y
Caracterización de las Franjas de Desarrollo del Sistema de Pemex Gas y
Petroquímica Básica, Etapa II). Por tanto se podrá complementar con los puntos
requeridos para realizar el informe sustentado en el Apéndice de la Guía para
elaborar del informe preventivo y las manifestaciones de Impacto Ambiental
modalidad Particular y Regional de Proyectos Petroleros, emitido por la Dirección
General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental – SEMARNAT (Secretaría
del Medio Ambiente y Recursos Naturales).
Es necesario entonces, que el particular cumpla con estos criterios, pues en ellos
se concentra la información básica que será empleada por el evaluador al momento
de valorar y calificar la información presentada. Con este se busca dirigir el trabajo
del profesional que elabore el estudio, favorecer la interpretación de listados,
relaciones y descripciones y asegurar que el particular conozca con el mayor detalle
posible cual es el valor que la autoridad asigne a cada componente del estudio.
A continuación se presentará un cuadro con los puntos sobresalientes de esta
Guía, así como el criterio que se aplica:
Tabla4. Formato de la Guía de Evaluación de Impacto Ambiental de SEMARNAT
CRITERIO QUE APLICA CONTENIDO DE LA GUÍA VALOR APLICACIÓN PARA
Dígito Indicador Concepto y descripción de los rubros que componen el cuerpo de la Guía y que es necesario que el particular o su consultor ofrezcan a la autoridad, con el nivel de detalle y objetividad que se propone en el documento.
Nivel de importancia y significado del criterio, siendo 3 el valor más importante.
Texto explicativo de los criterios, aplicaciones y uso que hace la Secretaría de la información que el particular incluye en la Guía
4036
Tabla5. Guía para la Evaluación del Impacto Ambiental
CRITERIOS GUÍA PARA LA EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL VALOR APLICACIÓN PARA
I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO. I.1 Proyecto. Elabora e insertar en este apartado un croquis (tamaño doble carta), donde se señale las características de ubicación del proyecto, las localidades próximas, rasgos fisiográficos e hidrológicos sobresalientes y próximos, vías de comunicación y otras que permitan su fácil ubicación.
2
Identificación del proyecto y sus características.
II. ESCENARIO ORIGINAL. Se presenta el escenario original que existía inmediatamente antes de iniciar el proyecto. Este escenario ambiental es el que fue alterado por la realización del proyecto. Al comparar el escenario original con las obras realizadas y con el escenario actual, se pueden identificar y calificar los impactos que fueron generados por el proyecto y con esta información, diseñar y ejecutar las medidas correctivas, de compensación y restauración.
II.1 Medio inerte (abiótico). Se describirá la topografía original existentes antes de iniciadas las obras; así como las características edáficas del sitio o sitios afectados por el proyecto (incluye obras o actividades asociadas y provisionales). Se describirá en forma breve el subsuelo presente en el sitio donde se ubica el proyecto o las obras asociadas y provisionales, con énfasis en la presencia de aguas subterráneas. Para cuerpos de agua receptores se incluirán análisis de agua antes de los puntos de descarga y de las aguas subterráneas, describiendo al método de muestreo y los análisis de agua realizados por un laboratorio acreditad. Se mencionará la calidad existente del agua superficial y subterránea reportada en fuentes documentales, en caso de que estas existan.
3
En esta sección se pretende identificar los recursos abióticos afectados por la obra, con el fin de tener una medida del daño ocasionado y en su caso estimar la magnitud de las acciones de restauración y remediación.
II.2 Medio biótico. Describirá cual era el tipo de vegetación existente en el área donde se realizaron las obras o actividades de este proyecto, así como la fauna registrada para el sitio y sus alrededores, basando dicha descripción en estudios o investigaciones recientes y refiriéndose a la NOM-059
3
En esta sección se pretende identificar los recursos bióticos afectados por la obra, con el fin de tener una medida del daño ocasionado y en su caso estimar la magnitud de las acciones de restauración y de remediación.
II.3 Medio sociocultural y económico. En esta sección se presentará una descripción del escenario sociocultural y económico que prevalece en la zona
Esta información permite identificar conflictos por el manejo de recursos
4137
antes de la construcción y operación del proyecto, para contar con los elementos que permitan identificar los cambios originados por la ejecución del proyecto. Se deberá indicar cuales son los grupos sociales presentes en la zona, la población existente antes de iniciar las obras o actividades, estadísticas de mortalidad y morbilidad, población económicamente activa.
1
ambientales, o bien los cambios en materia social y económica que pueden desencadenar nuevos impactos ambientales.
II.4 Medio perceptual. En caso de contar con fotografías del sitio antes de iniciar el proyecto deberá incluirlas
1 Identificará las modificaciones al paisaje
III. OBRAS Y ACTIVIDADES REALIZADAS. En este capítulo se recopilará información sobre las afectaciones generadas durante las etapas de preparación del sitio, construcción y en caso de de la operación previa al requerimiento de la preparación del sitio, construcción y en caso de la operación previa al requerimiento de la PROFEPA Presentará fotografías panorámicas a color del sitio y de los lotes adyacentes, tal y como se encuentran en la actualidad. Entregará esquemas en los cuales se describirán el paisaje que rodea al sitio y que incluyan las obras realizadas.
III.1 Descripción de las obras y actividades (preparación del sitio, construcción y operación anterior). Esta información sirve para identificar cuales son las actividades que generaron impactos: evidentes, no evidentes y por manifestarse. Permite dirigir la investigación para cuantificar los cambios y cruzar la información con las características del escenario resultante. La información sobre preparación del sitio, debe describir a detalle las actividades realizadas, las superficies afectadas, los volúmenes de suelo que fueron removidos o afectados, la forma en que se modificó la topografía, la cantidad y tipo de vegetación que fue retirada. Para el caso de construcción, se describirán las obras realizadas, las superficies construidas y el tipo de obra realizada. Es importante que se indiquen todas las obras que ya fueron realizadas para evitar confusión y sanciones por obras no declaradas y que pudieran considerarse como realizadas después de presentar este estudio de impacto ambiental. En esta sección deberá anexarse un plano con las obras construidas, señalando las redes de aguas pluviales, de servicios, operación, y los puntos de descarga, así como la procedencia de los materiales usados para relleno, de ser el caso.
3
La información contenida en estas secciones, permitirá identificar las obras y actividades que se realizaran y que pudieran causar un daño al ambiente. Esta información se utilizará con la contemplada en el capítulo sobre el entorno original, para verificar que el estudio contenga todas las afectaciones significativas generadas.
III.2 Descargas generadas: características, ubicación de los sitios de descarga, periodos de descarga. Describir las descargas de aguas residuales realizadas durante la fase de preparación
3
Permite identificar violaciones a la normatividad ambiental, sitios que pudieron ser
4238
y construcción del sitio., indicando los volúmenes aproximados que fueron descargados, así como sus características. Indicará en un plano los sitios exactos donde se descargaron y el periodo en el cual se realizaron las descargas.
contaminados y calificar la afectación de los cuerpos de agua receptora, a través de obtener información sobre las cantidades de aguas residuales descargadas, el cuerpo receptor, los sitios donde se descargaron, así como los periodos durante los cuales se descargaron.
III.3 Residuos generados: características, volúmenes, ubicación de los sitios de depósito, periodos de generación y deposición. Estimará las cantidades de residuos generados, sus características, la ubicación exacta en un plano de los sitios de depósito, los periodos durante los cuales se generaron y se depositaron y en su caso, anexará copia de las autorizaciones emitidas por la autoridad correspondiente.
3
Contar con información sobre la afectación.
IV DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES. IV.3 Insumos IV.3.2 Recursos Naturales. Indicará cuales son los recursos naturales renovables y no renovables que son utilizados, señalando para cada uno de ellos, origen o fuente de abastecimiento y cantidades o volúmenes utilizados para unidad de tiempo
3
Esta información, permite conocer la forma en que se aprovecha el entorno como fuente de recursos naturales y materia prima para la operación del proyecto (criterio de sostenibilidad derivados de la utilización de recursos naturales)
VI ESCENARIO ACTUAL. Describirá la situación actual del escenario ambiental, con el fin de conocer los cambios que sufrió el escenario original y detectar los cambios futuros
3
La información sobre el estado actual del entorno será comparada con la información sobre el entorno antes de iniciar el proyecto, y del análisis de ambas, se podrá conocer la magnitud y significado del cambio producido en el entorno por el proyecto.
VI.1 Medio inerte (abiótico). Descripción de las características abióticas. En su caso se caracterizarán los cuerpos receptores de aguas residuales u otros líquidos. También se ofrecerá información sobre las condiciones atmosféricas del sitio donde de encuentra la instalación (climatología y características de contaminantes). Para ellos, se presentarán resultados del análisis de muestras que
4339
se tomen de los elementos donde se descargaran o a los cuales se emiten contaminantes. VI.1.2 Suelo. Se realizarán muestreos y análisis de los sitios donde se descarguen contaminantes. También de los puntos en donde se manejan materiales y residuos peligrosos y exista el riesgo o evidencias de derrames.
VI.1.3 Subsuelo. Se realizarán muestreos en los sitios donde se descarguen contaminantes, exista riesgo o evidencias de derrames.
VI.2 Medio biótico. Descripción del estado que guarda el medio biótico en el área de influencia del proyecto.
3 Esta información permitirá identificar los componentes del sistema que se ven o serán afectados por el proyecto.
VI.3 Calidad Ambiental. Con base en indicadores de la calidad ambiental del sitio donde se encuentra al proyecto, se deberá presentar un panorama integral de la situación ambiental donde se ubica el proyecto, con el fin de tener elementos de juicio que permiten conocer la importancia del proyecto en la conservación o afectación del medio ambiente.
3
Esta información permite manejar índices e indicadores de calidad ambiental, que permitan integrar la información sobre medio abiótico y biótico, con el fin de entender el sistema ambiental y conocer la forma en que el proyecto lo puede afectar.
8.2. Apéndices de la Guía para elaborar el informe preventivo y las manifestaciones de
Impacto Ambiental modalidad particular y regional de proyectos petroleros.
A continuación destacaremos los puntos que se pueden cubrir en estos apéndices
con ayuda del “Trazo y la Caracterización de las Franjas de Desarrollo del Sistema de
Pemex Gas y Petroquímica Básica, Etapa II”:
APÉNDICE I. OBRAS Y ACTIVIDADES PARA PROYECTOS PETROLEROS 2. Obras y actividades terrestres.
D. Prospecciones sismológicas
a) Características técnicas del procedimiento de prospección (2D, 3D, etc.)
b) Ubicación física del área; señalarla en n plano topográfico a escala adecuada
e indicar coordenadas geográficas extremas, así como la superficie total del
proyecto y de prospección.
c) Vías de acceso al sitio
4440
E. Ductos terrestres
a) Ubicación física del ducto, considerando coordenadas geográficas o UTM
(anexar plano topográfico escala 1:50 000 con la ubicación del proyecto y
fotografías de los sitios seleccionados), incluido el uso actual del suelo.
b) Número, características y localización de estaciones de compresión, válvulas
de compresión, válvulas de seccionamiento, trampas de diablos, etc.
c) Tipo de instalaciones de origen y destino.
d) Longitud total del ducto (en kilómetros); indicar instalaciones de origen y
destino.
e) Ancho del derecho de vía (en metros), en caso de ser existente, indicar si
existen otros ductos en el mismo, así como sus características.
f) Perfil topográfico de diseño.
g) Profundidad de la zanja.
h) Indicar si existen cruzamientos de ríos u otros cuerpos de agua, así como de
caminos u otras instalaciones.
i) Características de las obras constructivas en caso de ubicarse en zonas
inundables o pantanosas.
j) En caso de atravesar zonas urbanas, presentar cartas topográficas a escala
1:20000 e indicar los tramos que afectan dichas zonas (cuando el detalle lo
amerite, presentar fotografías aéreas escala 1:50 000.
APÉNDICE VI. PLANOS DE LOCALIZACIÓN DEL ÁREA DEL PROYECTO. Carta 1
Croquis de macrolocalización en el que se ubique la obra en el (ellos) estado(s) y
municipio(s). El croquis se presentará en tamaño de carta (aprox. 21.5*28cm).
Carta2
Mapa de microlocalización y del contexto del proyecto en su área de influencia. Utilizar
una carta topográfica donde se señale lo siguiente:
Ubicación, poligonal y/o del trazo del proyecto.
Área de influencia.
Vías de acceso al sitio del proyecto (terrestre, aéreo, marítimo y/o fluvial). En caso
de no existir, señalar el trazo proyectado.
Hidrología superficial.
Asentamientos humanos.
Zonas federales.
4541
Para proyectos lineales como carreteras, líneas de transmisión y subtransmisión eléctrica
o de fibra óptica, entre otros, utilizar como base planos(s) topográfico(s) en escalas de
1:5,000 a 50,000 dependiendo de la longitud de la línea y presentar las coordenadas de
los puntos de inflexión del trazo y la longitud del mismo. Señalar en dicho plano la
ubicación de la infraestructura de apoyo necesaria para la ejecución de los trabajos, así
como el trazo y la localización de los caminos existentes, y de los proyectados como
infraestructura asociada. Asimismo, indicar las zonas que presentan vegetación natural.
Carta3
Plano de conjunto en el que se describa la distribución de la infraestructura y de los sitios
en donde se realizarán las actividades del proyecto y se proporcione información adicional
del sitio y sus colindancias.
Para su elaboración, utilizar un plano o carta, de preferencia topográfica a escala
adecuada, de acuerdo con las siguientes opciones:
A. Si se trata de un proyecto que se localice en un predio de hasta 200 hectáreas.
Señalar las coordenadas geográficas del proyecto y el trazo de su perímetro.
Al interior del predio se indicará la ubicación y las superficies de la
infraestructura.
En cuanto al exterior del proyecto, indicar los trazos de las vialidades, los
accesos al predio, la hidrología superficial, las líneas de alimentación de agua
potable, energía eléctrica y combustibles, así como las líneas de salida de aguas
residuales, pluviales, de proceso y sanitarias. Así mismo señalar el o los usos de
suelo en las colindancias con el predio.
Conociendo entonces los requisitos que debe cumplir un estudio de impacto
ambiental, es importante contar con una herramienta que nos permita agilizar la
evaluación y el informe de Impacto Ambiental, ya que al contar con una base de datos del
trazo y caracterización del derecho de vía, se cuenta con la suficiente información en
cuanto a la topología del paso del derecho de vía, cruzamientos, zonas aledañas, tipo de
terreno, uso de suelo, etc., para que no se tenga que recurrir al Instituto Nacional de
Estadística, Geografía e Informática (INEGI), el cual puede requerir tiempo de más y
muchas veces no se encuentra actualizado el sistema en algunas regiones del país, por lo
que contar con la base de datos del SIIA ahorramos tiempo.
Por otro lado, al contar con el escenario original y actual de alguna región en donde se
ubiquen instalaciones de Petróleos Mexicanos integrados en el Sistema de Identificación
de Instalaciones y Activos se pueden tomar decisiones con respecto a la realización de
4642
libramientos12, construcciones de cualquier tipo o un estudio posterior a algún derrame o
accidente en general.
9. ANÁLISIS DE RIESGO
El Análisis de Riesgo, es un proceso continuo para identificar los riesgos potenciales
en un ducto, asociados a su integridad mecánica, operativa, seguridad y las
consecuencias de los efectos adversos provocados por estos riesgos.
Los ductos están expuestos en su recorrido a diferentes tipos de riesgos, generados
por procesos dinámicos de orden natural y sus efectos pueden llegar a provocar daños en
sus instalaciones e incluso a la sociedad.
Para el buen funcionamiento de ellos, y por la gran cantidad de información que se
maneja, desde 1998 se desarrolló el Sistema de Identificación de Instalaciones y Activos
como un sistema de control, operación y mantenimiento de los ductos; en el cual se hizo
el trazo de los mismos con sus respectivos derechos de vía a partir de puntos
geoposicionados. Adicionalmente, se han integrado bases de datos específicas de los
sistemas de gas natural, etano y LPG (gas licuado de petróleo), lo cual ha permitido a
Pemex Gas y Petroquímica Básica llevar a cabo la evaluación de la integridad de estos
sistemas.
El Sistema de Identificación de Instalaciones y Activos, está integrado por una gran
cantidad de elementos que en conjunto y a través de la recopilación continua de datos
para complementar al sistema, aportan un sustento al control, operación y mantenimiento
de los ductos inmersos en el derecho de vía.
En particular y a grandes rasgos a continuación se describirá uno de los elementos
que aporta una información concreta al análisis de riesgo denominado IAP (Integrity
Assessment Program), el cual consiste en una base de datos, en donde se determinan los
puntos de riesgo intolerables y posteriormente se analizan en este programa para
determinar los factores de probabilidad y consecuencia de fallas que están contribuyendo
en mayor grado al riesgo en esos puntos, es decir, en el tramo (ducto) que se esté
analizando.
La base de datos que sustenta el IAP se rige por medio del siguiente algoritmo:
12 Libramiento. Termino utilizado por Petróleos Mexicanos, el cual se refiere al reemplazo de un tramo de tubería dañado, el cual fue seleccionado con un estudio previo, tal como la corrida de diablos instrumentados.
4743
Figura31. Organigrama para el Análisis de Riesgo Total (ROF).
A continuación se presentan todas variables que componen el Análisis Total de
Riesgo denominado como ROF siendo este un producto de la multiplicación de dos
variables: Probabilidad de Falla (LOF) * Consecuencia de Falla (COF).
Probabilidad de Falla: esta se define como una categoría de riesgo o eventos que
suceden con cierta frecuencia, en el están integrados los siguientes elementos:
Porcentaje de Corrosión exterior (EC) = 20%
Porcentaje de Corrosión interior (IC) = 1%
Porcentaje de Daños a terceros (TP) = 30%
Porcentaje de Movimiento de Terreno (GM) = 1%
Porcentaje de Tipo de Diseño y Materiales(DM) = 20%
Porcentaje de Sistema y Operación (SO) = 28%
Porcentaje Otros (OT) = 0%
Consecuencia de Falla: se integran con los siguientes elementos:
Porcentaje de Riesgo a las Instalaciones (IOE) = 30%
Porcentaje de Riesgo Ambientales (IOB) = 35%
Porcentaje de Riesgo a las Poblaciones (IOP) = 35%
TERCERAS PARTES
CORROSIÓN INTERNA
MOVIMIENTO DE TERRENO
DISEÑO Y MATERIALES
OPERACIÓN Y PROCEDIMIENTO
CONSECUENCIA DE FALLA
RIESGO TOTAL
IMPACTO A LAPOBLACIÓN
IMPACTO AL AMBIENTE
IMPACTO AL
PROBABILIDAD DE XFALLA
NEGOCIO
CORROSIÓN EXTERNA
4844
Por lo tanto, la multiplicación de estos factores (LOF*COF), nos dan como resultado
ROF.
Si el ROF>21 se tratará de un punto de Riesgo Intolerable.
A continuación se presentará un ejemplo (ver Fig31) de la ejecución del programa
mostrando un punto de riesgo intolerable señalando simultáneamente las variables que
ocasionan el mismo.
FACTOR DE MAYOR ALTA DENSIDAD PUNTOS DE RIESGO
CONTRIBUCIÓN AL LOF DE POBLACIÓN INTOLERABLES
Figura32. Aplicación del IAP para el Análisis de Riesgo Total.
Respecto a los resultados del Índice Total de Riesgo, cuando superan el valor
establecido (ROF>21), encontramos puntos de riesgo intolerable, por lo que se recurre a
los datos recopilados en tabla para detectar el punto o los puntos en donde se genera el
problema, además de indicarnos el tramo afectado, por lo que antes de especular sobre
las acciones correctivas que se pueden realizar, podemos analizar el punto que nos eleva
el ROF y así se pueden proponer alternativas mas puntuales.
9.1. Evaluación de Proyectos
Para evaluar el impacto de riesgo real de cada proyecto a lo largo de la longitud de la
línea se recurren a 5 acciones correctivas, las cuales se analizan en la ejecución de
gráficas que nos indican en el eje de las “x” la longitud de un tramo y en el eje de las “y” el
Índice Total de Riesgo. En esta gráfica se delimita el riesgo por medio de una Línea de
4945
Criterio de Comparación, el cual si es rebasada indica que es necesario realizar una
acción correctiva que son las siguientes:
1. Incremento en la profundidad de la línea (Fig33)
Reduce el riesgo de forma marginal únicamente en el área localizada.
Línea Verde = Criterio de Comparación
Figura33. Gráfica del incremento en la profundidad de la línea
2. Reemplazo de tubería (Fig34
Reduce el riesgo de forma local.
Figura34. Gráfica del reemplazo de tubería
Línea Verde = Criterio de Comparación
5046
3. Disminución de Presión (Fig35)
Un 10% en la disminución de presión, baja el riesgo total del sistema pero no lo
suficiente en las áreas de mayor riesgo.
Figura35. Gráfica de la disminución de presión
Linea Verde = Criterio de Comparación
4. Prueba Hidrostática (fig36)
Los resultados de una prueba hidrostática en una reducción de riesgo sustancial
pueden ser necesarios para algunas actividades adicionales en algunas áreas.
Linea Verde = Criterio de Comparación
Figura36. Gráfica de prueba hidrostática
5147
5. ILI. Aplicación de las 4 medidas correctivas anteriores (Fig37).
En este ejemplo, el ILI resulta ser un escenario adecuado para reducir el riesgo
total del segmento completo. De acuerdo al Criterio de Comparación es el
escenario más adecuado.
Linea Verde = Criterio de Comparación
Figura37. Gráfica de ILI
Es muy importante contar con alternativas para la evaluación del riesgo y sus
consecuencias en un tramo en específico y se refleja esto en las gráficas mostradas
anteriormente, en las que se puede apreciar que lo ideal para disminuir el riesgo
considerablemente, sería cambiar los tramos de las tuberías y la otra alternativa sería
aplicar todas las medidas correctivas para disminuir el riesgo en gran cantidad. Es
importante resaltar que la realización de estas acciones un gasto económico importante
por que se deberá buscar la combinación ideal que logre a la disminución del riesgo pero
que se ajuste a los recursos con los que se cuentan.
9.2. Atlas de Riesgo.
Representación geográfica de las instalaciones y activos, en donde se identifican los
riesgos que las impactan y las consecuencias asociadas, para desarrollar planes de
prevención, mitigación y emergencia.
En este atlas se integran todos los datos anteriores, para generar en un mapa de la
República Mexicana la ubicación de los derechos de vía y los tramos inmersos en él, así
como la información de cada tramo del que se requiera saber el Índice de Riegos que se
clasifica en tres tipos: alto, medio y bajo. Este Atlas nos indica la información de cualquier
tramo de la base de datos para la toma de decisiones. Los cuales son:
5248
1. Derecho de Vía
2. Tramo
2.1. Kilometraje
2.2. Longitud
3. Niveles de Riesgo y Porcentaje de Riesgo
3.1. Alto
3.2. Medio
3.3. Bajo
4. Índice de Riesgo, Probabilidad de Falla y Consecuencia de Falla, y sus respectivos
elementos nombrados anteriormente.
Ejemplo Ilustrativo del Atlas de Riesgo (Fig38).
BajoMedio
Alto
Figura38. Atlas de Riesgo
En el Atlas de Riesgo se encuentran inmersos todos los elementos que componen
tanto al Índice Total de Riesgo como a la evaluación de proyecto y en el se pueden
apreciarse todos los derecho de vía indicando el programa los niveles de riesgo
respectivamente, pero aún falta mucha información que se debe integrar al sistema y
actualizarla principalmente.
5349
10. CONCLUSIONES
A partir de la detección, el geoposicionamiento y el Trazo de Trayectoria, se puede
tener un acceso inmediato a esta información por medio del Sistema de
Identificación de Instalaciones y Activos, lo cual permite la toma de decisiones de
un modo rápido y preciso en caso de un incidente.
A su vez, el trazo del derecho de vía nos permite conocer la configuración del
derecho de vía y que en conjunto con la toma de las profundidades de los ductos,
es decir, la elaboración de los perfiles transversal a cada cruzamiento, la
subsidiaria puede proponer alternativas para un mejor manejo, mantenimiento y
prevención del transporte de hidrocarburos a través de ductos.
Por otro lado, por medio de la caracterización del Derecho de Vía, es decir con la
toma de videos y fotos, se puede observar las condiciones de las instalaciones y
las zonas aledañas para efectos de cualquier imprevisto.
Este proyecto presenta gran ventaja pues en la base de datos del Sistema de
Identificación de Instalaciones y Activos, se encuentran recopilados todos los
elementos ya mencionados, agilizando así un estudio de impacto ambiental al
contar con la información del escenario original y al cubrir elementos pedidos en la
“Guía para Elaborar el Informe Preventivo y las Manifestaciones de Impacto
Ambiental Modalidad Particular y Regional de Proyectos Petroleros”.
Por medio de este sistema se recopila información para la localización de los
riesgos naturales y sociales de los Derechos de Vías, así como la historia de
eventos naturales en el pasado y los posibles riesgos geológicos, sísmicos y
socioeconómicos, así como su mitigación a través de obras civiles, a fin de
proporcionar acciones preventivas que permitan crear un ambiente de seguridad
en la planeación y administración de los ductos.
A través de la obtención de la trayectoria del derecho de vía, es posible identificar
los riesgos en la red de ductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica en la que
podría estar expuesta la población, como resultado de fenómenos naturales y de
origen antropogénico; así como también, es posible aportar acciones preventivas
para contrarrestar los riesgos identificados y mitigar sus efectos.
El trazo y caracterización de las franjas de desarrollo del sistema es de gran
aplicación a los problemas ambientales que genera la construcción, operación y
mantenimiento de los ductos, pues al contar con su localización exacta, así como
el conocimiento de la profundidad y la configuración del derecho de vía, es posible
integrar la información a un sistema que es capaz de generar un panorama más
5450
preciso de las afectaciones naturales y antropogénicas que pudiera afectar al
transporte de hidrocarburos a través de ductos, aportando así, una herramienta
para la toma de decisiones mas adecuada en caso de un incidente o la previsión
del mismo.
11. SUGERENCIAS
El Trazo y la Caracterización de las Franjas de Desarrollo al Sistema, así como
está siendo aplicado a la Subsidiaria de Pemex Gas y Petroquímica Básica, se
debería aplicar en general a todos los derechos de vías que son responsabilidad
de Petróleos Mexicanos en general, debido a que este tipo de proyecto facilita su
rápida localización y son datos más confiables respecto a la ubicación exacta de
los ductos.
Es importante que al elaborar las Trayectorias Reales de los todos los ductos que
corresponden a PEMEX, se deberían realizar programas que abarquen la
actualización de la información de estas trayectorias, debido a que con el paso del
tiempo los fenómenos de la naturaleza o tan solo el movimiento natural de la tierra
o las actividades antropogénicas, causan el cambio de la topología y a si mismo, la
profundidad de los ductos y demás factores.
Así mismo, al estar actualizando estos datos continuamente, no se perdería la
exactitud de la ubicación de los ductos, lo que nos llevaría a una mejor ubicación
respecto a simulaciones de siniestros o análisis de riesgo de cualquier zona que
involucre un derecho de vía, o cualquier tipo de funcionalidad que ejecute el
Sistema de Identificación de Instalaciones y Activos.
5551
11. ABREVIATURAS
1. PEMEX. Petróleos Mexicanos
2. PGPB. Pemex Gas y Petroquímica Básica
3. FDS. Franja de Desarrollo del Sistema
4. DDV. Derecho de Vía
5. PROFEPA. Procuraduría Federal de Protección Ambiental
6. SIG. Sistema de Información Geográfica
7. BDE. Base de Datos Espaciales
8. SIIA. Sistema de Identificación de Instalaciones y Activos
9. GPS. Sistema de Posicionamiento Global
10. PD. Punto sobre Ducto
11. PTO_CRZ. Cruzamientos Puntuales
12. CRZ_EJE. Ejes de Cruzamientos
13. VS. Válvula de Seccionamiento
14. TRD. Trampa de Recibo de Diablos
15. TED. Trampa de Envío de Diablos
16. PDA. Computadora de Bolsillo
17. PPC. Poste de Protección Catódica
18. PKMA. Poste Kilometrero Aéreo
19. PO. Poste otro
20. PER. Perfiles
21. RPC. Caseta de Rectificación o Rectificadores
22. CE. Línea eléctrica de Alta Tensión
23. CC. Camino Pavimentado
24. CO. Cruzamiento otro
25. LPG. Gas Licuado de Petróleo
26. SEMARNAT. Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales
27. INEGI. Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática
28. IAP. Integrity Assessment Program
29. ROF. Análisis de Riesgo Total
30. LOF. Probabilidad de Falla
31. COF. Consecuencia de Falla
32. EC. Porcentaje de Corrosión exterior
33. IC. Porcentaje de Corrosión interior
34. TP. Porcentaje de Daños a terceros
5652
35. GM. Porcentaje de Movimiento de Terreno
36. DM. Porcentaje de Tipo de Diseño y Materiales
37. SO. Porcentaje de Sistema y Operación
38. OT. Porcentaje Otros
39. IOE. Porcentaje de Riesgo a las Instalaciones
40. IOB. Porcentaje de Riesgo Ambientales
41. IOP. Porcentaje de Riesgo a las Poblaciones
5753
13. BIBLIOGRAFÍA
Artículos:
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apoyo a los Sistemas de Ductos”, Órgano de Información del Comité de Ductos de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, No.32, 5 octubre-diciembre 2002,
pp.25-30.
Mena H., Ulises & López L., Alberto. “Ductos. Uso de Sistemas de Información
Geográfica”, Órgano de Información del Comité de Ductos de Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios, No.38, 5 abril-junio 2004, pp.24-32.
Rivera G., Víctor & Carbonell L., María de la Nieves. “Ductos. Estudio integral de
riesgo ambiental para sectores de ductos: Caso sector ductos Cárdenas de Pemex
Gas y Petroquímica Básica”, Órgano de Información del Comité de Ductos de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, No.40, 7 octubre-diciembre 2004,
pp.4-9.
Dirección Corporativa de Operaciones. “Ductos. Ductos Reynosa, un sector
estratégico en la nueva Geografía operativa y comercial de gas natural”, Órgano
de Información del Comité de Ductos de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios, No.41, enero-marzo 2005, pp.6-7.
PEMEX, Seguridad, Salud y Medio Ambiente. Informe 2002, pp. 6-9, 18-20, 46.
Machado Martínez, Oswaldo & Orozco Prado, Jorge R. “Octanaje. Optimización de
la logística y control operativo en el proceso de transporte de productos”,
Franquicia PEMEX, Noviembre/Diciembre de 2004, pp. 6-8.
Manuales.
Instituto Mexicano del Petróleo. “Manual de Procedimiento para la Elaboración de
Perfiles Transversales en FDS (Franja de desarrollo del Sistema). Trazo y
Caracterización de los Derechos de Vía en la región centro de PGPB (Pemex Gas
y petroquímica Básica)”. Grupo de Detección de Ductos. Marzo 2005.
Instituto Mexicano del Petróleo. “Proceso de Trazo. Trazo y Caracterización de
FDS (Franja de Desarrollo del Sistema)”. Volumen 1.
Instituto Mexicano del Petróleo. “Trazo y Caracterización de las Franjas de
Desarrollo del Sistema de PGPB (Pemex Gas y Petroquímica Básica). Formato de
Técnicas y Distribución de fotografías y video, e Información en Power Point para
integrar en el SIIA (Sistema de Identificación de Instalaciones y Activos)”. Marzo
2005.
5854
Manual de usuario. Sistema de localización RD4000.
Sistema de Información Geográfica, S.A. de C.V. Manual de Referencia. Mapa
Móvil.
Instituto Mexicano del Petróleo. Manual de Evaluación de Impacto Ambiental.
Dirección General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental. Apéndices de
la Guía para Elaborar el Informe Preventivo y las Manifestaciones de Impacto
Ambiental Modalidad Particular y Regional de Proyectos Petroleros
Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Particular, PEMEX - Subdirección
de Proyectos y Mantenimiento Capitalizable. Gerencia de Mantenimiento
Capitalizable, 2002.
Estudio de Riesgo Nivel 0, ductos terrestres. Subdirección de Proyectos y
Mantenimiento Capitalizable. Gerencia de Mantenimiento Capitalizable, 2002.
Norma:
NRF-030-PEMEX-2003 “Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de
ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos”
Sitios Web:
www.pemex.gob.mx
5955
